NEUQUEN.UNO

Categoría: Patagonia Shale

  • Oldelval inicia la construcción del Duplicar Norte y conforma la sociedad para blindar la obra en el RIGI

    Oldelval inicia la construcción del Duplicar Norte y conforma la sociedad para blindar la obra en el RIGI

    Oldelval pisó el acelerador en el midstream de la Cuenca Neuquina. La compañía anunció hoy el inicio formal de la etapa constructiva del Proyecto Duplicar Norte. La obra resulta vital para conectar los yacimientos más calientes del norte de Vaca Muerta con el sistema troncal y evitar futuros cuellos de botella en la evacuación del shale oil.

    El nuevo ducto tendrá 24 pulgadas de diámetro y una extensión de 207 kilómetros. Conectará la Estación de Bombeo Auca Mahuida de manera directa con la Estación de Bombeo Allen. Las operadoras ya venían siguiendo los trabajos preliminares desde fines de 2025, y ahora la transportista confirma que proyecta la puesta en marcha oficial para marzo de 2027.

    Escala técnica y sinergia operativa del nuevo oleoducto

    El objetivo del Duplicar Norte consiste en incrementar la takeaway capacity de forma progresiva. El sistema alcanzará un volumen de transporte cercano a los 74.000 metros cúbicos diarios de crudo (unos 465.000 barriles). Esta ampliación responde a la agresiva curva de producción que las petroleras proyectan en ese bloque de la cuenca.

    La obra avanza sobre tres frentes simultáneos. El primero abarca el tendido del ducto, que la compañía ejecutará en dos fases para habilitar capacidad temprana en el tramo inicial y asegurar las condiciones operativas. El segundo eje contempla la repotenciación del sistema de bombeo actual, con adecuaciones de infraestructura y automatización en toda la traza.

    El tercer componente clave radica en la instalación de una nueva Unidad Automática de Medición (UAM ALVS) en el nodo Allen. Este equipo controlará la calidad y el volumen del crudo derivado hacia el megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). La unidad operará inicialmente con dos líneas de medición, aunque el diseño contempla futuras ampliaciones.

    Oleoductos del Valle SDE: el vehículo legal para el RIGI

    Para viabilizar esta inversión de 380 millones de dólares, Oldelval dio el paso corporativo necesario para ingresar al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). La transportista constituyó la sucursal dedicada “Oleoductos del Valle SDE”, la cual opera de manera formal desde el 1 de marzo de 2026.

    Con este vehículo legal activo, la empresa ya presentó la documentación ante las autoridades nacionales. El paraguas fiscal y cambiario del RIGI resulta fundamental para garantizar tarifas de transporte competitivas. Esta previsibilidad económica es la que permitirá a las productoras mantener el ritmo del fracking hacia la meta de 1,5 millones de barriles diarios en la próxima década.

    Datos Clave del Proyecto Duplicar Norte:

  • Inversión y Régimen: u$s 380 millones apalancados bajo el RIGI mediante la nueva sociedad “Oleoductos del Valle SDE”.

  • Capacidad de Transporte: El caño de 24 pulgadas sumará 74.000 m³/d de crudo al sistema troncal desde Auca Mahuida hasta Allen.

  • Puesta en Marcha: Marzo de 2027, con un esquema de tendido en dos fases para habilitar inyección temprana.

    • Comentarios

  • Aumentó 15% la nafta: la guerra en Medio Oriente impulsa el barril y recorta el margen de refinación

    Aumentó 15% la nafta: la guerra en Medio Oriente impulsa el barril y recorta el margen de refinación

    La escalada bélica entre Irán, Israel y Estados Unidos detonó una onda expansiva que ya impacta de lleno en el mercado energético argentino. El barril de Brent, tras quebrar el techo de los USD 100 por las restricciones en el estrecho de Ormuz, forzó a las petroleras locales a recalcular sus estructuras de costos. El precio en los surtidores registró saltos del 15% durante marzo en la Capital Federal, mientras el sector del refinado exprime sus márgenes para contener el shock de precios externos.

    El informe del IIEP de la UBA y el Conicet marca con precisión la velocidad del traslado a precios en los surtidores. Durante la primera semana de marzo de 2026, la nafta súper promedió los $1.664 a nivel nacional y la premium alcanzó los $1.895. El gasoil, combustible clave para la actividad productiva, cotizó a $1.928 en su versión común y $2.134 en el segmento de mayor calidad. Estos números iniciales reflejaron incrementos mensuales en torno al 5%.

    Sin embargo, la inercia global aceleró los ajustes a mediados de mes. Un relevamiento en la Ciudad de Buenos Aires al 19 de marzo confirmó una suba acumulada del 15% para las naftas y del 14,6% para el diésel. Tras este movimiento, las pizarras porteñas actualizaron sus valores a $1.813 para la súper y $1.987 para la premium.

    Tensión geopolítica y el factor Ormuz

    El vector principal detrás de este recalentamiento reside en la geopolítica. El barril Brent promedió los USD 95 en las semanas previas y finalmente superó la barrera de los USD 100. El conflicto armado en Medio Oriente bloqueó rutas marítimas estratégicas y alteró drásticamente la oferta global de crudo.

