Categoría: Vaca Muerta AR

Ahora sí, digan 100 mil
Las etapas de fracturas empezaron el año con todo en Argentina, Vaca Muerta tiene motivos de sobra para festejar ya que superó las 100 mil punciones desde que comenzó la primera perforación en 2013 y logró el segundo registro mensual de su historia, según el reporte de la Fundación Contactos Energético, que lidera Luciano Fucello.
De acuerdo al informe de la organización fueron 2401 inyecciones en el primer mes de 2026, lo que solo es superado por mayo de 2025 cuando se totalizaron 2588. En la comparación con el mes anterior, el crecimiento de la Cuenca Neuquina fue del 34%, mientras que en la comparación interanual el salto fue del 39,7%. En relación a 2024 el aumento es del 77,7%.
Con este número de punciones, Vaca Muerta superó las 100 mil etapas de fractura en su historia. Totaliza 100.824, con YPF como la principal empresa operadora con más de más de 49 mil totales desde el comienzo de la actividad no convencional, mientras que Halliburton con más de 42 mil lidera el rubro entre las empresas de servicio, SLB está cerca con más 32 mil.

El reporte que realiza la Fundación Contactos Energéticos, que lidera Luciano Fucello, Country Manager en NCS Multistage, mide la actividad real del sector hidrocarburífero: cada etapa implica aproximadamente 250 toneladas de arena y 1.500 m³ de agua inyectada a más de 10.000 PSI en boca de pozo. Esto permite dimensionar el movimiento económico, logístico y de equipamiento que genera la industria.
El ranking
En enero no hubo cambio entre las empresas de servicios, YPF sigue siendo la firma que marca el pulso de la industria del shale en Vaca Muerta con 1092 punciones a la roca madre, seguida por Vista con 296 y Pluspetrol CN con 224, que saltó tres posiciones desde el registro de diciembre y alcanzó el último lugar en el podio.

Más atrás aparecen: Total con 196 etapas de fractura, Tecpetrol con 192, Pan American Energy con 179, Pampa Energía con 163 y Pluspetrol con 59, mientras que Chevron, Shell y Phoenix no registraron actividad.
Entre las empresas de servicios se dio el gran cambio. Halliburton apretó el acelerador y con 932 punciones encabezó el ranking de actividad superando a SLB, que había liderado diciembre y en el primer mes del año hizo 794 etapas. Más atrás aparecen Tenaris con 388, Calfrac con 228 y SPI con 59.

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Ranking año a año
2026
Enero 2401
2025
Enero 1718
Febrero 1978
Marzo 1960
Abril 2214
Mayo 2588
Junio 1968
Julio 1793
Agosto 2163
Septiembre 1831
Octubre 2020
Noviembre 1762
Diciembre 1791
2024
Enero: 1351
Febrero: 1348
Marzo: 1643
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Abril: 1600
Mayo: 1584
Junio: 1703
Julio: 1658
Agosto: 1465
Septiembre: 1403
Octubre: 1226
Noviembre: 1504
Diciembre: 1227
Etiquetas: etapas de fracturahalliburtonvaca muertaYPF
04/02/2026
De las aulas al pozo
La empresa Quintana Energy inició una búsqueda activa de estudiantes de la Universidad Nacional de Río Negro (UNRN) para integrarse a sus operaciones estratégicas en el área Estación Fernández Oro (EFO). Esta convocatoria surge bajo el sistema de pasantías que impulsa el Gobierno provincial para integrar el talento local en la industria del gas y el petróleo.
La iniciativa responde a los acuerdos firmados a fines de 2024 entre el Gobierno rionegrino y las universidades. Estos convenios establecen un mecanismo que exige a las concesionarias la incorporación de pasantes locales, asegurando que el desarrollo de los yacimientos genere oportunidades laborales directas para los estudiantes de la región.
Perfiles buscados y requisitos
La búsqueda se orienta a alumnos de las carreras de Geología, Mantenimiento Industrial e Hidrocarburos. Los interesados deben cumplir con los siguientes criterios académicos:
- Licenciatura en Geología: alumnos regulares con las materias Métodos Geofísicos, Geología Estructural y Geología de Yacimientos aprobadas.
- Mantenimiento Industrial: estudiantes regulares con el 80% de la carrera completado.
- Tecnicatura en Hidrocarburos: alumnos con el 80% de avance y aprobación de las cátedras Perforación I y II.
La compañía ofrece dos vacantes para desempeñarse de forma presencial en la ciudad de Allen. El esquema contempla una carga horaria de 20 horas semanales por un periodo inicial de 6 meses, con opción de prórroga.
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Cómo postularse
Los aspirantes tienen tiempo hasta el 2 de febrero para enviar su postulación. Deben remitir el CV junto al rendimiento académico, en simultáneo, a las siguientes direcciones de correo:
- upeu.gobiernorionegro@gmail.com
- vidaestudiantil.avyvm@unrn.edu.ar
- mtroffe@unrn.edu.ar
- mccabana@unrn.edu.ar
- vcares@unrn.edu.ar
Importante: En el asunto del correo se debe especificar: Pasantía Quintana Energy Investments SA-Allen.
El corazón gasífero de Río Negro
El yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), ubicado en la zona rural de Allen, representa el activo hidrocarburífero más importante de la provincia. Este bloque aporta actualmente el 30% del gas natural y el 7% del petróleo de todo el territorio rionegrino.

