Categoría: Patagonia Shale

  • Vaca Muerta Oil Sur alcanza un 59% de avance para estar operativo a fin de año

    Vaca Muerta Oil Sur alcanza un 59% de avance para estar operativo a fin de año

    El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) registra un buen ritmo de actividad en varios frentes de trabajo, con un avance de obra del 59%, entre la construcción del oleoducto y la terminal de exportación en Punta Colorada, Río Negro. Ayer, autoridades provinciales y directivos de YPF supervisaron los trabajos en el Golfo San Matías que permitirán la salida del crudo neuquino directamente hacia los mercados internacionales por primera vez desde aguas rionegrinas.

    El proyecto, que transforma la realidad económica de Sierra Grande y a la región norpatagónica, emplea a más de 10.000 trabajadores de forma directa e indirecta.

    El consorcio VMOS ya distribuyó más de 120 millones de dólares en salarios y destinó más de 200 millones de dólares a firmas proveedoras de la zona.

    Cuál es el avance de las obras de VMOS

    El sistema abarca un oleoducto de más de 400 kilómetros de extensión. La traza une la cuenca neuquina con la costa atlántica. Los trabajos avanzan a paso firme en diferentes frentes: la estación cabecera Allen, las estaciones de bombeo Chelforó y Santa Rosa, y la terminal marítima Punta Colorada.

    El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, el mandatario rionegrino, Alberto Weretilneck, y el presidente de YPF, Horacio Marín, recorrieron el predio donde se montan los tanques de petróleo.

    En la costa rionegrina, los operarios levantan dos de los seis tanques de almacenamiento proyectados. Estas estructuras colosales miden 82 metros de diámetro y 35 metros de altura. Cada tanque posee una capacidad de 120.000 metros cúbicos.

    La construcción de cada tanque implica un proceso de alta complejidad. Cada unidad se compone de 198 placas de pared y 281 placas de piso, se utilizan alrededor de 1.500 toneladas de acero y se ejecutan más de un millón de pulgadas de soldadura. El montaje del techo, a su vez, requiere la colocación de cerca de 30.000 bulones para completar su montaje. Estas tareas permiten dar forma a estructuras de gran escala.

    Con una capacidad de 120.000 metros cúbicos —equivalente al volumen de 50 piletas olímpicas y a la altura de un edificio de diez pisos—, cada tanque se posiciona entre las obras industriales más relevantes del país y de clase mundial.

    La fecha clave para Vaca Muerta Oil Sur

    La Terminal Punta Colorada será el punto final del sistema de transporte de los 437 kilómetros del VMOS, que conectará Vaca Muerta con una instalación diseñada para operar buques VLCC, que por primera vez llegarán al país. Con una capacidad de más de 550.000 barriles diarios, el VMOS permitirá consolidar a la región como un nuevo polo energético.

    Los tanques de VMOS miden 82 metros de diámetro y 35 metros de altura.

    El cronograma oficial prevé la puesta en marcha temprana para fines de este año. En esa etapa inicial, el ducto transportará 190.000 barriles diarios. Para 2027, el sistema alcanzará los 550.000 barriles por día, con proyecciones de ampliación hasta los 700.000 barriles en fases posteriores.

    La recorrida de Horacio Marín y los gobernadores

    El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, el mandatario rionegrino, Alberto Weretilneck, y el presidente de YPF, Horacio Marín, recorrieron el predio donde se montan los tanques para constatar los avances. Figueroa destacó la integración de la Norpatagonia y el potencial de rentabilidad para el país. Weretilneck subrayó la estabilidad fiscal que atrajo las inversiones y valoró el fin del desarraigo en Sierra Grande.

    Por su parte, Marín definió al VMOS como la obra de infraestructura privada más relevante de América Latina. A partir del año 2032, las proyecciones oficiales indican exportaciones por valores de entre 30.000 y 40.000 millones de dólares anuales. La terminal de aguas profundas carga buques petroleros de gran porte sin necesidad de transbordos, un factor que abarata los costos logísticos a nivel global.

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  • Vista superó los USD 1.400 millones en exportaciones y aumentó 60% la producción en Vaca Muerta

    Vista superó los USD 1.400 millones en exportaciones y aumentó 60% la producción en Vaca Muerta

    Vista, el mayor productor independiente de crudo de la Argentina, cerró el 2025 con cifras operativas e ingresos en alza . La compañía profundizó su huella en Vaca Muerta, donde acumula desembolsos superiores a los USD 6.500 millones desde el inicio de sus operaciones .