    Los datos del mercado muestran un giro radical frente al inicio del año. En enero, el crudo anotó caídas interanuales cercanas al 20%. Hoy, las cotizaciones spot de la primera quincena de marzo registran un salto del 48% frente a ese piso. La tensión en el estrecho de Ormuz consolidó un alza interanual superior al 30%, un escenario que tensiona toda la cadena de valor en Argentina.

    El colchón del downstream: cae el margen de refinación

    En el segmento de refinación, la ecuación económica cruje. El sector mide su rentabilidad a través del crack spread, un indicador que en Argentina opera bajo el esquema 3:1:2. Este modelo asume que el procesamiento de tres barriles de crudo arroja uno de nafta y dos de gasoil.

    El análisis del IIEP revela que el margen de refinación cayó a USD 40,5 por barril en marzo de 2026. Esta cifra representa un desplome de casi 18 dólares frente al máximo de USD 59 que la industria logró en diciembre de 2025. Las refinerías absorben parte del impacto internacional y utilizan su rentabilidad como amortiguador para evitar un salto mayor al consumidor final.

    La lectura del mercado advierte que este colchón tiene un límite técnico y económico. Si el conflicto persiste y el crudo consolida su posición por arriba de los USD 100, la presión sobre el downstream forzará nuevos traslados a precio. El escenario a corto plazo marca aumentos graduales e inminentes para compensar el descalce entre el costo de la materia prima y el precio de salida de refinería.

    Datos Clave del Mercado

  • Suba sostenida: Las naftas acumulan un alza del 15% mensual en CABA al 19 de marzo, mientras que el gasoil común registra una variación interanual cercana al 50% a nivel nacional.

  • Volatilidad del crudo: El precio spot del Brent saltó un 48% en marzo respecto a los mínimos de enero, impulsado directamente por las restricciones de navegación en el estrecho de Ormuz.

  • Buffer al límite: El margen de refinación (crack spread) cayó a USD 40,5 por barril, lo que confirma que la industria absorbió parte del aumento internacional para suavizar el impacto en los surtidores locales.

  • Oldelval pedirá el RIGI para invertir 380 millones de dólares en el Proyecto Duplicar Norte

    Oldelval pedirá el RIGI para invertir 380 millones de dólares en el Proyecto Duplicar Norte

    Oldelval acelera su despliegue de infraestructura para acompañar el ritmo de la producción no convencional. El foco principal radica en el Proyecto Duplicar Norte, un oleoducto de 200 kilómetros y 24 pulgadas de diámetro que conectará el corazón productivo del norte de Vaca Muerta con la estación de bombeo de Allen, y que será construido por Techint.

    La obra demanda una inversión de 380 millones de dólares. Según confirmó Ricardo Hösel en el evento Vaca Muerta Insights, la compañía ya formalizó las presentaciones para que este desarrollo ingrese al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El objetivo es obtener la competitividad de costos necesaria para garantizar una tarifa eficiente a los productores. La puesta en marcha inicial comenzará a finales de este año, con una fecha de finalización prevista para marzo de 2027.

    Repotenciación para evitar el freno del shale

    La urgencia del midstream es palpable. Actualmente, el sistema de Oldelval opera por encima del 90% de su capacidad. Ante este escenario, la empresa ejecutará una obra de “vía rápida” para evitar que las operadoras reduzcan su actividad: la repotenciación de cuatro estaciones de bombeo entre Allen y el Atlántico.

    Esta mejora técnica inyectará 200.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte. Se suma a la ampliación del tramo Centenario-Allen, que requerirá 90 millones de dólares adicionales para aliviar la saturación al sur de los lagos Mari Menuco.

    Hacia los 1,5 millones de barriles

    El mapa del transporte de crudo en la Cuenca Neuquina se redibuja con un horizonte de cinco años. La visión de la transportista es alcanzar una capacidad total de evacuación de 1,5 millones de barriles diarios. Este número surge de la combinación del sistema actual optimizado, los nuevos aportes de Oldelval y la entrada en operaciones del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) de YPF.

    Con este esquema, el sistema troncal quedaría cubierto hasta inicios de la próxima década. El análisis de Hösel sugiere que, una vez resuelto el takeaway principal, el próximo gran desafío logístico se trasladará a los ductos de captación. La empresa busca liderar la integración de esos ramales menores para conectar los yacimientos con el sistema troncal de forma más económica.

    Modernización de un sistema histórico

    No todo es construcción de nuevos tendidos. Oldelval administra 1.700 kilómetros de ductos con una antigüedad promedio de 60 años. Para mantener la integridad de esta red vital y asegurar que opere en sintonía con la nueva infraestructura, la compañía prevé una inversión superior a los 1.000 millones de dólares en los próximos años para tareas de mantenimiento y modernización.

    Datos clave del oldelval:

  • Inversión Total: Oldelval totalizará 2.000 millones de dólares invertidos en un periodo de 5 años.

  • Capacidad Duplicar Norte: Iniciará con 220.000 bbld, pero el diseño permite escalar hasta los 500.000 bbld con futuras plantas de bombeo.

  • Límite Operativo: El sistema Duplicar Plus alcanzará su capacidad máxima (540.000 bbld) en julio de este año, lo que apura las obras de repotenciación.