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Tras la salida de YPF mediante el «Plan Andes», la operación quedó en manos de Quintana Energy, empresa que lidera un ambicioso plan de inversión de 92 millones de dólares para la próxima década. El proyecto técnico se enfoca en la explotación de tight gas (gas de arenas compactas) y la implementación de métodos de recuperación secundaria, como la reinyección de gas seco, para revertir el declive natural del área y extender su vida útil.
EFO destaca no solo por su volumen de producción, sino por su convivencia con la actividad frutícola del Alto Valle. La infraestructura del yacimiento incluye una planta turboexpander con capacidad para procesar hasta 4,8 millones de metros cúbicos diarios, lo que permite separar los líquidos del gas y abastecer de forma estratégica al mercado local y nacional.
Etiquetas: EducaciónEstación Fernández Ororío negro
04/02/2026
Vaca Muerta habla un nuevo idioma
El mapa de proveedores en Vaca Muerta registra un sismo político y comercial. El conglomerado indio Welspun aterriza en la Cuenca Neuquina tras imponerse en la licitación para la provisión de caños destinados a un gasoducto clave de 500 kilómetros. Esta obra representa la columna vertebral del proyecto que transportará fluido desde el corazón del shale hacia la costa de Río Negro, con el objetivo final de licuar el gas y exportarlo al mercado global mediante barcos especializados.
La noticia sacude el tablero industrial local. Según los detalles de la operación, la oferta de la firma asiática alcanzó los US$ 200 millones, una cifra que representa un ahorro del 40% respecto a la propuesta presentada por Techint. El gigante comandado por Paolo Rocca pierde así una pulseada estratégica en un terreno donde, hasta hace poco, su dominio resultaba indiscutido.
Una competencia de escala global
El proceso licitatorio estuvo a cargo de Southern Energy, el consorcio integrado por las operadoras Pan American Energy (PAE), Pampa Energía e YPF. El interés internacional por la infraestructura de Vaca Muerta quedó de manifiesto en la cantidad de interesados: quince ofertas de países como España, China, Colombia, México, Japón, Grecia, Turquía y la propia Argentina.
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A la etapa final llegaron seis compañías, pero Welspun sacó una ventaja insalvable. Además del precio significativamente menor, la empresa india ofreció condiciones de pago mucho más flexibles, un factor determinante en el actual contexto financiero. Incluso bajo la gestión de Horacio Marín al frente de YPF, donde existieron intentos para que Techint mejorara sus números y mantuviera la obra, la brecha del 40% volvió imposible cualquier preferencia por el proveedor nacional.
Perfil de un nuevo jugador
Welspun no es un improvisado en el sector. Se trata de un gigante global con sede en la India que lidera el mercado de textiles para el hogar, pero que posee una división de ingeniería metalúrgica de alta capacidad. Fabrica tuberías de acero de gran diámetro con presencia consolidada en Estados Unidos, Europa y Asia. Su ingreso a la infraestructura energética argentina marca un hito en la apertura del mercado local a nuevos competidores de bajo costo y alta escala.

Para el grupo Techint, este resultado enciende alarmas rojas. Si bien Tenaris (su subsidiaria metalúrgica) provee el 25% de los tubos sin costura para el shale en Estados Unidos, en su propio territorio enfrenta ahora una competencia feroz. Las fuentes del sector indican que las cotizaciones de la firma de Rocca suelen ubicarse entre un 10% y un 25% por encima de los valores internacionales, diferencia que la empresa justifica en la calidad superior de su acero y el soporte técnico local.
El fantasma del cierre industrial
El desembarco de Welspun se suma a la presión que ya ejercía la industria china. A fines de 2025, Río Negro recibió miles de toneladas de caños chinos para tramos específicos de conexión costera y submarina. Este escenario de importaciones fluidas pone en jaque la continuidad de plantas históricas. En los pasillos industriales circula con fuerza la posibilidad de que Techint evalúe el cierre de su fábrica SIAT en Valentín Alsina, donde cumplen tareas entre 300 y 400 operarios.

