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Categoría: Patagonia Shale

  • El boom del crudo reconfigura Vaca Muerta: el gas asociado empuja el crecimiento y desplaza al gas seco

    El boom del crudo reconfigura Vaca Muerta: el gas asociado empuja el crecimiento y desplaza al gas seco

    El mapa productivo de Vaca Muerta experimenta una transformación estructural que redefine las estrategias del midstream y la asignación de capital. Ya no son los yacimientos estrictamente gasíferos los únicos protagonistas del crecimiento. Los datos consolidados de 2025 confirman una tendencia evidente: la explosión productiva del petróleo está arrastrando consigo volúmenes récord de gas asociado, convirtiéndolo en el verdadero motor del shale gas argentino.

    Durante el último año, la producción total de shale gas alcanzó los 75,2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), lo que representó un incremento interanual del 8,8%, según los datos del último informe dela consultora Economía & Energía. Sin embargo, al desglosar ese volumen, la asimetría es evidente: todo el crecimiento neto del sistema provino del gas asociado (ventanas de Black Oil, Volatile Oil y Wet Gas con bajo GOR), que se disparó un 41,7% hasta alcanzar los 23,2 MMm3/d.

    Por el contrario, el segmento histórico de gas seco (Dry Gas y Wet Gas con alto GOR) sufrió una contracción del 1,5%, retrocediendo a 52,0 MMm3/d.

    El mapa del Gas Seco: freno en la perforación y declino

    Históricamente, el volumen gasífero no convencional se apalancó en el desarrollo del gas seco, cuya producción actual mantiene una altísima concentración: apenas cinco áreas explican más del 80% de la extracción en este segmento.

    El 2025 dejó un balance dispar para estos bloques insignia. Solo dos lograron sostener la curva en alza: Fortín de Piedra, que alcanzó los 15,9 MMm3/d (un incremento marginal de +0,3 MMm3/d), y Sierra Chata, que subió a 5,0 MMm3/d (+0,6 MMm3/d).

    El resto del top 5 acusó recibo de la redirección de los equipos de perforación hacia el crudo y registró contracciones respecto a 2024:

  • Aguada Pichana Este: 9,5 MMm3/d

  • Aguada Pichana Oeste (incluye Aguada del Castro): 7,6 MMm3/d

  • Rincón del Mangrullo: 4,2 MMm3/d

    • Este retroceso no es casual y tiene un correlato directo en el nivel de actividad en el terreno. Durante 2025, la cantidad de pozos enganchados en la ventana de gas seco se desplomó un 30% interanual. Las operadoras pasaron de conectar 56 pozos en 2024 a apenas 39 el año pasado, evidenciando una fuerte desaceleración en el desarrollo del recurso puro.

    Midstream: cómo YPF rearma sus hubs en Vaca Muerta para dar el salto exportador

    La Calera y la tracción del petróleo

    Mientras el gas seco muestra este amesetamiento, los números del gas asociado evidencian un salto formidable. La actividad de perforación compensó la balanza: los pozos conectados de gas asociado pasaron de 29 en 2024 a 39 en 2025, igualando por primera vez a los pozos gasíferos puros.

    Este segmento tiene un líder indiscutido que tracciona los volúmenes a nivel cuenca: La Calera. El yacimiento operado por Pluspetrol inyectó 9,9 MMm3/d (sumando 2,8 MMm3/d adicionales en el año) y representa por sí solo el 43% de toda la producción de gas asociado de la formación.

    El resto de los aportes de este segmento proviene del corazón petrolero de Vaca Muerta, fuertemente apalancado en las cuatro áreas con mayor desarrollo de la ventana de Black Oil:

  • Loma Campana: 3,0 MMm3/d

  • Bandurria Sur: 1,9 MMm3/d

  • La Amarga Chica: 1,4 MMm3/d

  • Bajada del Palo (Este y Oeste): 1,0 MMm3/d

    • La inercia de estos bloques es tal que alteró el ranking histórico de crecimiento. A excepción de la mencionada recuperación de Sierra Chata, en 2025 las cinco áreas con mayor incremento en la producción total de shale gas pertenecieron a las ventanas de líquidos.

    La reconfiguración plantea un desafío enorme. Con el crudo traccionando la actividad durante los 12 meses, el gas asociado fluye de manera constante, inyectando presión sobre un sistema que, ante la falta de demanda estival, obliga a realizar cierres masivos (shut-ins) que en 2025 alcanzaron picos de 29 MMm3/d en la ventana de gas seco.

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  • Midstream: cómo YPF rearma sus hubs en Vaca Muerta para dar el salto exportador

    Midstream: cómo YPF rearma sus hubs en Vaca Muerta para dar el salto exportador

    El subsuelo ya no es un misterio; el verdadero desafío ahora se juega en la superficie. Con un costo de extracción (lifting cost) que perforó el piso hasta US$ 4,2 por barril equivalente en el último trimestre de 2025, YPF demostró que sabe cómo hacer rendir la roca madre. La producción de shale saltó un 35% interanual y compensó con creces el declino convencional. Pero en la industria energética, sacar el recurso es apenas la mitad del negocio; la otra mitad es lograr que fluya.