    • Comentarios

  • Gas de Vaca Muerta: Compañía Mega presentó al RIGI para invertir USD 360 millones

    Gas de Vaca Muerta: Compañía Mega presentó al RIGI para invertir USD 360 millones

    Compañía Mega presentó la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de inversión por USD 360 millones, destinado a ampliar de manera significativa su capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos (NGLs) asociados al petróleo y gas natural de Vaca Muerta. La iniciativa fue presentada ante el Ministerio de Economía y forma parte del plan estratégico de la compañía.

    “El nuevo plan de inversiones que presentamos para su calificación en el RIGI reafirma la solidez de nuestra estrategia y el respaldo permanente de nuestros tres accionistas. Esta iniciativa nos permite seguir ampliando una infraestructura clave para transformar en realidad el enorme potencial de Vaca Muerta y acompañar el desarrollo energético de la Argentina. Con esta inversión consolidamos el compromiso de largo plazo que nos trazamos: impulsar proyectos e infraestructura que agreguen valor al gas natural y a los líquidos asociados, fortalecer la matriz energética nacional y contribuir de manera creciente a la generación de divisas para el país, a través de una operación sostenible, segura y confiable”, afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.

    El incremento de producción de Mega

    El proyecto permitirá incrementar en aproximadamente un 27% la producción total de la compañía, acompañando el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta y la mayor disponibilidad de líquidos asociados al gas natural. Del volumen adicional generado, alrededor del 80% estará destinado a los mercados de exportación, principalmente en forma de GLP (propano – butano) y gasolina natural, mientras que el 20% se orientará al mercado interno, fundamentalmente en forma de etano para la industria petroquímica local.

    El proyecto prevé un plan de obras de tres años de ejecución (2026–2028) que se desarrollará en cuatro provincias. La iniciativa incluye la construcción de dos nuevas plantas de rebombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), destinadas a incrementar la capacidad de transporte de líquidos del gas natural (NGLs) del poliducto que une la Cuenca Neuquina con Bahía Blanca.

    Asimismo, contempla nueva infraestructura para el acondicionamiento de gas natural y gas asociado al petróleo crudo en la Planta Separadora Loma La Lata (Neuquén) y un conjunto de adecuaciones complementarias en la Planta Fraccionadora de Bahía Blanca.

    El boom de los NGLs

    Estas obras se ajustan adecuadamente al propósito de acompañar las necesidades de crecimiento de la producción de los recursos hidrocarburíferos de la Cuenca Neuquina, acondicionamiento del gas natural para su inyección a los Sistemas de Transporte, evacuación y monetización de la producción de NGLs en crecimiento.

    En términos de producción incremental, el proyecto permitirá incorporar nuevos volúmenes de líquidos del gas natural (NGLs), con una producción adicional estimada superior a 500.000 toneladas anuales, compuesta por etano, propano, butano y gasolina natural. Esta ampliación incrementará de manera significativa la disponibilidad de productos destinados a la exportación.

    Una vez finalizado el ciclo de construcción, la compañía estará en condiciones de elevar su capacidad total de producción de NGLs a más de 2,5 millones de toneladas por año, consolidándose como un actor relevante en el desarrollo energético y en la oferta exportadora del país.

    El rol clave de Mega

    Durante la etapa de construcción, el proyecto tendrá además un impacto significativo en la generación de empleo, con una demanda de picos de 600 puestos de trabajo (directos e indirectos) asociados a toda la cadena de valor que brindará servicios varios y actividades de ingeniería, logística, construcción y provisión de nuevos equipos.

    Mega es el único operador en la Argentina de un poliducto dedicado al transporte de líquidos de gas natural (NGLs), que conecta la Cuenca Neuquina con el polo petroquímico y el puerto de aguas profundas de Bahía Blanca. Esta infraestructura integrada permite evacuar de manera eficiente y confiable los líquidos asociados al petróleo y gas natural, asegurando un acondicionamiento óptimo para el consumo del mercado local y la exportación a diferentes países de la región y del mundo.

    El proyecto de ampliación incorpora, además, un enfoque tecnológico orientado a mejorar la eficiencia operativa y a ampliar las alternativas de captación de gas y líquidos, fortaleciendo la flexibilidad del sistema y su capacidad de adaptación al crecimiento de la producción hidrocarburífera de Vaca Muerta.

    La presentación del proyecto en el marco del RIGI se inscribe en una estrategia de largo plazo orientada a consolidar la competitividad del midstream argentino, promover nuevas inversiones y acompañar el crecimiento sostenido del sistema energético nacional.

    Comentarios

  • Ampliación del Gasoducto Perito Moreno: TGS recibió ofertas de Vaca Muerta que duplican la nueva capacidad

    Ampliación del Gasoducto Perito Moreno: TGS recibió ofertas de Vaca Muerta que duplican la nueva capacidad

    Transportadora de Gas del Sur (TGS) recibió ofertas de prepago por más de 32 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para la ampliación del Gasoducto Presidente Perito Moreno (ex Presidente Néstor Kirchner-GPNK).

    El CEO de la compañía, Oscar Sardi, calificó como un “éxito rotundo” la respuesta del upstream durante la apertura dela licitación. La avalancha de pedidos más que duplica el volumen que la transportista planea licitar en el corto plazo, lo cual confirma la urgencia de las productoras por evacuar el shale gas desde la Cuenca Neuquina hacia los grandes centros de consumo.