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Paolo Rocca mantiene un discurso crítico frente a lo que denomina la «actitud predatoria» de los países asiáticos, especialmente China. Para el empresario, la sobrecapacidad de producción del gigante oriental genera un comercio desleal que amenaza la supervivencia de la industria argentina. Sin embargo, la lógica de costos de las operadoras en Vaca Muerta parece priorizar la eficiencia de caja para viabilizar los proyectos de exportación.
Pese a este revés, Techint sostiene una apuesta millonaria en el sector energético, con inversiones que superan los US$ 2.400 millones en infraestructura y proyectos de producción. No obstante, el caso Welspun demuestra que, en la nueva etapa de Vaca Muerta, el apellido Rocca ya no garantiza la adjudicación automática de los grandes contratos de obra pública y privada.
Etiquetas: GNLindiarío negrotechintvaca muertaWelspun
04/02/2026
Caso YPF: Argentina planta bandera y frena el avance sobre el oro del BCRA
El litigio por la expropiación de YPF sumó un capítulo más de alta tensión en los tribunales del Distrito Sur de Nueva York. Ante la jueza Loretta Preska, la República Argentina y los beneficiarios del fallo de u$s16.100 millones, liderados por el fondo Burford Capital, protagonizaron un duro cruce técnico y político. El eje de la controversia gira en torno al proceso de discovery (etapa de exhibición de pruebas) y las pretensiones de los demandantes de ejecutar activos soberanos para cobrar la millonaria sentencia.
¿Qué es el «discovery» y por qué desata una batalla legal?
En el sistema judicial estadounidense, el discovery constituye una fase donde las partes intercambian documentación y pruebas para identificar activos ejecutables. En este caso particular, Burford Capital utiliza esta herramienta para rastrear bienes del Estado argentino en el exterior que no posean inmunidad diplomática o comercial específica.
Los demandantes solicitaron el discovery con el objetivo de presionar al país mediante la identificación de activos que funcionen como garantía o «pago» ante la falta de un depósito de fianza. Sin embargo, la defensa argentina solicitó formalmente la suspensión total de esta etapa. El argumento oficial sostiene que Burford incurre en un «hostigamiento sistemático» mediante pedidos intrusivos que vulneran la soberanía nacional y exceden los límites razonables de un litigio comercial.

El conflicto por el oro del Banco Central
Uno de los puntos de mayor fricción durante la última semana involucra el pedido de Burford para obtener detalles precisos sobre la ubicación y el uso de las reservas de oro del Banco Central (BCRA). El fondo busca determinar si estas tenencias califican como activos comerciales susceptibles de embargo.
Argentina rechazó de plano este requerimiento. La Procuración del Tesoro de la Nación fundamenta su negativa en dos pilares:
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Viene por el oro
1. Independencia del BCRA: El Tesoro Nacional no posee acceso directo a esta información por tratarse de una entidad autónoma.
2. Inmunidad Soberana: El derecho internacional protege los activos de los bancos centrales de otros estados.
Fuentes de la defensa comparan la situación con una hipotética demanda contra el Tesoro de Estados Unidos donde se exija a la Reserva Federal revelar la ubicación exacta de sus tenencias de oro para un privado. Según la postura argentina, ceder ante este pedido sentaría un precedente peligroso para cualquier nación soberana en tribunales extranjeros.
Entrevista del Subprocurador del Tesoro de la Nación, Dr. Juan Ignacio Stampalija, con Ruben Rabanal por A24.
“Presentamos un stay, es decir, un pedido de suspensión de todo el discovery porque ya es hostigamiento al Estado argentino y no lo podemos tolerar.” pic.twitter.com/ayVmmedWNq
— Procuración del Tesoro (@ProcuTesoroAR) January 29, 2026

Entrega de documentos y la amenaza del «desacato»
Pese al pedido de suspensión, la Argentina ya aportó una cantidad voluminosa de material. Hasta el momento, el país entregó más de 115.000 páginas de documentos al tribunal de Preska. No obstante, Burford Capital reclama información adicional, incluyendo comunicaciones privadas de altos funcionarios y detalles de movimientos financieros de empresas estatales.