    El motor central de esta expansión radica en su agresiva estrategia exportadora. Durante el último año, la empresa despachó al exterior 22,2 millones de barriles de petróleo . Este volumen representa un salto interanual del 109% y abarca el 61% del total vendido por la operadora . Estos envíos internacionales generaron ingresos superiores a USD 1.400 millones para la compañía . Solo en el cuarto trimestre, la cuota exportadora alcanzó el 64% de los volúmenes de ventas de crudo .

    Inversión en pozos y producción en alza

    La inyección de capital de USD 1.331 millones durante 2025 permitió la perforación y la puesta en producción de 74 pozos de petróleo no convencional . Esta actividad intensiva en el terreno impulsó la producción total a 115.479 barriles equivalentes por día (boe/d), una marca 66% mayor a la registrada en 2024 .

    En el último tramo del año, el ritmo de extracción mostró un pico sostenido. La producción total del cuarto trimestre se ubicó en 135.414 boe/d, un crecimiento interanual del 59% y un 7% por encima del tercer trimestre .

    En el segmento específico del petróleo, la producción alcanzó los 118.825 barriles diarios entre octubre y diciembre, un avance interanual del 61% . Este salto se explica por el alto rendimiento de los bloques operados y por la adquisición del 50% del área La Amarga Chica en abril de 2025 .

    Eficiencia en los costos y finanzas sólidas

    A la par del aumento en los volúmenes extraídos, la empresa logró una eficiencia notoria en sus operaciones . El lifting cost cerró el cuarto trimestre en USD 4,1 por boe, una reducción del 8% frente al trimestre previo . A nivel anual, el costo operativo promedio se ubicó en USD 4,4 por boe, por debajo de los USD 4,6 de 2024 .

    Estos resultados operativos traccionaron con fuerza los balances financieros de la compañía :

    Ingresos totales: Sumaron USD 2.444 millones en 2025, un aumento del 48% en la comparación interanual . En el cuarto trimestre entraron USD 689 millones .

    EBITDA ajustado: Alcanzó los USD 1.596 millones anuales, con un margen de rentabilidad del 65% . En el último trimestre la cifra fue de USD 444 millones .

    Utilidad neta: Registró USD 719 millones a lo largo del año, muy por encima de los USD 478 millones de 2024 . El cuarto trimestre aportó USD 86 millones .

    Flujo de caja: La empresa generó un free cash flow positivo de USD 76 millones en el último trimestre .

    Reservas probadas: Saltaron a 588 millones de barriles equivalentes de petróleo al cierre de 2025, un incremento del 57% frente al año anterior .

    Finalmente, en el plano ambiental, la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero (alcance 1 y 2) bajó un 23% interanual y pasó de 8,8 a 6,8 kg CO2e/boe .

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  • Petroleros en estado de alerta y movilización por la amenaza de despidos en Rincón

    Petroleros en estado de alerta y movilización por la amenaza de despidos en Rincón

    El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa se declaró este martes en estado de alerta y movilización tras una asamblea masiva realizada en los almacenes de YPF en Desfiladero Bayo, en Rincón de los Sauces, donde participaron alrededor de 4.000 afiliados, según indicaron desde el gremio.

    Durante el encuentro, encabezado por el secretario general Marcelo Rucci y miembros de la comisión directiva, los trabajadores votaron por unanimidad mandatar a la conducción sindical para avanzar con las medidas que sean necesarias frente a la amenaza de despidos en los yacimientos convencionales de la zona. La decisión fue respaldada a mano alzada, tras la convocatoria directa del titular del gremio.

    Se vienen 2.000 despidos?

    Durante la asamblea, se expuso que YPF busca reducir entre un 50% y un 60% el personal de los yacimientos convencionales en Rincón de los Sauces, en el marco del proceso de reversión de áreas a la provincia y bajo el argumento de falta de rentabilidad.

    Rucci fue categórico: “La peor idea que pueda llegar a tener YPF va a ser echar un solo compañero de este yacimiento, porque van a tener el quilombo más grande de su historia”.

    El dirigente sostuvo que la situación “repite la historia del ’99”, cuando los trabajadores rinconenses se pusieron de pie para defender sus puestos laborales. “De la misma manera que nos hervía la sangre en aquel momento, me sigue hirviendo ahora. No vamos a permitir que jueguen con el plato de comida de nuestros hijos”, lanzó.

    En otro tramo de su discurso, remarcó la dimensión social del conflicto: “De 4.000 compañeros que hay acá quieren echar a más de 2.000. Y cuando arrasan no preguntan de qué partido sos. Arrasan. Esto no es un número: son nombres y apellidos que nos cruzamos todos los días en el pueblo”.