    Con la demanda del mercado validada, TGS pisa el acelerador. El proyecto de ampliación del ducto troncal exige un plazo de ejecución de 18 meses, con la meta innegociable de entrar en operaciones para el crítico invierno de 2027. Sardi anticipó que, tras reorganizar los contratos entre Enarsa, Cammesa y las distribuidoras, la firma lanzará formalmente el Open Season por 14 MMm3/d (12 millones para el GBA/Norte y 2 millones hacia Bahía Blanca).

    El desafío de los líquidos: Tratayén a escala

    Mientras avanza la agenda del gasoducto troncal, TGS busca resolver en paralelo la química del shale. El fuerte incremento de la producción inyecta a los ductos un gas con alto contenido de componentes licuables, lo que amenaza con dejar al sistema fuera de especificación con el paso del tiempo. Para mitigar este cuello de botella técnico y monetizar el recurso, Sardi confirmó el avance de un megaproyecto NGLs de USD 3.000 millones.

    La iniciativa transformará el complejo neuquino de Tratayén en una planta de procesamiento integral. El esquema de Capex incluye un poliducto de 570 kilómetros para evacuar la fase líquida (propano, butano y gasolina) hacia una futura planta de exportación en Bahía Blanca. TGS espera perfeccionar los contratos vinculantes bajo el paraguas del RIGI en los próximos 45 días y asumir la estructuración del financiamiento internacional.

    Previsibilidad regulatoria a 20 años

    Sostener este nivel de inversiones intensivas requiere certezas regulatorias contundentes. Sardi coronó las presentaciones de la compañía confirmando que TGS logró la extensión de su licencia de transporte por 20 años, amparada en la reciente Ley de Bases.

    La transportista se convierte así en la primera y única empresa del sector en quebrar el histórico techo de las renovaciones decenales. Este hito garantiza el horizonte de amortización necesario para viabilizar tanto la inminente ampliación del Perito Moreno como la industrialización del gas en origen.

    Comentarios

  • Se inauguró el Instituto Vaca Muerta, el ecosistema educativo de la industria petrolera

    Se inauguró el Instituto Vaca Muerta, el ecosistema educativo de la industria petrolera

    Hoy, lunes 16 de marzo de 2026, quedó oficialmente inaugurado el Instituto Vaca Muerta (IVM) el Polo Tecnológico de la ciudad de Neuquén. Esta nueva institución educativa, impulsada por YPF y Fundación YPF, representa un hito sin precedentes: está conformada y financiada por toda la cadena de valor de la industria, reuniendo a 29 compañías (10 operadoras y 19 empresas de servicios).

    El IVM nace con el objetivo de convertirse en una pieza clave para formar a los técnicos que requiere el desarrollo de Vaca Muerta, para transformar a la Argentina en un país exportador de energía mediante una capacitación basada en la excelencia operativa y la seguridad.

    Las Voces de la Inauguración

    El acto de apertura contó con la presencia de autoridades nacionales, provinciales, municipales y referentes sindicales y empresariales. Los discursos destacaron la importancia de la colaboración público-privada y el valor de la educación para el futuro de la región.

    Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, calificó la inauguración como un “sueño hecho realidad” y subrayó que no hay crecimiento posible sin educación. Destacó que el proyecto fue íntegramente financiado por el sector privado y celebró la abrumadora respuesta de la comunidad, con 17.000 inscriptos en pocos días.

    Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado, enfatizó que esta iniciativa brinda igualdad de oportunidades para que todos los trabajadores sepan los riesgos que asumen y aprendan a trabajar con seguridad. Además, planteó el desafío de trasladar este modelo a otras localidades de la región.

    Mientras que el gobernador de Neuquén Rolando Figueroa indicó que Vaca Muerta “es solo una roca” si no cuenta con la inversión de los empresarios que asumen riesgos y el esfuerzo de los trabajadores. Destacó la necesidad de monetizar el subsuelo en una ventana de 30 años, con una apuesta a la educación y la paz social como motores del desarrollo.

    Características y Oferta Académica del IVM

    El Instituto proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, a través deuda formación técnica inédita en la región basada en prácticas reales. Cuenta con un esquema pedagógico avalado por el Consejo Provincial de Educación de Neuquén y diseñado por expertos de operadoras y empresas de servicios.

    La formación se divide en dos grandes sedes: el pozo escuela (ubicado en el yacimiento Río Neuquén) y el Polo Tecnológico de Neuquén. Este último cuenta con 2.625 metros cuadrados distribuidos en 4 plantas, equipados con:

  • Salas de Simulación: 4 salas con simuladores de Perforación, Workover, Fractura, Wireline y recorridos 3D por locaciones del Upstream.

  • Laboratorio de Química: Orientado a perforación y workover, para simular operaciones de tratamiento de geles, arenas y calidad del agua.

  • Laboratorio de Automatización: Dedicado al control de procesos de petróleo y gas, análisis químicos y toma de muestras.

  • Talleres Especializados: Espacios específicos para prácticas de mantenimiento mecánico y mantenimiento eléctrico (con tableros didácticos).