Ante la resistencia argentina a entregar datos sobre el oro y otros activos protegidos, los demandantes solicitaron a la jueza la declaración de «desacato» contra el país. Esta figura legal conlleva sanciones económicas y procesales severas. La defensa argentina califica este pedido como una medida de presión desproporcionada contra un Estado soberano y aliado de los Estados Unidos.
Cronograma y próximos pasos procesales
La audiencia de este jueves permitió monitorear el avance del proceso, pero no arrojó una sentencia definitiva sobre las sanciones. El calendario judicial marca fechas críticas para febrero de 2026:
- 6 de febrero: Vence el plazo para que Burford Capital responda formalmente al pedido de suspensión del discovery presentado por Argentina.
- 10 de febrero: La defensa nacional presentará su réplica técnica.
- 19 de febrero: Argentina expondrá sus argumentos finales para rechazar el pedido de desacato y las sanciones económicas.
Tras estas presentaciones, la jueza Preska quedará en condiciones de resolver si frena el proceso de búsqueda de activos o si, por el contrario, autoriza medidas de ejecución contra el Estado.
Caso YPF:
Argentina le pide la jueza Preska que suspenda el discovery, y el trámite de cualquier moción de desacato por supuestos incumplimientos del mismo, hasta que la Court of Appeals resuelva su apelación contra la sentencia de fondo.
Positivo: los argumentos que respaldan el… pic.twitter.com/WkOaYF23ym
— Sebastián Soler (@TommyBarbanBA) January 28, 2026

El origen de la deuda y el impacto en YPF
El juicio tiene su raíz en la expropiación del 51% de las acciones de YPF a la española Repsol en el año 2012. Los demandantes originales (Eton Park y Petersen Energía) reclamaron que el Estado argentino no lanzó una Oferta Pública de Adquisición (OPA) como dictaba el estatuto de la petrolera. Burford Capital adquirió los derechos de estos litigios y obtuvo una sentencia favorable en primera instancia.
Actualmente, el país intenta evitar la entrega del 51% de las acciones actuales de YPF como garantía, una orden que Preska dictó anteriormente pero que permanece bajo disputa. La defensa argentina sostiene que las acciones de la compañía de bandera son inembargables y esenciales para el desarrollo energético de Vaca Muerta.
La resolución de este conflicto internacional resulta determinante para la calificación crediticia de la Argentina y para la seguridad jurídica de sus empresas estatales. Mientras el Gobierno mantiene una postura de «buena fe» procesal, la firmeza en la protección de las reservas de oro marca el límite de la estrategia legal en Nueva York. El resultado de estas audiencias definirá si el país enfrenta embargos inminentes o si logra dilatar la ejecución de la sentencia mientras espera una resolución en las instancias superiores de apelación.
Etiquetas: Caso YPFnueva yprkYPF
03/02/2026
El gas licuado ya tiene su hoja de ruta
La petrolera de bandera formalizó el inicio de las gestiones para la construcción de un poliducto de 570 kilómetros, una obra de ingeniería crítica dentro del megaproyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Mediante un aviso en el Boletín Oficial de Neuquén, YPF -en representación del Vehículo de Proyecto Único (VPU)- notificó la traza que conectará el corazón de Vaca Muerta con el litoral rionegrino, en una inversión global que alcanza los u$s30.000 millones.
El ducto nace en el Área Meseta Buena Esperanza (Neuquén) y se extiende hasta el norte de Sierra Grande (Río Negro). Su función técnica consiste en el transporte de Líquidos de Gas Natural (NGLs), tales como propano, butano y pentanos. Estos derivados del tratamiento del gas resultan fundamentales para garantizar la viabilidad económica y el balance de carga de la futura planta de licuefacción en Punta Colorada.
El desplazamiento definitivo de Bahía Blanca
Esta obra ratifica la salida definitiva de Bahía Blanca como nodo exportador para los nuevos desarrollos de YPF. La decisión técnica y estratégica, tomada en julio de 2024 tras un exhaustivo proceso de scoring a cargo de la consultora Arthur D. Little, favoreció a Punta Colorada por sus ventajas operativas en aguas profundas.