    También advirtió que el impacto no se limitaría a los yacimientos: “Ese problema no es solo de ustedes, es del pueblo entero. Cuando arrasan con más de la mitad de los trabajadores, arrasan con la economía de Rincón”.

    Amenazan con escalar la conflictividad en Vaca Muerta

    Rucci dejó en claro que el gremio no se opone a los retiros voluntarios para quienes estén en condiciones de jubilarse o consideren que les conviene individualmente, pero fue tajante respecto de los despidos compulsivos: “Que nos echen y van a ver lo que va a pasar. No va a ser solo acá, va a ser en Vaca Muerta y donde tengamos que ir. Representamos a 30.000 trabajadores y vamos a defender cada puesto de trabajo”.

    En tono desafiante, añadió: “No vamos a dejar que cuatro porteños vengan a pisarnos como pisaron a compañeros en otros lugares del país. En esta provincia hay historia y hay dignidad”.

    Finalmente, llamó a la unidad y a la acción colectiva: “Propongo que faculten a esta comisión directiva para dar la lucha si es necesario”. La respuesta fue inmediata y unánime: miles de manos en alto avalaron el mandato. “Esta es nuestra pelea. No hay lugar para distraídos. Acá el problema es de todos”, cerró.

    Previamente, el secretario general adjunto, Ernesto Inal, había expuesto el cuadro de situación y apelado a la memoria colectiva. “Estamos complicados, compañeros. Quieren cerrar los yacimientos. No son rentables, dicen. Ya pasó en Santa Cruz, en Chubut, en Tierra del Fuego y ahora vienen por acá”, afirmó.

    La conducción sindical anticipó que, de avanzar cesantías, las medidas podrían escalar a toda la actividad en la cuenca neuquina.

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  • Quintana Energy realiza sísmica 3D y acelera su plan en la Vaca Muerta mendocina

    Quintana Energy realiza sísmica 3D y acelera su plan en la Vaca Muerta mendocina

    La unión transitoria de empresas (UTE) conformada por Quintana Energy y TSB inició la fase de adquisición de datos sísmicos 3D en el bloque Cañadón Amarillo, ubicado en la porción mendocina de la formación Vaca Muerta . Con una inversión de 4 millones de dólares , esta operación marca un hito para la provincia, ya que Mendoza no registraba tareas exploratorias de este tipo en su territorio desde el año 2017.

    La campaña abarca una superficie total de 202,5 kilómetros cuadrados y se focaliza en una zona que hasta el momento carecía de información tridimensional . Tras haber completado los estudios de viabilidad paleontológica y la planificación técnica con el despliegue de los nodos, la operación avanza actualmente en el territorio con 10 vibradores sísmicos abocados a la etapa de adquisición de datos .

    Cómo funciona la tecnología para “iluminar” la roca

    La tecnología de sísmica 3D consiste en la generación controlada de ondas que se propagan a gran profundidad. El registro de sus reflexiones en las distintas capas geológicas permite construir un modelo del subsuelo de alta precisión . Este procedimiento técnico reduce drásticamente la incertidumbre geológica y permite definir con rigor la locación exacta de los pozos.

    Según explicó Carlos Gilardone, CEO de Quintana Energy, el objetivo central de esta inversión de última generación es “iluminar” Vaca Muerta para identificar las áreas más prospectivas y perforar con mayor precisión los pozos comprometidos .

    Una vez concluida la fase de adquisición en el campo, se realizará el análisis e interpretación, junto con el reproceso de la información, para avanzar en la definición final de locaciones de los pozos que explorarán el potencial productivo de la formación Vaca Muerta .

    Adelanto del cronograma exploratorio

    Gracias a este minucioso trabajo técnico, la UTE busca imprimirle mayor velocidad al proyecto y adelantar el cronograma de su programa exploratorio . El objetivo delineado por la operadora es perforar los dos primeros pozos pilotos durante el segundo semestre de 2026, anticipándose de este modo a los compromisos de perforaciones exploratorias que estaban fijados originalmente para 2027 .

    En el marco del avance de este plan piloto no convencional, el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, recorrió los frentes operativos en Cañadón Amarillo acompañado por la ministra de Energía, Jimena Latorre, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio .

    Durante la inspección, el mandatario destacó que estos estudios sísmicos tienen una importancia estratégica para consolidar el desarrollo de la Vaca Muerta mendocina, cumpliendo con los estándares ambientales internacionales y brindando la información técnica precisa para atraer nuevas inversiones .