  • Infraestructura de Estudio: 8 aulas teóricas y un auditorio con capacidad para 100 personas.

    • Cursos Disponibles

    Durante este primer cuatrimestre, con duraciones de 4 meses y turnos de tarde/noche, se dictan formaciones para:

  • Operador en perforación y fractura.

  • Instrumentos.

  • Mantenimiento mecánico y eléctrico.

  • Producción.

  • Seguridad operativa en yacimiento.

    • Las operadoras que integran VMI son YPF, Pluspetrol, Chevron, PAE, Total Energies, Vista, Tecpetrol, Shell, Pampa Energía, CGC y Phoenix. Mientras que son 20 compañías de servicios socias: Halliburton, San Antonio Internacional, Oilfield & Production Services, DLS Archer, Contreras Hermanos, TSB, NOV, SLB, PECOM, Industrias Juan F. Secco, Milicic, Calfrac Well Services, Wenlen, Huinoil, SIAM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, Pason DGS y Marbar.

  • TGS anunció en Nueva York una inversión de USD 3.000 millones para exportar líquidos de Vaca Muerta

    TGS anunció en Nueva York una inversión de USD 3.000 millones para exportar líquidos de Vaca Muerta

    Transportadora de Gas del Sur (TGS) anunció hoy en Nueva York, durante la Argentina Week, una inversión clave en infraestructura energética destinada a la exportación de hidrocarburos derivados de Vaca Muerta. La compañía confirmó los detalles de su proyecto de líquidos de gas natural (NGL) y avanza hacia la firma de la Decisión Final de Inversión (FID) para una iniciativa valuada en 3.000 millones de dólares.

    El impacto económico de la obra proyecta la generación de ventas al exterior por 1.200 millones de dólares al año. Además, significará un fuerte impulso al empleo, con la creación de 4.000 nuevos puestos de trabajo directos y ocupación para más de 15.000 indirectos.

    El megaproyecto: de Tratayén al Atlántico

    El anuncio, liderado en Estados Unidos por el CEO de la compañía, Oscar Sardi, comprende la conversión de la actual planta de tratamiento de Tratayén, en Neuquén, hacia una planta de procesamiento de gas natural de escala internacional. La nueva instalación tendrá capacidad para procesar 43 millones de metros cúbicos diarios, logrando una producción anual de 2,7 millones de toneladas métricas de propano, butano y gasolina cruda.

    La obra se completa con un poliducto que conectará la cabecera neuquina con Bahía Blanca. En el puerto atlántico, la empresa construirá las plantas de fraccionamiento, almacenamiento y despacho. TGS destinará el 100% de esta producción a la exportación y encuadrará la ejecución bajo los beneficios impositivos y aduaneros del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

    El gas asociado al petróleo es un desafío para productores y midstreamers de Vaca Muerta.

    La solución estructural para el gas asociado

    La infraestructura proyectada representa una salida indispensable para los productores de gas natural y petróleo de Vaca Muerta, ya que viabiliza la evacuación del gas asociado.

    “Hace 25 años que no se hace una planta de esta naturaleza, y es por lejos más grande que cualquiera de las dos existentes”, resaltó Sardi durante la presentación. “Es crítica y esencial para que Vaca Muerta pueda seguir desarrollándose y llegar a este target de 1,5 millones de barriles de petróleo por día para el 2031-32. Esto soluciona un cuello de botella. Sin esta planta de procesamiento no se puede llegar a producir ese millón y medio de barriles porque el gas asociado no hay dónde ponerlo”.

    El proyecto cubre dos urgencias operativas y económicas del sector. Por un lado, permite monetizar los componentes licuables del gas natural que hoy ingresan a los gasoductos y se consumen en generación o industria. Por otro, resuelve un límite técnico del midstream actual.

    “Nuestro sistema de transporte que hicimos en Vaca Muerta y nuestra planta de acondicionamiento ha llegado a un límite”, explicó el CEO de TGS. “El gas de Vaca Muerta es tan rico que ya la planta de acondicionamiento no resulta suficiente para poner el gas en especificación e inyectarlo al sistema de transporte, tanto de TGN, TGS, como el gasoducto Perito Moreno”.

    Acuerdos clave y respaldo político

    Para garantizar el abastecimiento, la transportista ya alcanzó acuerdos preliminares con operadoras de peso en la cuenca, como YPF, Chevron, Shell, Tecpetrol, Pampa Energía y Vista. El objetivo es perfeccionar estos contratos vinculantes en los próximos 45 días, paso previo fundamental para salir a buscar financiamiento bancario para una parte del proyecto.

    El anuncio en Nueva York contó con un fuerte respaldo del arco político y empresarial. Estuvieron presentes el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, quien subrayó: “Este es el tipo de inversión que necesitamos: eficiencia, nuevos empleos, y es lo que va a sacar al país adelante”.

    También participaron activamente los gobernadores patagónicos Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro), junto al presidente de Pampa Energía (co-controlante de TGS), Marcelo Mindlin, Marcelo Sielecki, de la familia Sielecki co-controlante de la compañía, y el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín.