    Para evitar que el éxito geológico se convierta en un embotellamiento logístico, la petrolera de bandera puso en marcha una agresiva reconfiguración de su midstream. El foco inmediato ya no está solo en los grandes titulares de exportación, sino en la relojería fina de sus plantas de tratamiento y captación de gas, verdaderos pulmones operativos del bloque.

    El reseteo del gas: Loma La Lata y los nuevos Hubs

    El mapa de infraestructura de gas de YPF está en plena metamorfosis. El movimiento más inminente ocurre en el corazón histórico de la cuenca: la modernización integral de la planta Loma La Lata. Esta renovación, diseñada para optimizar el tratamiento del gas asociado y expandir la capacidad actual, tiene fecha de corte inminente y estará plenamente operativa durante este primer trimestre de 2026.

    Sin embargo, la verdadera novedad estratégica se despliega en los extremos del mapa con los proyectos de captación. En el Hub Sur, el objetivo es potenciar las plantas de tratamiento de Sierra Barrosa. Con la Fase 1 ya liquidada en 2024, la compañía acaba de lanzar la Fase 2 en este arranque de 2025, trazando un horizonte de finalización para 2027.

    Hacia el norte, la jugada es de conexión pura. El Hub Norte implica tender un nuevo gasoducto estratégico que unirá los bloques productores Narambuena y Bajo del Toro directamente con el Complejo Industrial El Portón. Los caños ya tienen destino y se espera que el ducto inyecte dinamismo al sistema en el tercer trimestre de 2026.

    VMOS: La autopista exclusiva hacia el Atlántico

    Si el gas exige capilaridad, el shale oil demanda escala bruta. Aquí es donde entra a jugar el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la pieza central de la estrategia exportadora. A diferencia de otros tendidos, este oleoducto de 440 kilómetros entre Allen y Punta Colorada nace con un único propósito: la exportación.

    La obra, que ya cruzó la barrera del 50% de avance, avanza a contrarreloj. El First Oil está marcado a fuego para enero de 2027. Arrancará inyectando 180.000 barriles diarios (kbbl/d), pero escalará vertiginosamente a 550 kbbl/d ese mismo año, con un diseño modular que permite estirar la capacidad por encima de los 700 kbbl/d si los pozos lo exigen.

    No hay lugar para la especulación financiera en este tendido. Al cierre de 2025, los contratos ya aseguraban compromisos de carga por 490 kbbl/d. YPF retiene la posición dominante: controla el 25% del proyecto y garantiza un piso propio de 120 kbbl/d. Este músculo financiero, que también apalancó ampliaciones críticas en Oldelval (Duplicar Norte) y el proyecto Fer GNL de SESA, explica en gran parte el destino del flujo de caja de la compañía durante el último año.

    El sueño del GNL toma forma

    Yendo a una escala geopolítica, el megaproyecto Argentina LNG dejó de ser un render para convertirse en un contrato. En febrero de 2026, YPF firmó un Acuerdo de Desarrollo Conjunto con ENI y XRG. El objetivo es colosal: alcanzar una capacidad de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) mediante dos buques de licuefacción propios (FLNGs). Las inversiones recientes ya están fondeando los estudios iniciales y el diseño de ingeniería (FEED).

    Todo este despliegue de “fierros” se sostiene sobre una caja robusta. Pese a que el Brent castigó con una caída del 15% internacional, YPF cerró 2025 con un EBITDA Ajustado de US$ 5.009 millones (+8%) y niveles de refinación récord que no se veían en 15 años (335 kbbl/d de promedio). La ecuación cerró: menos activos maduros, más shale de alta rentabilidad y una logística preparada para inundar el mercado global. Vaca Muerta ya no pide permiso; ahora, construye su propia salida.

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  • Pampa Energía pedirá el RIGI para el upstream de Rincón de Aranda donde invertirá USD 770 millones

    Pampa Energía pedirá el RIGI para el upstream de Rincón de Aranda donde invertirá USD 770 millones

    Pampa Energía confirmó que buscará ingresar el desarrollo de la fase de upstream de Rincón de Aranda, su principal bloque de shale oil en Vaca Muerta, al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Esta decisión se da tras la reciente publicación del DNU N° 105/26, que amplió los beneficios del régimen hacia la producción de hidrocarburos en proyectos greenfield.

    La apuesta total por el área representa la mayor asignación de capital en un único activo en la historia de la compañía, superando los US$ 1.500 millones. Solo este año planea desembolsar 770 millones de dólares.