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  • RIGI Upstream: La “letra chica” del Decreto 105/2026, los nuevos privilegios para Vaca Muerta y el festejo de Neuquén

    RIGI Upstream: La “letra chica” del Decreto 105/2026, los nuevos privilegios para Vaca Muerta y el festejo de Neuquén

    El upstream de Vaca Muerta no es un sector que necesite respirador artificial; de hecho, es el motor más dinámico de la economía argentina. Las operadoras ya vienen rompiendo récords de producción mes a mes, y contaba con el respaldo del agresivo marco de desregulación que el gobierno de Javier Milei consolidó con la Ley Bases. Sin embargo, el Poder Ejecutivo decidió ir un paso más allá para asegurar la inyección rápida de dólares en el corto plazo.

    A través del Decreto 105/2026, publicado hoy en el Boletín Oficial, se reglamenta la ampliación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a la etapa de exploración y producción (upstream). La norma entrega un escudo fiscal y cambiario inédito por 30 años a un sector altamente rentable. A cambio, impone un cerrojo contable y operativo draconiano: el Estado exige trazabilidad absoluta para evitar el subsidio encubierto a la producción vieja.

    El festejo político en Neuquén: “Un nuevo punto de inflexión”

    La letra chica del decreto no es casualidad; responde a meses de negociaciones de las provincias productoras. Desde Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa celebró la medida como un triunfo propio, tras haber formalizado el pedido al ministro de Economía, Luis Caputo, en diciembre pasado.

    “Fruto del trabajo realizado con el ministro Caputo, hemos logrado dar otro paso fundamental en la consolidación de la industria hidrocarburífera y la aceleración de las inversiones en nuestra provincia”, aseguró Figueroa tras conocerse la norma.

    El mandatario neuquino destacó que este acuerdo marca “un nuevo punto de inflexión” y blanqueó la urgencia de fondo: “Incentivamos la inversión porque tenemos solo una ventana de 30 años para poder producir gas y petróleo y para poder venderlos. Tenemos que atraer las inversiones necesarias, porque si a Neuquén le va bien, a la Argentina le va bien”.

    Según Figueroa, la inclusión del upstream en el RIGI permitirá que las empresas “paguen menos impuestos a las ganancias y al valor agregado, y generen mucha más actividad”, consolidando al desarrollo no convencional como “el principal motor económico de la República Argentina”.

    El punto de partida: Qué suma el RIGI frente a la Ley Bases

    Para entender el entusiasmo en Neuquén y la magnitud de este decreto, es fundamental separar las aguas entre el escenario de libre mercado que ya gozaban las petroleras y las ventajas impositivas excepcionales que ahora pueden solicitar.

    DimensiónEl piso preexistente (Ley Bases / Desregulación)El plus del RIGI (Decreto 105/2026)

    Precios y Comercialización Libertad para negociar precios internos y maximizar la paridad de exportación (export parity). Estabilidad normativa de comercialización por 30 años, inmune a futuros cambios de gobierno. Exportaciones Libertad de exportación (sujeta a no comprometer el abastecimiento interno en casos extremos). Exención total de derechos de exportación (retenciones) tras un período de gracia estipulado. Impuesto a las Ganancias Alícuota general corporativa (35%). Reducción al 25% y alícuota especial del 7% para el giro de dividendos al exterior. Acceso a Divisas (MULC) Restricciones generales del cepo cambiario vigente (con algunas ventanas de disponibilidad). Libre disponibilidad de divisas de exportaciones de forma escalonada y acceso garantizado para utilidades. Tratamiento del IVA Devolución estándar, sujeta a demoras de AFIP/ARCA. Devolución acelerada o pago con Certificados de Crédito Fiscal, evitando la inmovilización de capital. Pisos de inversión y la estricta barrera de los “nuevos desarrollos”

    El Decreto 105/2026 busca forzar la expansión de la frontera productiva. No premia la mejora de rentabilidad de lo que ya está en marcha, sino que exige abrir nuevas zonas de explotación.

  • Costa Adentro (Onshore): El umbral mínimo de inversión es de USD 600 millones. Esto obliga a las empresas a comprometer campañas masivas de pozos en Vaca Muerta.

  • Costa Afuera (Offshore): El piso baja a USD 200 millones, reconociendo el riesgo geológico extremo del Mar Argentino.

  • La barrera exclusoria: Para que un área aplique, debe ser catalogada como “Nuevo Desarrollo”. El decreto prohíbe explícitamente la adhesión de bloques que ya tuvieran un desarrollo significativo al momento de la Ley 27.742. Más aún, al presentar la solicitud, el área no puede tener inversiones activas en explotación. Esta cláusula busca liquidar la “fragmentación artificial” de proyectos en curso.