    “Nunca vi tanto interés y entusiasmo por la Argentina como el que vimos en la Argentina Week en Nueva York. Para que ese entusiasmo se traduzca en inversiones extranjeras , los empresarios locales tenemos que dar el primer paso y el ejemplo con proyectos como el que hoy anunciamos desde tgs”, dijo Mindlin.

    Mientras que Sielecki agregó que “el Proyecto NGL’s es una iniciativa central dentro de nuestra visión de largo plazo. Llevarlo a cabo nos permitirá consolidar un proyecto de escala, con impacto positivo en la balanza comercial y en el desarrollo energético e industrial del país”.

     

    Comentarios

  • Pampa Energía solicitó el RIGI para invertir USD 4.500 millones en Vaca Muerta

    Pampa Energía solicitó el RIGI para invertir USD 4.500 millones en Vaca Muerta

    El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció que Pampa Energía formalizó su pedido para adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de potenciar Rincón de Aranda. Según detalló el funcionario, el proyecto contempla una inyección masiva de US$ 4.500 millones enfocada en destrabar el potencial de la zona norte del yacimiento, que abarcará tanto el desarrollo del upstream (exploración y producción) como la construcción de toda la infraestructura asociada para el tratamiento y transporte.

    Esta cifra redefine por completo la escala del proyecto y representa, por amplio margen, la mayor asignación de capital a un único activo en la historia de la compañía que conduce Marcelo Mindlin.

    El RIGI como llave para la zona norte

    La confirmación del Gobierno al adelanto de Patagonia Shale va en línea con lo que la cúpula directiva de Pampa Energía había adelantado recientemente a sus inversores, tras la publicación del DNU N° 105/26 que permitió incluir proyectos hidrocarburíferos greenfield (nuevos) en el esquema de beneficios.

    El CEO de la compañía, Gustavo Mariani, ya había marcado la hoja de ruta:

    “Presentamos el RIGI para infraestructura (midstream) en el tercer o cuarto trimestre del año pasado y aún no hemos recibido la aprobación. Pero recientemente, se aprobó un nuevo decreto que agrega el upstream de petróleo al RIGI. Así que estamos empezando a solicitar un RIGI general para el desarrollo completo de Rincón de Aranda”.

    Por su parte, el Director Ejecutivo de E&P, Horacio Turri, había anticipado exactamente el impacto que tendría esta medida, al señalar que el régimen “ayudará significativamente a desarrollar la zona norte del bloque y mejorará la economía general del proyecto”. Esto permitirá adelantar el plateau (meseta) de producción y extender la vida útil del campo.

    El salto operativo: hacia los 45.000 barriles

    El megaplan de US$ 4.500 millones llega para potenciar un área que ya viene mostrando un crecimiento exponencial. El año pasado, Rincón de Aranda pasó de producir menos de 1.000 barriles diarios (bpd) a alcanzar la meta de 20.000 bpd en diciembre, y aportó US$ 126 millones al EBITDA de la empresa.

    Para sostener esta agresiva curva de crecimiento, la empresa delineó métricas precisas a corto y mediano plazo. En la actualidad, el bloque cuenta con 10 pads (locaciones) en línea y mantiene una producción estabilizada en unos 19.000 barriles por día (bpd).

    El objetivo más próximo es alcanzar los 25.000 bpd entre marzo y abril de este año. Hacia mediados de 2026, la proyección se eleva a un rango de 27.000 a 28.000 bpd, un salto que será impulsado por la instalación de una nueva planta de procesamiento temporal el mes próximo. Todo este esfuerzo operativo apunta a una meta final clara: consolidar un plateau de 45.000 barriles de crudo diarios para 2027.

    Además, el nivel de actividad en perforación será altísimo: Turri confirmó que perforarán 20 pozos y completarán 35 en Rincón de Aranda, manteniendo un lifting cost muy competitivo en torno a los US$ 10 por barril. En gas, proyectan picos de 18 millones de m³/día en invierno.

    Inversiones 2026: fondeo propio sin nueva deuda

    De la cifra total proyectada a largo plazo para el área y su infraestructura, Pampa Energía desembolsará US$ 770 millones durante 2026 exclusivamente en Rincón de Aranda (sobre un total de US$ 1.100 millones destinados al segmento de Exploración y Producción a nivel consolidado).

    Un dato que trajo especial tranquilidad al mercado fue la estrategia de financiamiento. Ante la consulta de inversores, Adolfo Zuberbuhler confirmó que el escenario base del directorio es no emitir nueva deuda.

    “Utilizaremos parte de nuestra sólida posición de caja actual (US$ 1.100 millones) para financiar las inversiones de este año, lo que dejará un flujo de caja libre negativo de unos US$ 500 millones, llevando la caja a unos US$ 700 millones”, detalló. Con un EBITDA consolidado que superó los US$ 1.000 millones, Rincón de Aranda aportó el 23% de ese margen en el último trimestre, una participación que crecerá significativamente a medida que se ejecuten los fondos anunciados por Caputo.