    El RIGI: clave para destrabar la zona norte del bloque

    Durante la presentación de resultados frente a inversores, los directivos de Pampa detallaron la estrategia legal y operativa para el yacimiento. El CEO de la empresa, Gustavo Mariani, explicó la situación actual respecto al régimen de incentivos:

    “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, Horacio Turri, Director Ejecutivo de Exploración y Producción (E&P), destacó que esta inclusión “ayudará significativamente a desarrollar la zona norte del bloque y mejorará la economía general del proyecto”, permitiendo acelerar la curva de producción, adelantar el plateau y extender su duración.

    Pampa Energía, una de las mayores productoras de gas de Vaca Muerta, opera Sierra Chata.

    Crecimiento exponencial: métricas y objetivos de producción

    Rincón de Aranda fue el principal motor de crecimiento para Pampa Energía, al aportar US$ 126 millones de EBITDA en 2025 (el 23% del EBITDA del cuarto trimestre). El año pasado marcó un punto de inflexión radical para el bloque.

    La evolución y las metas trazadas para el shale oil son contundentes:

  • Punto de partida (Inicios de 2025): Menos de 1.000 barriles diarios (bpd).

  • Diciembre 2025: Se alcanzó la meta de 20.000 bpd.

  • Actualidad (Primer trimestre 2026): Producción estabilizada en torno a los 19.000 bpd.

  • Marzo/Abril 2026: Objetivo de 25.000 bpd.

  • Mediados de 2026: Proyección de 27.000 a 28.000 bpd, impulsada por la instalación de una nueva planta de procesamiento temporal el próximo mes.

  • Objetivo Final (2027): Plateau de 45.000 bpd.

    • En el segmento de gas natural, Turri confirmó que cerraron febrero con 14 millones de m³/día y esperan un pico de 18 millones durante el invierno, promediando entre 13,5 y 14 millones en el año.

    Perforación y costos competitivos en Vaca Muerta

    El nivel de actividad en el bloque no se detiene. A la fecha, Rincón de Aranda cuenta con 10 pads en línea, tres de ellos en fase de pruebas de pozo. Además, la compañía tiene otros dos pads perforados no completados (DUC) y dos más en proceso de fracturación hidráulica.

    Para sostener este ritmo en 2026, las metas operativas y de eficiencia incluyen la perforación de 20 nuevos pozos en Rincón de Aranda, la completación de 35 pozos en el mismo bloque, con un lifting costs de alrededor de US$ 10 por barril de petróleo.

    Financiamiento propio sin emisión de deuda

    Para 2026, Pampa Energía proyecta inversiones récord. A nivel global, destinará aproximadamente US$ 1.100 millones al segmento de E&P, de los cuales US$ 770 millones irán directamente a Rincón de Aranda.

    Ante la consulta sobre cómo se fondeará este CapEx, Adolfo Zuberbuhler llevó tranquilidad a los inversores al confirmar que el escenario base 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 (creciendo un 8% interanual), Pampa espera que el incremento gradual de la producción en Rincón de Aranda amplíe aún más la presencia del segmento de petróleo y gas en sus balances futuros.

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  • Southern Energy y SEFE firmaron el mayor contrato para la venta de GNL en Alemania

    Southern Energy y SEFE firmaron el mayor contrato para la venta de GNL en Alemania

    Southern Energy (SESA) y SEFE Securing Energy for Europe acordaron en Berlín el contrato para la venta de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) por 8 años, a partir de fines de 2027 cuando se inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que serán instalados en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

    En diciembre pasado ambas compañías habían anunciado un acuerdo marco (“Heads of Agreement”) para negociar un contrato de venta de GNL, proceso que concluyó ayer a través del contrato definitivo.

    En el acto de firma, realizado en el AXICA Convention Centre de Berlín, estuvieron presentes Rodolfo Freyre, Presidente de SESA; Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Martin Rueda, Director General de Harbour Energy Argentina y Director Titular de SESA; Patricio Da Ré, Project Integration Director de YPF y Director Titular de SESA; Karl Staubo, CEO de Golar LNG; Federico Petersen, CCO de Golar LNG y Director Titular de SESA; y Matías Lacabanne, CCO de SESA. También estuvo presente la embajadora argentina en la República Federal de Alemania, Betina Pasquali de Fonseca.

    Además, por parte de SEFE participaron su CEO, Dr. Egbert Laege; Doris Honold, miembro del Consejo de Supervisión; Jean-Manuel Conil-Lacoste, Vicepresidente Ejecutivo de LNG; y Sharif Islam, Vicepresidente de LNG Origination – Atlantic.

    Se vendió el 80% del gas que producirá el primer buque

    El volumen de GNL previsto en el contrato representa más del 80% de la capacidad de producción del “Hilli Episeyo” (2,45 millones de toneladas anuales de GNL) y más del 30% de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción (6 millones de toneladas anuales de GNL).

    Los ingresos derivados de este contrato permitirán monetizar los vastos recursos de gas de Vaca Muerta y generar una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país.