    El cerrojo operativo: trazabilidad y “tolerancia cero” a la mezcla

    El mayor dolor de cabeza técnico para las petroleras que quieran aplicar al RIGI en áreas donde ya operan proyectos convencionales será la segregación. La norma levanta una “muralla china” técnica y legal:

  • Sistemas de medición separada: Es obligatorio instalar tecnología de medición física independiente. El Vehículo de Proyecto Único (VPU) debe probar mediante medidores fiscales qué volumen exacto proviene de la inversión incentivada y cuál de los pozos preexistentes.

  • Titularidad exclusiva: El VPU no puede compartir infraestructura clave (“fierros”) de manera promiscua con la empresa madre. Debe ser titular exclusivo de los activos.

  • El riesgo de perderlo todo: Si la Secretaría de Energía o la AFIP/ARCA detectan mezcla operativa o contable sin segregación técnica, el proyecto pierde automáticamente los beneficios.

  • Ingeniería financiera: dólares, UTEs y amortización

    El sector del upstream funciona mayormente mediante consorcios (UTEs) y fondeo externo. El decreto adapta la norma a esta realidad, pero redobla el control del Banco Central (BCRA).

  • Trazabilidad de los dólares: Se permite que las divisas ingresadas por accionistas o socios internacionales computen a favor del VPU para destrabar el acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC). La condición es que estos fondos se registren contablemente como afectados de manera exclusiva y proporcional al proyecto RIGI.

  • Amortización acelerada integral: El beneficio impositivo no aplica solo a la perforación del pozo, sino a todo el “conjunto inescindible y funcional” (plantas de tratamiento, oleoductos y gasoductos internos).

  • Giro de dividendos: La sociedad madre que gire utilidades actuará como agente de retención. Solo aplicará la alícuota reducida del RIGI (7%) sobre la proporción exacta de las ganancias generadas por el nuevo desarrollo.

  • Prórroga de adhesión: oxígeno hasta 2027

    Sabiendo que la evaluación de reservorios y el cierre financiero (Project Finance) de estos megaproyectos toman años, el Gobierno hizo uso de sus facultades para extender el plazo original.

    Las empresas tendrán tiempo hasta el 8 de julio de 2027 para presentar y aprobar la adhesión de sus proyectos al régimen, dándole a la industria el tiempo necesario para armar los esquemas financieros que promete multiplicar los taladros en la Patagonia.

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  • Vaca Muerta Oil Sur: comenzó el cruce del río Negro con una compleja perforación dirigida

    Vaca Muerta Oil Sur: comenzó el cruce del río Negro con una compleja perforación dirigida

    La megaobra Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), pieza fundamental para la arquitectura exportadora de la cuenca neuquina, alcanzó este lunes una instancia decisiva en su cronograma de construcción. Con el inicio de las maniobras de Perforación Horizontal Dirigida (PHD) para cruzar el lecho del río Negro, la obra entra en su fase de mayor complejidad técnica, un movimiento que la provincia de Río Negro supervisa bajo estrictos protocolos de seguridad y control ambiental.

    Las tareas de perforación se concentran en las proximidades de la localidad de Chelforó, específicamente entre las progresivas PK 120 y PK 121. La estrategia de ingeniería contempla puntos de entrada y salida situados a una distancia prudencial de las riberas —180 y 228 metros respectivamente—, lo que garantiza una intervención mínima sobre las márgenes naturales del curso de agua.

    Qué es el Horizontal Directional Drilling

    Este procedimiento de alta precisión técnica, conocido internacionalmente como HDD (Horizontal Directional Drilling), implica la apertura de un túnel de aproximadamente 660 metros de longitud. A través de este conducto subterráneo se instalará una cañería de 30 pulgadas de diámetro y 11,3 mm de espesor, protegida por un revestimiento especial de mantas termocontraíbles reforzadas. Para asegurar la integridad total del sistema, la tubería es sometida a pruebas hidráulicas de rigor antes de su inserción y una vez posicionada finalmente en el túnel.

    La precisión de la trayectoria bajo el río es posible gracias a un sistema de guiado electromagnético de última generación. Este instrumental informa en tiempo real variables críticas como la inclinación, el rumbo y la orientación de la herramienta de perforación durante las etapas de perforación piloto y el posterior ensanche del túnel. Una vez que el conducto alcanza las dimensiones necesarias, se procede al armado de la columna de caños y su posterior inserción por tracción.

    Mariela Moya, secretaria de Hidrocarburos rionegrina, subrayó la relevancia estratégica de este avance al señalar que el cruce del río constituye uno de los hitos más significativos del VMOS. Según la funcionaria, la magnitud de la maniobra no solo demuestra la capacidad técnica desplegada en el territorio, sino que posiciona a la provincia como un actor central en la nueva infraestructura energética del país.