    Comentarios

  • El infarto de Ormuz y la “pequeña excursión” de Trump: radiografía del mayor latigazo petrolero de la historia

    El infarto de Ormuz y la “pequeña excursión” de Trump: radiografía del mayor latigazo petrolero de la historia

    El conflicto bélico en Medio Oriente, que ya transita su décimo día de hostilidades ininterrumpidas entre la coalición de Estados Unidos e Israel contra Irán, acaba de inscribir una página inédita en los registros de los precios globales del petróleo. El lunes, el mercado petrolero experimentó una sesión de volatilidad extrema que reescribió los libros de historia económica y dejó profundas lecciones para el futuro de las exportaciones desde la Cuenca Neuquina.

    Ayer lunes fue una jornada de infarto para los algoritmos de Wall Street y las operadoras globales. Al inicio de la sesión, ante los incesantes bombardeos sobre Teherán y las represalias que no mostraban signos de cesar, el pánico por el desabastecimiento empujó los precios al borde de los 120 dólares por barril.

    Sin embargo, el mercado sufrió un violento giro bajista tras las declaraciones desde Estados Unidos, desplomándose rápidamente por debajo de los 90 dólares.

    Una caída intradía de aproximadamente 30 dólares es una de las variaciones absolutas más grandes registradas en la historia en una sola jornada. Excluyendo la anomalía técnica de abril de 2020 durante la pandemia, este latigazo supera ampliamente el histórico desplome en el inicio de la Guerra del Golfo en 1991 y las violentas correcciones de la crisis financiera de 2008.

    La “pequeña excursión” de Trump y el comodín de las sanciones

    La responsable directa del desplome de los precios fue la sorpresiva rueda de prensa del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, desde su complejo de golf en Doral, Florida. Aunque el mercado esperaba un inminente cese al fuego, la realidad en el terreno es otra.

    Trump aclaró que, aunque el conflicto avanza más rápido de lo previsto y terminará “muy pronto”, es poco probable que concluya esta semana.

    Fiel a su estilo, el mandatario calificó la guerra como una “pequeña excursión” e indicó: “Podríamos llamarlo un tremendo éxito ahora mismo, o podríamos ir más allá. Y vamos a ir más allá”. Según la inteligencia estadounidense, la cúpula y las capacidades militares de Irán han sido diezmadas y el país se está quedando sin misiles.

    Para mitigar el impacto global y argumentando que el crudo subió “menos de lo que pensaba”, Trump anunció que Estados Unidos levantará ciertas sanciones petroleras para garantizar el suministro adecuado. Esta medida pragmática, similar a la exención otorgada a India para comprar crudo ruso la semana pasada, regirá hasta que se restablezca el paso por el Estrecho de Ormuz.

    El cráter en la oferta: 20 millones de barriles en el limbo

    Para entender por qué los precios llegaron a rozar los 120 dólares, hay que dimensionar el colapso operativo. La gravedad de este conflicto no radica solo en los pozos destruidos, sino en un tapón logístico sin precedentes.

    Antes del conflicto, el mundo consumía unos 102 millones de barriles diarios (bpd). Hoy, unos 20 millones de bpd han quedado atrapados en el Golfo Pérsico. Esto representa un 19,6% de la producción mundial total. Prácticamente 1 de cada 5 barriles ha desaparecido del tablero comercial.

    El cierre del Estrecho de Ormuz: La merma de tránsito en esta ruta clave es del 100%. Las navieras han desviado o fondeado sus flotas ante la falta de cobertura de las aseguradoras. Por Ormuz fluyen habitualmente unos 21 millones de bpd, equivalentes al 20% del suministro petrolero mundial y al 30% de todo el crudo comercializado por vía marítima.

    El GNL Qatarí y la crisis de abastecimiento en Europa

    La infraestructura energética bombardeada también dejó un saldo trágico para el gas natural. La salida de Qatar del mercado de Gas Natural Licuado (GNL) es un golpe devastador.

    Normalmente, el emirato exporta unos 80 millones de toneladas métricas anuales, lo que lo convierte un líder global indiscutido. Tras prescindir del gas ruso, Europa se hizo dependiente del GNL. Qatar representaba entre el 15% y el 20% de esas importaciones.

    Al paralizarse las plantas qataríes al inicio de la temporada de inyección (primavera-verano boreal), Europa pierde a un proveedor central para rellenar sus almacenamientos subterráneos de cara al invierno 2026-2027. La competencia feroz con Asia por los cargamentos de EE. UU. disparará irremediablemente los precios del índice TTF.

    Vaca Muerta y la contracara del boom: el desafío del financiamiento global

    Si bien la “prima de seguridad” que ofrece la Cuenca Atlántica posiciona a Vaca Muerta como un activo estratégico vital, esta inestabilidad económica mundial abre serios interrogantes que moderan la euforia exportadora.

    La extrema volatilidad de los precios del crudo y la amenaza de un rebrote inflacionario global a causa del shock energético amenazan con endurecer las condiciones de crédito a nivel internacional. Este encarecimiento del dinero impacta de lleno en la siempre frágil macroeconomía argentina, elevando el riesgo país y encareciendo el acceso al capital.

    Las operadoras locales necesitan inyecciones masivas de financiamiento externo, no solo para mantener el ritmo de perforación, sino fundamentalmente para la infraestructura crítica indispensable. Vaca Muerta demanda con urgencia miles de millones de dólares para construir y ampliar plantas de tratamiento, nuevas redes de oleoductos y gasoductos troncales.