    Golar proveerá de buques de GNL para el proyecto de Southern Energy en Río Negro.

    Rodolfo Freyre, Presidente de SESA, afirmó que “el contrato con SEFE tiene relevancia por dos motivos centrales: por un lado, confirma el posicionamiento de la Argentina como un nuevo proveedor internacional y estratégico de GNL para la diversificación de las fuentes globales de suministro; por otro lado, constituye un aporte clave para fortalecer la seguridad energética en Europa. Agradezco al equipo de SEFE y a todos los socios de SESA, cuya contribución fue clave para alcanzar este hito”.

    Frédéric Barnaud, CCO de SEFE, indicó que “Gracias a nuestra determinación y enfoque compartidos, logramos avanzar de un HoA a un SPA (“Sales and Purchase Agreement”) plenamente consolidado en poco más de tres meses. Este rápido progreso demuestra que SESA es el socio adecuado para ampliar nuestro portafolio en América del Sur y, de ese modo, fortalecer la seguridad energética de Europa. Con entregas que comenzarán ya en 2027, no sólo seremos la primera compañía energética alemana en recibir cargamentos provenientes de Argentina, sino también el primer cliente mundial de GNL de largo plazo del país”.

    Cuánto invertirá Southern Energy 

    SESA es una compañía conformada por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), cuyo objetivo es convertir a la Argentina en un país exportador de GNL a través de distintas etapas durante los próximos años.

    El consorcio confirmó una inversión superior a USD 15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de dos buques de licuefacción que serán instalados en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. Southern Energy prevé alcanzar exportaciones por más de USD 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035. El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, y tendrá una elevada participación de proveedores locales durante la operación del proyecto.

    SEFE, compañía energética internacional, vela por la seguridad del suministro e impulsa la descarbonización de sus clientes. Las actividades de SEFE abarcan la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento. Gracias a su experiencia de décadas en el comercio y el desarrollo de su negocio de GNL, SEFE se ha convertido en uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía.

    Sus 50.000  clientes  van  desde  pequeñas  empresas  hasta  municipios  y  organizaciones multinacionales. Al invertir en energías limpias y especialmente en el ecosistema del hidrógeno, SEFE está contribuyendo a la transición energética. La empresa emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo y es propiedad del Gobierno Federal de Alemania.

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  • Pampa Energía pedirá el RIGI para el upstream de Rincón de Aranda donde invertirá USD 770 millones

    Salto de Pampa Energía en Vaca Muerta: la producción de petróleo creció 355% por Rincón de Aranda

    Pampa Energía consolida su perfil petrolero en Vaca Muerta. Durante el cuarto trimestre de 2025, la compañía registró una producción de petróleo de 18,0 miles de barriles por día (kbpd) . Este volumen representa un impactante salto del 355% en comparación con los 4,0 kbpd obtenidos en el mismo período del año anterior .

    El núcleo indiscutido de esta expansión es Rincón de Aranda . Este bloque aportó 17,1 kbpd al total del trimestre . Al 31 de diciembre de 2025, Pampa contaba con 470 pozos productivos frente a los 688 al cierre de 2024 . Esta caída se explica por la salida de los bloques El Tordillo y La Tapera-Puesto Quiroga . Sin embargo, la mayor actividad en Rincón de Aranda, con 28 pozos en producción, y los 150 pozos en Río Neuquén compensaron parcialmente esta situación .

    Rincón de Aranda, el bloque estrella de Pampa

    El desarrollo de Rincón de Aranda inició tras la aprobación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para proyectos de midstream . Bajo ese marco, el plan original contempla la construcción de toda la infraestructura asociada y de la planta de procesamiento necesaria para alcanzar un plateau (pico de producción sostenida) de 45 kbpd en el año 2027 . La inversión de desarrollo supera los US$1.500 millones. Esta cifra representa la mayor asignación de capital en un único activo en la historia de Pampa .

    Posteriormente, la incorporación del upstream al RIGI permite ampliar el alcance del proyecto . Esto viabiliza el desarrollo de la zona norte del bloque y permitió acelerar la curva de producción . Así, la empresa adelantó el plateau y extendió su duración, lo cual fortaleció el perfil de crecimiento y la generación de valor a largo plazo .

    Pampa Energía, una de las mayores productoras de gas de Vaca Muerta, opera Sierra Chata.

    Junto a este impulso del crudo, por el lado del gas natural la producción alcanzó los 10,7 millones de metros cúbicos diarios (63,2 kboepd), y registró un alza del 10% interanual . En total, al sumar ambos hidrocarburos, la extracción trepó a 81,2 kboepd, un 32% por encima del volumen registrado en el cuarto trimestre de 2024 .

    Sólido desempeño en generación eléctrica y finanzas

    Pampa Energía presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025, un período marcado por un sólido desempeño en su negocio de generación eléctrica . El EBITDA del segmento alcanzó los US$111 millones, un 28% superior al mismo período de 2024 . Este resultado se impulsó por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en las centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba .

    Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó que “la implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico . Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones” .

    En materia financiera, en noviembre de 2025 la compañía emitió un bono internacional por US$450 millones con una tasa de 7,75% a 12 años, un plazo récord para una empresa privada argentina . Esta operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda . De esta manera, mantuvo una disciplina financiera consistente con el plan de inversiones .

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  • En medio de la escalada del petróleo por el conflicto en Medio Oriente, Marín aclaró que “no va a haber cimbronazos” en las naftas

    En medio de la escalada del petróleo por el conflicto en Medio Oriente, Marín aclaró que “no va a haber cimbronazos” en las naftas

    La fuerte escalada de tensión en Medio Oriente volvió a sacudir los mercados energéticos globales. Este martes, el barril de petróleo Brent para entrega en mayo registró una suba superior al 5% en el mercado de futuros de Londres, rondando los 82 dólares. Frente a este escenario de alta volatilidad, el presidente de YPF, Horacio Marín, descartó que se vayan a producir aumentos bruscos en el valor de las naftas a nivel local.

    “Nosotros tomamos decisiones tranquilas frente a estas situaciones. No hay que actuar con pánico en estos escenarios”, aseguró el directivo para llevar calma a los consumidores.

    El impacto de la guerra y la tensión en Ormuz

    Las declaraciones del titular de YPF llegan en horas críticas. El crudo de referencia en Europa alcanzó los 82,12 dólares en la mañana del martes, impulsado por el temor a un menor suministro tras la ofensiva lanzada el sábado por Estados Unidos e Israel contra Irán, que desencadenó rápidos bombardeos de represalia en la región del Golfo Pérsico. El mercado ya había reaccionado con pánico en la madrugada del lunes, cuando el Brent llegó a dispararse más de un 13%.

    Hoy, el foco de los inversores está puesto en la interrupción del tránsito naviero por el estrecho de Ormuz, un paso controlado por Teherán que es clave para el comercio mundial. El propio Marín analizó el impacto directo de este cuello de botella: “Por el estrecho de Ormuz se exportan 15 millones de barriles de petróleo. El 15% del consumo mundial pasa por ese estrecho. Es una ruptura a la oferta lo que genera el aumento de precios”.

    “No esperen cimbronazos, YPF no lo va a hacer”, aseguró Horacio Marín.

    El panorama internacional plantea serias dudas sobre la duración del conflicto. El presidente estadounidense, Donald Trump, sugirió en las últimas horas que la operación militar podría alargarse “más de cinco semanas”. Al respecto, expertos como Jan Rosenow (Universidad de Oxford) advierten que si la guerra se prolonga, terminará afectando los precios minoristas globales de energía. En contraste, analistas como Emma Wall (Hargreaves Lansdown) consideran que la perturbación sobre la oferta podría ser transitoria si el conflicto encuentra una resolución rápida.

    El estrecho de Ormuz es clave para la logística del petróleo.

    La política de YPF para “aislar” los surtidores locales

    Para amortiguar estos vaivenes globales, Marín explicó que la petrolera de bandera no fija sus valores observando la cotización diaria del barril de crudo, sino que mantiene un acuerdo de previsibilidad con los consumidores.

    “Tenemos una fórmula matemática para que los picos y los valles no afecten al consumidor. Lo que hacemos es tener un promedio, entonces cuando hay precios del petróleo que duran muy poco, tanto en caídas como en subidas rápidas, no tiene afectación en el precio de los combustibles”, detalló.

    Esta política de promedios móviles busca mantener los precios constantes la mayor cantidad de tiempo posible. Marín aclaró que solo si el precio internacional del barril se consolida en un valor muy alto de manera sostenida, el impacto se trasladaría a los surtidores locales “muy de a poco”. “No esperen cimbronazos, YPF no lo va a hacer”, sentenció.

    Argentina: el nuevo proveedor de “energía segura”

    Lejos de ver la crisis internacional solo como una amenaza, Marín subrayó la inmensa ventana de oportunidad que se abre para el país. Al encontrarse geográficamente alejada de las zonas bélicas, Argentina se posiciona estratégicamente como un proveedor de energía altamente confiable para el mundo.

    En este sentido, el ejecutivo adelantó que la compañía se encuentra trabajando fuertemente en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) en conjunto con las empresas Eni y XRG. “Estas situaciones hacen que se beneficien nuestros productos, vamos a proveer al mundo gas licuado”, afirmó.

    Para dimensionar el impacto económico, Marín se animó a trazar una proyección contundente: “En números iniciales, a ‘cuenta de carnicero’ como digo yo, con precios de petróleo normales, vamos a exportar 50 mil millones de dólares por año”.