Río Negro consolidó su posición como polo logístico gracias a la adhesión temprana al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). Este marco jurídico, amparado en la Ley 27742, otorga el blindaje necesario para acelerar las obras de gran escala. Con este poliducto, Sierra Grande concentrará grandes infraestructuras: el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el gasoducto dedicado de 48 pulgadas y el nuevo sistema para líquidos derivados.
Integración de socios internacionales y escala global
El proyecto Argentina LNG cuenta actualmente con el respaldo de la italiana Eni y la emiratí ADNOC (a través de XRG). Este consorcio estructura una primera fase de exportación de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) mediante dos unidades flotantes de licuefacción. En su etapa de máxima capacidad, el complejo generará divisas por más de u$s10.000 millones anuales.
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Tirón largo

En paralelo, YPF analiza la incorporación de nuevos gigantes globales para ocupar el lugar que dejó vacante Shell. La intención del Gobierno y de la petrolera apunta a unificar esfuerzos en un proyecto único que potencie la sinergia logística. Esto incluye la construcción de un gasoducto de 48 pulgadas, una dimensión inédita para el transporte de gas en el país.
El impacto en la industria local y la guerra de precios
La infraestructura del poliducto se complementará con un oleoducto paralelo con capacidad para 100.000 barriles diarios de crudo. Este volumen corresponde a la producción asociada al gas natural y no se derivará por el sistema VMOS, sino que reforzará la ecuación económica del polo exportador en Río Negro.

Sin embargo, la magnitud de la obra despierta una fuerte competencia internacional. Tras la reciente adjudicación de caños para el proyecto de Southern Energy (PAE y socios) a la firma india Welspun, los proveedores de China e India miran con atención este nuevo ducto. La apertura económica y la búsqueda de máxima eficiencia en costos plantean un escenario donde la industria metalúrgica local enfrenta el riesgo de quedar desplazada por ofertas externas más competitivas.
Etiquetas: Argentina LNGpunta coloradarío negrovaca muertaYPF
03/02/2026
Con la Vista en el futuro
Vista Energy adquirió la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro por 712 millones de dólares y así amplió su protagonismo en Vaca Muerta, que la tiene como una de las tres principales productoras de crudo de la actualidad. La empresa de Miguel Galuccio acumula una inversión de más de 6.500 millones de dólares en la cuenca.
La firma, nacida y criada en Neuquén, se encuentra en el podio productivo con cerca del 11% del total con casi 70 mil barriles por día. En diciembre, Argentina logró su récord histórico con 860.255 barriles diarios, de los cuales 601.273 bbl/d se produjeron en Neuquén y 589 mil fueron de no convencional.
Luego de que la semana pasada la Asamblea General de Accionistas de Vista Energy habilite «poder de fuego» financiero para operaciones de adquisición por un monto de hasta el 50% del valor de los activos consolidados del grupo en un plazo de 12 meses, la empresa adquirió el 25,1% de Bandurria Sur y del 35% de Bajo del Toro, dos áreas estratégicas de la formación norpatagónica.

El acuerdo contempla la adquisición inicial del 30% de Bandurria Sur, el tercer área más productivo de la Cuenca Neuquina, y del 50% de Bajo del Toro, junto con la posterior cesión a YPF de un 4,9% y un 15%, respectivamente. La petrolera estatal continuará como operador y socio mayoritario en ambos desarrollos en Vaca Muerta.
La operación ya cuenta con el visto bueno de las partes, se completará en el segundo trimestre de 2026 y permitirá que la compañía de Galuccio sume unos 22.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Además, incorporará 54 millones de barriles equivalentes de reservas probadas y 27.730 acres netos en el corazón productivo del shale argentino.

Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy.