    El caso más paradigmático de esta encrucijada es el megaproyecto Argentina LNG. Esta monumental obra de licuefacción, que actualmente exploran YPF en conjunto con la italiana ENI y la gigante ADNOC (la empresa estatal de Abu Dabi), requiere una arquitectura financiera global.

    Paradójicamente, mientras la crisis subraya la urgencia de concretar este proyecto para abastecer a Europa, la participación de capitales emiratíes —provenientes de una región hoy sumida en el conflicto bélico— añade una capa extra de complejidad geopolítica y financiera que la industria local deberá seguir muy de cerca en los próximos meses.

    Comentarios

  • Petróleo a más de USD 100: el boom exportador de Vaca Muerta choca con el riesgo de mayor inflación

    Petróleo a más de USD 100: el boom exportador de Vaca Muerta choca con el riesgo de mayor inflación

    La guerra en Medio Oriente disparó el precio del barril por encima de los 100 dólares y promete ingresos récord por exportaciones petroleras. Sin embargo, el desplome bursátil global desató un éxodo de capitales que golpea a los bonos soberanos y amenaza con recalentar la inflación local a través de los combustibles y el GNL.

    El tablero global acaba de sufrir un cortocircuito severo, y las réplicas sacuden tanto a los mercados de Wall Street como a la economía real en Argentina. La escalada bélica en Irán, con el consecuente riesgo de parálisis en el Estrecho de Ormuz, detonó un shock energético y financiero simultáneo.

    Mientras el barril de crudo Brent pulverizó la barrera de los 100 dólares —rozando los USD 109—, el pánico a una recesión inflacionaria global tiñó de rojo profundo a las principales plazas bursátiles del mundo.

    Desde la óptica de Vaca Muerta, el escenario plantea una paradoja extrema. Nunca antes el país tuvo tanta capacidad de exportación energética para capitalizar un barril en estos valores, pero rara vez la macroeconomía nacional estuvo tan expuesta financieramente a un cambio de humor del mercado internacional.

    El “Fly to Quality” y el castigo a la deuda argentina

    El primer impacto directo de la crisis no se vio en los surtidores, sino en las pantallas de los traders. Ante la incertidumbre extrema, los grandes fondos de inversión activan el fly to quality (vuelo hacia la calidad): una venta masiva de activos de riesgo para refugiarse en oro y bonos del Tesoro estadounidense.

    Para una economía como la argentina, que todavía transita un delicado proceso de estabilización, este éxodo de capitales puede ser letal. Los bonos soberanos sufrirán fuertes liquidaciones, lo que empujará automáticamente hacia arriba el Riesgo País. Este encarecimiento del crédito internacional le pone un techo de cristal al financiamiento que necesitan las propias operadoras y empresas de servicios en Vaca Muerta para sostener el ritmo de perforación.

    El petróleo a 100 dólares: una inyección de divisas para Vaca Muerta

    La única barrera de contención en este frente financiero la están poniendo los activos ligados al shale. Mientras el mundo huye del riesgo emergente, los ADRs de empresas como Vista Energy, YPF y Pampa Energía resisten o incluso marcan alzas en Nueva York. Para el inversor global, la roca generadora argentina es hoy un refugio de valor tangible frente a la escasez de crudo.

    Por la vía comercial, el Brent a más de USD 100 representa una inyección de dólares masiva. Si los precios se sostienen, las exportaciones de petróleo proyectadas para este año podrían generarle a la Argentina entre USD 2.600 y USD 3.100 millones adicionales, un alivio crucial para las reservas del Banco Central y un salto histórico en la recaudación de regalías para Neuquén.

    Combustibles, inflación y la advertencia de YPF

    Pero la macroeconomía argentina es una manta corta. Con la política de paridad de exportación (export parity) vigente, el mercado interno absorbe el impacto global.

    La semana pasada, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, dejó en claro la postura de la compañía líder: si el crudo internacional sube, el surtidor debe acompañar, aunque descartó un shock intempestivo de precios. Un barril consolidado en los tres dígitos garantiza una inminente presión al alza sobre las naftas y el gasoil.

    Aquí reside el mayor riesgo para el programa económico: un salto en el precio del gasoil se traslada instantáneamente al costo logístico de los fletes que abastecen las góndolas y castiga la estructura de costos del campo, justo en el inicio de la cosecha gruesa.

    La factura del GNL para el invierno, dolarizada al extremo

    Como si la presión sobre los combustibles no bastara, el shock arrastra también los precios internacionales del Gas Natural Licuado (GNL).

    Para cubrir los picos de demanda del próximo invierno, Argentina aún necesita importar cerca de 20 buques. Con el GNL spot saltando hacia los USD 18 por MMBtu, la factura de importación pasaría de USD 660 millones a más de USD 1.080 millones. Son USD 420 millones extra que el Estado deberá pagar al contado, obligando al Gobierno a decidir si traslada ese sobrecosto a las tarifas o si lo absorbe empeorando el déficit fiscal.

    La crisis en Medio Oriente expone la dualidad del modelo argentino. Por un lado, la riqueza de Vaca Muerta funciona como un salvavidas comercial; por el otro, la fragilidad financiera e inflacionaria del país convierte cualquier viento de cola externo en un huracán para el bolsillo interno.

    Comentarios