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  • YPF invertirá 6.000 millones de dólares: Vaca Muerta recibirá el 70%

    YPF invertirá 6.000 millones de dólares: Vaca Muerta recibirá el 70%

    Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, confirmó la inyección de casi 6.000 millones de dólares para este año . Durante la presentación de resultados ante inversores de Wall Street, el ejecutivo detalló el plan estratégico . El objetivo central posicionará a la petrolera con control estatal como un operador de clase mundial en el segmento shale de Vaca Muerta . Con este fin, la compañía destinará el 70% de este capital directamente a la Cuenca Neuquina .

    La meta operativa fija una producción de 215.000 barriles diarios promedio de crudo no convencional. Esta cifra representa un salto del 120% frente a los registros de diciembre de 2023 . Sin embargo, la compañía mantendrá un ritmo plano de entre 200.000 y 210.000 barriles durante el primer semestre por las limitaciones actuales en la capacidad de evacuación .

    El incremento sustancial de la producción llegará a mediados de año tras la finalización de la planta de tratamiento en La Angostura Sur. Con esta nueva infraestructura operativa, YPF prevé una tasa de salida de 250.000 barriles diarios para diciembre de 2026 . Bajo un escenario de precios de crudo cercanos a los 60 dólares, la firma estima alcanzar un EBITDA de 6.000 millones de dólares .

    YPF redujo los costos operativos

    La salida de los campos maduros del programa Andes traccionó resultados financieros inmediatos . El costo de extracción ( lifting cost ) del segmento upstream cayó a 9,6 dólares por barril equivalente en el cuarto trimestre . En los bloques neurálgicos de petróleo no convencional, YPF consolidó un costo de 4,4 dólares .

    Marín enfatizó su meta personal ante los analistas: terminar el año sin producción convencional dentro del portafolio operativo de la empresa . A nivel de perforación, la operadora renegoció contratos con las empresas de servicios especiales . Gracias a esto, el directivo proyecta una reducción superior al 20% en el costo por pozo a partir del primer trimestre .

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  • Figueroa anunció una ley provincial para el GNL y un fideicomiso con operadoras las rutas de Vaca Muerta

    Figueroa anunció una ley provincial para el GNL y un fideicomiso con operadoras las rutas de Vaca Muerta

    La provincia de Neuquén se prepara para el salto exportador. En su discurso de apertura de sesiones ante la Legislatura, el gobernador Rolando Figueroa anunció que en los próximos días enviará un proyecto de ley que establecerá un marco normativo específico para el tratamiento del Gas Natural Licuado (GNL). El objetivo central de la normativa es generar condiciones de competitividad global, mejorar la infraestructura local e incrementar los puestos de trabajo de cara a los dos grandes proyectos de licuefacción que se proyectan para el año 2030, o incluso antes.

    Figueroa trazó un diagnóstico claro sobre el escenario internacional al advertir que Neuquén es “tomador de precios” y deberá competir directamente con mercados consolidados como el de Estados Unidos. Para lograr la exportación en buques, detalló el proceso técnico que exigirá la industria: el gas neuquino deberá ser enfriado a 162 grados bajo cero, logrando así reducir su volumen 600 veces para su carga y transporte marítimo.

    Exportación y competitividad: las claves de la Ley de GNL

    “No es que vamos a poner un precio por decreto como tantos años le ponían a Neuquén y nos pagaban dos centavos lo que estaba debajo de nuestro subsuelo”, disparó el mandatario, marcando una postura de defensa sobre el valor real de los recursos de la cuenca.

    A nivel territorial, la industrialización del gas traerá una reconfiguración en el mapa del sector. Mientras que el desarrollo no convencional concentró históricamente su actividad en la zona de Añelo y actualmente experimenta una fuerte expansión hacia Rincón de los Sauces, el gobernador anticipó que las operaciones vinculadas al GNL tendrán su mayor impacto en la comarca petrolera, beneficiando de forma directa a las localidades de Cutral Co y Plaza Huincul.

    En este contexto, y al proyectar un fuerte superávit para finales de la década impulsado por estos desarrollos, Figueroa envió un fuerte mensaje político frente a las visiones centralistas. “Hablar de Vaca Muerta como si fuera mágico es faltarle el respeto al trabajador que ahora, en este minuto, está en un pozo petrolero transpirando. Da mucha bronca cuando hay gente que dice ‘Vaca Muerta, Vaca Muerta’. Es una roca […] esto ocurre en Neuquén porque estamos los neuquinos y porque hemos sabido desarrollar un proyecto económico con sustentabilidad”, sentenció.

    Anticipo de impuestos para financiar obras viales

    En paralelo a la macroeconomía de exportación, la urgencia de la infraestructura en la zona núcleo del shale ocupó el segundo gran eje de los anuncios energéticos. El mandatario oficializó la implementación de un fideicomiso conformado junto a las operadoras para ejecutar de manera acelerada obras viales clave en el corredor petrolero.