    Desde el punto de vista ambiental, el operativo se sostiene bajo un esquema de monitoreo constante. Se utilizan fluidos de perforación compuestos por agua dulce, bentonita y polímeros biodegradables, realizando análisis químicos periódicos tanto en la inyección como en los lodos de retorno. Este seguimiento diario por parte de la Secretaría de Energía y Ambiente busca verificar cada etapa en campo, garantizando que el desarrollo de la obra cumpla con los más altos estándares internacionales de seguridad operativa.

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  • YPF oficializó la venta de Manantiales Behr a PECOM por US$ 410 millones tras el fracaso de Rovella

    YPF oficializó la venta de Manantiales Behr a PECOM por US$ 410 millones tras el fracaso de Rovella

    YPF comunicó oficialmente el cierre de uno de los capítulos más tensos del último año en la industria hidrocarburífera: el traspaso del 100% de la concesión de Manantiales Behr a favor del Grupo Pérez Companc .

    Según informó YPF, los acuerdos previos con Limay Energía S.A., empresa del grupo Rovella Capital, quedaron sin efecto a partir del 13 de febrero de 2026 . La caída de la operación se dio “al no haberse verificado el aporte inicial de fondos a cargo de Limay Energía S.A.”, un paso que representaba una condición esencial para la entrada en vigencia del convenio .

    El choque de cifras y el “ADN petrolero”

    El proceso original de desinversión, enmarcado en el Proyecto Andes, había adjudicado esta área a Rovella a partir de una oferta cercana a los US$ 575 millones. Sin embargo, la imposibilidad de estructurar el financiamiento y cumplir con las condiciones de cierre expuso el eslabón más frágil en las transacciones de M&A energéticas. La demora y el fracaso de la primera operación generaron incertidumbre y un riesgo de discontinuidad operativa que tensionó fuertemente al yacimiento.

    Manantiales Behr no es un yacimiento cualquiera. Al cierre de 2025, el área registraba una producción de 25.000 barriles diarios de petróleo y 0,4 millones de m3/d de gas natural y una moderna planta de inyección de polímeros que permiten mejorar la recuperación  del hidrocarburos en el subsuelo .

    Esta complejidad eleva la barrera de entrada y castiga rápidamente a los operadores sin un claro “ADN petrolero”. Ante el incumplimiento, YPF se vio obligada a avanzar con quienes habían presentado la segunda mejor oferta económica: Pecom Servicios Energía S.A.U. (con un 51% de participación) y su afiliada San Benito Upstream S.A.U. (con el 49% restante) .

    La letra chica del acuerdo con PECOM

    El acuerdo oficializado por el Directorio de YPF no se limita únicamente a los pozos productores, sino que revela el verdadero peso estratégico de la operación para la logística en la Cuenca del Golfo San Jorge :

  • El precio: El monto total acordado asciende a 410 millones de dólares , más IVA . A esto se le suma un precio contingente de hasta 40 millones de dólares y un eventual ajuste de precio al cierre de la transacción . La diferencia frente a los US$ 575 millones iniciales evidencia que YPF prefirió resignar capital a cambio de asegurar la operatividad del bloque.

  • Esquema de pagos: PECOM abonará 150 millones de dólares entre la fecha de firma y la fecha de cierre de la transacción . El saldo restante se cancelará en un plazo de entre 12 y 24 meses posteriores al cierre .

  • Activos estratégicos: Además de la explotación convencional, YPF cede la concesión de transporte de hidrocarburos sobre tres oleoductos fundamentales: “El Trébol – Caleta Córdova”, “Km. 9 – Caleta Córdova”, y “Manantiales Behr Cañadón Perdido” . También se incluye la venta parcial del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20 .

  • Para la petrolera estatal, la decisión se alinea con su objetivo macro de reasignar capital hacia el shale neuquino de Vaca Muerta, sin comprometer el volumen del convencional. La enseñanza de fondo que deja el caso Manantiales Behr es clara: en el convencional argentino, la verdadera ventaja competitiva no pasa por ofertar la cifra más alta en una licitación, sino por demostrar, con infraestructura y capital real, que se tiene la capacidad de sostener la operación.

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  • El mapa del petróleo neuquino: ¿qué países compran el crudo de Vaca Muerta?

    El mapa del petróleo neuquino: ¿qué países compran el crudo de Vaca Muerta?

    Si el 2024 fue el año de las obras, el 2025 fue el año de la conquista de mercados. El crudo de la Cuenca Neuquina dejó de ser un recurso de consumo interno para convertirse en un commodity global que hoy compite en las refinerías más exigentes del mundo.