    Las obras en las rutas de Vaca Muerta llevan años de demoras.

    El mecanismo de fondeo, sellado a través de un memorándum que ingresará a la cámara legislativa para su tratamiento, se nutrirá de aportes del sector privado en carácter de anticipo de impuestos, liquidación de regalías y el pago de peajes por adelantado.

    Las rutas de Vaca Muerta que se asfaltarán con el fideicomiso

    Los fondos se inyectarán en obras impostergables para el descongestionamiento de la logística petrolera. La primera de ellas, que ya cuenta con un acuerdo cerrado con las compañías, es la circunvalación de Añelo. Esta traza de 71 kilómetros desviará el intenso flujo del tránsito pesado tomando parte de la Ruta 8, el “camino de la tortuga” y empalmando finalmente con la Ruta 17.

    El paquete de infraestructura financiado por la industria a través de este instrumento incluirá también la repavimentación integral de la Ruta 7, desde el límite interprovincial con Río Negro, pasando por San Patricio del Chañar hasta el ingreso a Añelo.

    Asimismo, se ejecutará la pavimentación de la Ruta 51 desde el cruce de la Ruta 8 hasta la Ruta 17. En términos de circulación diaria, esto permitirá a los equipos y vehículos livianos que transitan por la Ruta 67 hacia el Mari Menuco empalmar de forma directa con la Ruta 17 (proveniente de Cutral Co), evitando el paso obligado por Añelo. Por último, se avanzará con la repavimentación de la misma Ruta 51 hacia Rincón de los Sauces, consolidando un corredor directo y más ágil hacia el extremo norte del hub petrolero.

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  • Figueroa acelera la autonomía energética del sur: Neuquén construirá su propia línea eléctrica ante las demoras de Nación

    Figueroa acelera la autonomía energética del sur: Neuquén construirá su propia línea eléctrica ante las demoras de Nación

    El gobernador Rolando Figueroa anunció que Neuquén tomará las riendas de la infraestructura eléctrica en la zona sur. Ante la histórica parálisis del proyecto nacional ALIPIBA, el mandatario confirmó el inicio del proyecto ejecutivo de la interconexión Alicurá–Villa La Angostura (ALIVILLA), una obra que busca poner fin a la dependencia del diésel en la región de los lagos.

    “Cansados de esperar, iniciamos el proyecto ejecutivo de una obra estratégica: la interconexión ALIVILLA”, sentenció Figueroa. La obra, que demandará una inversión de 80 millones de dólares, tiene como objetivo principal mejorar la confiabilidad del servicio, reducir emisiones contaminantes y permitir la electrificación de nuevas zonas, garantizando la autonomía energética frente a los compromisos incumplidos por distintas gestiones nacionales.

    Este anuncio se complementa con un plan de modernización del EPEN que incluye la ampliación de estaciones transformadoras en San Martín de los Andes, Rincón de los Sauces, Añelo, Zapala y Senillosa, además de la nueva Central Térmica de Villa Traful.

    La decisión de Figueroa está vinculada a los años de demoras que lleva la obra de la Línea de Alta Tensión Alipiba II, una obra que debía reforzar el sistema eléctrico de Bariloche, Dina Huapi y Villa La Angostura. Las obras del lado neuquino están finalizadas desde hace casi una década. Pero Nación nunca avanzó con los trabajos en territorio rionegrino.

    Canasta Energética: Recursos propios para tarifas más bajas

    En un segundo plano, pero como eje central del desarrollo productivo, Figueroa detalló la puesta en marcha de la “Canasta Energética Neuquina”. Bajo la premisa de que “si Neuquén produce energía, los neuquinos tienen que vivir mejor”, el gobernador explicó que la provincia utilizará el cobro de regalías en especie (gas, petróleo y electricidad) para subsidiar y abaratar costos internos.

    Esta canasta busca dos objetivos claros: reducir el costo eléctrico para las familias que no tienen acceso a la red de gas natural y ofrecer tarifas diferenciales para los sectores que generan empleo, como la agroindustria, el turismo, la hotelería y la gastronomía.

    Obras de gas y soluciones sustentables

    El plan integral también contempla la extensión de redes de gas natural y la instalación de plantas de GLP en localidades como Chorriaca, Paso Aguerre y Moquehue. Asimismo, Figueroa destacó hitos de infraestructura como el gasoducto hacia la planta El Portón y la repotenciación del Gasoducto Cordillerano, que ya permite nuevas conexiones domiciliarias en el sur provincial.

    Finalmente, el mandatario destacó la inauguración de paneles solares en Los Chihuidos, pautada para el próximo miércoles, una obra realizada junto a PAE que permitirá que, por primera vez, este poblado cuente con energía las 24 horas. “El objetivo es transformar la energía que nace en nuestra tierra en bienestar y desarrollo para cada neuquino”, concluyó Figueroa.