    A través de los muelles de Puerto Rosales, el petróleo neuquino trazó una hoja de ruta que une a Vaca Muerta con destinos impensados hace apenas cinco años, impulsando un superávit energético histórico de US$ 7.815 millones.

    Estados Unidos: El cliente VIP del shale oil

    El principal comprador del petróleo neuquino es, por amplia diferencia, Estados Unidos. Durante el último año, las refinerías del país del norte adquirieron 5.962.847 toneladas, lo que representa el 77% del total exportado desde la terminal de Otamerica.

    El interés de las plantas del Golfo de México no es casual: el blend de Neuquén es un sustituto ideal para optimizar la producción de combustibles livianos, y su calidad constante lo ha posicionado como un producto confiable en el mercado más competitivo del mundo.

    Sudamérica: La base de la integración regional

    Más allá del gigante norteamericano, la Cuenca Neuquina se consolidó como el pulmón energético del Cono Sur:

  • Chile: Gracias al oleoducto Otasa, se mantiene un flujo constante hacia las refinerías de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), con contratos estratégicos firmados por operadoras como YPF, Vista y Shell que garantizan ventas hasta 2033.

  • Brasil y Uruguay: Entre ambos países sumaron compras por más de 700.000 toneladas, consolidando la relevancia regional del crudo argentino.

  • Los principales destinos del crudo (Toneladas exportadas) País Volumen (t) Participación Estados Unidos 5.962.847 77% Australia 455.234 6% Brasil 360.855 4,7% Uruguay 353.019 4,6% China 212.201 2,7% India 183.159 2,4%

    La nueva frontera: Asia y Oceanía en el radar

    La gran sorpresa de 2025 fue la llegada competitiva del petróleo argentino al Lejano Oriente. Argentina ha demostrado que, gracias a la eficiencia logística en Puerto Rosales, puede absorber los costos de flete y llegar con precios atractivos a:

  • Australia: Se ubicó como el segundo destino individual más importante fuera de América.

  • India y China: La apertura de estas rutas es un hito de competitividad. Que el crudo neuquino llegue a las refinerías indias habla de una madurez comercial que permite disputar mercados a proveedores tradicionales de Medio Oriente.

  • El factor logístico: Vender más y mejor

    Para captar a estos compradores, la infraestructura fue la llave maestra. La ampliación del sistema de Oldelval y la mayor capacidad de tancaje de Otamerica permitieron que el petróleo fluyera sin interrupciones.

    Además, la llegada por primera vez de buques tipo Suezmax (con capacidad de hasta 200.000 toneladas) marca el inicio de una nueva escala de exportación. Con la vista puesta en 2026 y el avance del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en Río Negro, el mapa de compradores promete seguir expandiéndose hacia nuevos horizontes globales.

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  • Tenaris marca un hito en Vaca Muerta con tecnología de fractura a gas de alta eficiencia

    Tenaris marca un hito en Vaca Muerta con tecnología de fractura a gas de alta eficiencia

    En un paso decisivo hacia la descarbonización de las operaciones en la Cuenca Neuquina, Tenaris anunció la finalización exitosa de sus dos primeras operaciones de fracturación hidráulica utilizando bombas con tecnología de mezcla dinámica de gas (DGB).

    Este avance permite utilizar Gas Natural Comprimido (GNC) como fuente principal de energía, y lograr una reducción drástica del 80% en el consumo de diésel. Las pruebas se realizaron en pads operados por Tecpetrol, lo cual consolida la sinergia entre las empresas del Grupo Techint en el corazón del shale argentino.

    Eficiencia energética y reducción de emisiones

    La implementación de la tecnología DGB no es solo un logro logístico, sino un estándar ambiental. Según Francisco Liberatore, Director Senior de Servicios de Petróleo y Gas de Tenaris, este nivel de eficiencia es excepcional incluso para mercados internacionales.

    “Lograr más del 80% de reemplazo de diésel con GNC representa un nivel de eficiencia que ninguna otra empresa de servicios ha alcanzado hasta ahora en Argentina”, destacó Liberatore, al subrayar que esta tecnología aún es incipiente en cuencas maduras como el Permian en Estados Unidos.

    Expansión en Vaca Muerta: El tercer set de fractura

    Este hito forma parte del programa de pruebas para el equipamiento que integrará el tercer conjunto de fracturación hidráulica de Tenaris. La compañía confirmó que este nuevo equipo:

  • Entrará en operaciones durante 2026.

  • Estará destinado exclusivamente a la formación Vaca Muerta.

  • Fortalecerá la capacidad de respuesta ante la creciente demanda de servicios de completación.

  • Una inversión estratégica de 240 millones de dólares

    Desde su incursión en el segmento de fracking en 2020, Tenaris ha mantenido un ritmo de inversión sostenido. Con la puesta en marcha del tercer set el año pasado, la inversión total de la compañía en el sector de servicios petroleros en Argentina ascenderá a 240 millones de dólares.

    Actualmente, Tenaris se posiciona como el tercer mayor proveedor de servicios en la cuenca, con un historial que ya supera las 6.000 etapas de fractura completadas en los yacimientos no convencionales de la región.

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  • Argentina LNG: Marín anticipa la entrada de una “supermajor” sorpresa al consorcio con YPF, Eni y XRG

    Argentina LNG: Marín anticipa la entrada de una “supermajor” sorpresa al consorcio con YPF, Eni y XRG

    Tras confirmar la firma del acuerdo vinculante con la italiana Eni y la compañía XRG para impulsar el proyecto Argentina LNG, el presidente de YPF, Horacio Marín, dejó abierta la puerta a una jugada estratégica que cambiaría la escala del negocio: el ingreso de una cuarta petrolera de calibre mundial al consorcio exportador.

    Durante una entrevista radial, el ejecutivo no solo ratificó la hoja de ruta para lograr el financiamiento y la Decisión Final de Inversión (FID) hacia finales de 2025, sino que deslizó un dato revelador sobre la conformación final de la sociedad.

    Marín se mostró entusiasmado por la magnitud de los socios actuales, al destacar que ADNOC —la petrolera nacional de Abu Dhabi— es la cuarta compañía del sector a nivel global, pero fue más allá al sugerir que “quizás haya una sorpresa” y el mercado vea “la entrada de una empresa gigante también”.

    Una alianza de escala global para Vaca Muerta

    La confirmación de las negociaciones para sumar a otro actor de peso internacional refuerza la viabilidad de un proyecto que busca transformar a la Argentina en un exportador estructural de energía. La iniciativa, que tendrá su epicentro en la provincia de Río Negro, plantea un esquema de inversión monumental que rondaría los 30.000 millones de dólares.

    De ese total, Marín detalló que unos 20.000 millones se destinarán exclusivamente a infraestructura, mientras que los 10.000 millones restantes se volcarán al desarrollo de pozos en la cuenca neuquina para garantizar el suministro de gas.

    YPF, Eni y XRG firmaron el Acuerdo de Desarrollo Conjunto para el proyecto Argentina LNG.

    El acuerdo vinculante firmado entre las tres partes actuales (YPF, Eni y XRG) tiene como objetivo prioritario asegurar el financiamiento internacional, estimado entre 15.000 y 16.000 millones de dólares, antes de que termine el año. Según el titular de la petrolera de bandera, una vez asegurados los fondos y firmada la FID, se dará luz verde al inicio de las obras civiles.

    Infraestructura inédita y el impacto en el empleo

    La dimensión de la obra descrita por Marín no tiene precedentes en la historia de la industria nacional. El plan contempla la construcción de un gasoducto de 48 pulgadas, una medida nunca antes utilizada en el país, necesario para transportar los volúmenes masivos de gas desde Vaca Muerta hasta la costa atlántica. A esto se sumarán oleoductos, poliductos y plantas de separación de GLP para fraccionar etano, lo que abre, además, una ventana de oportunidad para futuras inversiones en el sector petroquímico.

    El impacto socioeconómico de este despliegue será inmediato. Las estimaciones oficiales proyectan la creación de 40.000 puestos de trabajo directos e indirectos en una primera fase. Sin embargo, Marín elevó la apuesta: si se concreta la expansión del proyecto a una capacidad de 18 millones de toneladas anuales (mtpa) y se logra acelerar los tiempos con los nuevos socios, la cifra de empleo podría escalar a los 50.000 puestos.

    Un polo exportador en Río Negro

    La visión a largo plazo apunta a consolidar a Río Negro como un nuevo polo de desarrollo para la Argentina. Con todas las licitaciones previstas para estar listas a fin de año, el objetivo es comenzar los trabajos cuanto antes para capturar la ventana de oportunidad del mercado global de GNL.

    El presidente de YPF fue contundente respecto a los retornos esperados: el proyecto tiene el potencial de generar 10.000 millones de dólares en exportaciones anuales durante las próximas dos décadas. Con la posible incorporación de una nueva “supermajor” al esquema, el proyecto Argentina LNG no solo gana espalda financiera, sino que valida la calidad de los recursos de Vaca Muerta ante los ojos de los inversores más exigentes del mundo.

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