  • YPF reconfigura su matriz de rentabilidad: el salto del shale y la salida de campos maduros disparan el EBITDA a máximos de la década

    YPF reconfigura su matriz de rentabilidad: el salto del shale y la salida de campos maduros disparan el EBITDA a máximos de la década

    Los resultados financieros de YPF correspondientes al ejercicio 2025 arrojaron  un EBITDA ajustado de US$ 5.009 millones, lo que representa no solo un crecimiento interanual del 8%, sino el registro más alto de los últimos 10 años .

    Este hito financiero cobra particular relevancia al analizar el contexto macroeconómico: se logró absorber de manera íntegra una caída del 15% en el precio internacional del crudo Brent . Para comprender la dinámica detrás de esta rentabilidad récord, es necesario diseccionar la estrategia dual que la operadora aceleró durante el último año: la concentración intensiva de capital en Vaca Muerta y la depuración de su portafolio convencional.

    La anatomía del EBITDA récord: menos barriles caros, más eficiencia

    El motor principal que apalancó el crecimiento del EBITDA Ajustado fue la drástica reducción en los costos operativos, fundamentalmente impulsada por el Plan Andes . Al desprenderse de activos maduros, YPF eliminó de su ecuación operaciones que demandaban un costo de extracción de US$ 26,0 por barril equivalente (BOE) .

    Esta salida estratégica, combinada con el aumento del volumen no convencional, permitió que el costo de extracción global de la petrolera se desplomara un 26% interanual, promediando los US$ 11,6/BOE . El salto cualitativo es aún más notorio en los bloques clave de Vaca Muerta ( shale oil core-hub ), donde los costos de extracción tocaron niveles de hipercompetitividad internacional, manteniéndose en apenas US$ 4,4/BOE .

    Si bien la venta de activos no estratégicos —como la cesión del 50% de Profertil por US$ 635 millones— generó una inyección sustancial de caja y amortiguó pérdidas en la línea de “Otros resultados operativos”, estas ganancias extraordinarias (US$ 335 millones en el caso de la petroquímica) fueron excluidas del cálculo del EBITDA Ajustado . Esto confirma que los US$ 5.009 millones reflejan un desempeño operativo recurrente y genuino, traccionado por el ahorro masivo en los yacimientos y no por una inyección de capital por liquidación de activos .

    A esto se sumó un factor clave en el segmento del Downstream : las refinerías operaron a un nivel récord de procesamiento . En el cuarto trimestre, la utilización alcanzó el 99%, procesando 335 kbbl/d, la marca más alta de los últimos 15 años . Esto, respaldado por sólidos márgenes de rentabilidad ( crack spreads ) y precios locales de combustibles alineados a las paridades internacionales, blindó los ingresos de la compañía ante la debilidad del crudo .

    Vaca Muerta: consolidación operativa y salto exportador

    Durante 2025, el no convencional acaparó el 72% de las inversiones totales de YPF, que se llevaron aproximadamente US$ 3.200 millones de un CAPEX total de US$ 4.477 millones . Los resultados en el terreno ratifican que Vaca Muerta es hoy el núcleo operativo indiscutido de la petrolera:

  • Producción creciente: La extracción de shale oil promedió los 165.000 barriles diarios, marcando un alza interanual del 35% . El desempeño de cierre de año fue aún más agresivo: en diciembre se bombearon 204.000 barriles diarios, superando con holgura el target de 190 kbbl/d fijado por la compañía . Actualmente, el shale ya representa el 70% de todo el crudo que produce YPF .

  • Velocidad y eficiencia: Las mejoras de ingeniería de pozo son evidentes. YPF quebró sus propios récords perforando a una velocidad promedio de 341 metros por día y completando 287 etapas de fractura por set mensual en el último trimestre .

  • Aseguramiento de reservas: La agresividad en la actividad de terminación de pozos impactó de lleno en los libros. Las reservas probadas (P1) de shale en la formación neuquina crecieron un 32% interanual, trepando a 1.128 millones de barriles equivalentes . Hoy, casi 9 de cada 10 barriles de reserva de YPF (el 88%) provienen del no convencional, ostentando una robusta tasa de reemplazo de 3,2x .

  • Apertura de mercados: La saturación positiva que genera Vaca Muerta forzó la apertura sostenida hacia el exterior. A fines de 2025, la operadora cerró un contrato de exportación de largo plazo (hasta 2033) con la chilena ENAP para enviar alrededor de 32 kbbl/d de crudo no convencional .

    • Los balances de YPF confirman una transición completada. La compañía logró compensar de forma íntegra el declino de los yacimientos convencionales mediante una ejecución de alta intensidad en Vaca Muerta . Al depurar ineficiencias y concentrar capital en la roca madre, YPF no solo maximizó su rentabilidad actual, sino que consolidó la plataforma estructural para apalancar megaproyectos inminentes, como el oleoducto VMOS y el desarrollo del GNL.

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