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Según datos de la secretaría de Energía, con este acuerdo Bandurria Sur, un área de 56 mil acres. 195 pozos y 181 millones de barriles de reserva, quedará en poder de YPF en un 44,9%, Shell Argentina con el 30% y Vista con el 25,1%; mientras que Bajo del Toro, de 38 mil acres, 22 pozos activos y 24 millones de barriles equivalentes de reservas probadas, será 65% de YPF y 35% de Vista.
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Proyección 2026-2028: inversiones y exportación
El Plan Estratégico de Vista contempla una inversión superior a los u$s4.500 millones en Vaca Muerta para los próximos tres años. El objetivo técnico marca un horizonte de 180.000 barriles diarios para 2028 y una meta de 200.000 boe/d hacia el 2030.
En términos económicos, Vista proyecta ingresos por exportaciones cercanos a los u$s8.000 millones entre 2026 y 2028. Con un flujo de caja libre estimado en u$s1.500 millones anuales, la operadora garantiza la sostenibilidad de sus operaciones y su capacidad para liderar el despacho de crudo no convencional desde la Cuenca Neuquina hacia los mercados internacionales.
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03/02/2026
El efecto Vaca Muerta: las multinacionales abandonan el convencional y se mudan a Neuquén
La industria hidrocarburífera argentina atraviesa una transformación estructural que redefine el mapa de poder en las cuencas productoras. La compañía de origen noruego DLS Archer formalizó la venta de toda su operación en la Cuenca del Golfo San Jorge, un movimiento que confirma el repliegue definitivo de las grandes firmas internacionales de servicios hacia el no convencional neuquino y establece un nuevo paradigma para la supervivencia de los yacimientos maduros en la Patagonia central.
La operación queda en manos de un consorcio empresarial con profundo anclaje regional. El grupo comprador cuenta con el liderazgo de Pablo Pires, referente de las firmas Vientos del Sur y SGA, junto a un esquema societario donde participan Diego Trabucco y Javier Basso, directivos del Grupo Aconcagua. La transacción incluye la transferencia de aproximadamente veinte equipos de torre, principalmente destinados a tareas de workover y pulling. Estas unidades representan herramientas vitales para el mantenimiento de la integridad de los pozos y la garantía de productividad en los yacimientos del sur de Chubut y el norte de Santa Cruz.
El fenómeno de la migración hacia el no convencional
Esta decisión se inscribe en una tendencia de desinversión que ya ejecutaron otras multinacionales de peso global como Halliburton, SLB (Schlumberger), Baker Hughes y Weatherford. Todas estas compañías abandonaron de forma progresiva los campos convencionales de la zona sur para relocalizar sus recursos técnicos y humanos en la Cuenca Neuquina.

En el escenario actual, el desarrollo del shale en Vaca Muerta funciona como un «efecto aspiradora». La formación neuquina succiona no solo los flujos de capital y la tecnología de última generación, sino también la disponibilidad de equipos pesados y el personal técnico calificado. Para las operadoras globales, los márgenes extraordinarios y la escala masiva del no convencional presentan un atractivo muy superior frente a la realidad de los campos maduros.
Para DLS Archer, la salida del convencional representa el paso previo a un despliegue logístico de mayor envergadura en Neuquén. La compañía ya posee acuerdos estratégicos vigentes con YPF para potenciar la perforación en Vaca Muerta. De este modo, la firma noruega vuelca toda su capacidad operativa a cubrir la demanda creciente de los grandes jugadores del sector, donde la eficiencia en la perforación de pozos horizontales marca el ritmo de la caja.
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El declive productivo en el Golfo San Jorge
La Cuenca del Golfo San Jorge ostenta el título histórico de principal centro petrolero del país hasta la irrupción del fenómeno Vaca Muerta. Sin embargo, hoy enfrenta el desafío crítico de gestionar su propia madurez geológica. La caída persistente de los rindes naturales de los pozos y el aumento constante de los costos operativos exigen una sintonía fina en la gestión que ya no resulta atractiva para las corporaciones internacionales.

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Una mano para el convencional
Las estadísticas del último año reflejan la gravedad de la situación en el sur. Tan solo en 2025, la cuenca sufrió una caída interanual del 12,6% en su producción de crudo. El volumen pasó de 193.992 barriles diarios en diciembre de 2024 a apenas 169.541 barriles en el cierre de 2025. En el segmento del gas natural, el retroceso resultó aún más severo, con una baja del 18,2% en el mismo periodo.
En este contexto de crisis productiva, la posta operativa queda en manos de capitales nacionales que conocen el territorio. Estos nuevos actores poseen estructuras de costos mucho más flexibles y adaptables a la realidad de los campos maduros. La llegada del consorcio local funciona como una bocanada de aire fresco en un escenario de profunda incertidumbre laboral y operativa.
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03/02/2026
Vaca Muerta y Chubut se unen para exportar petróleo a Estados Unidos
Con diferentes producciones y tipo de crudo, pero con el mismo objetivo, Vaca Muerta y la Cuenca Golfo San Jorge se unen para exportar petróleo Medanito y Escalante a Estados Unidos en un busque tanquero de bandera griega tipo Suezmax de 275 metros de eslora y un calado de 15,70 metros. Esta operación muestra la integración nacional y el atractivo del crudo argentino.
La maniobra requiere de diferentes etapas y refleja la creciente complejidad y sofisticación de la logística energética argentina, además de la integración de los dos universos productivos del país: el shale no convencional de la Cuenca Neuquina y el convencional de Chubut. La embarcación, denominada María, tiene la capacidad técnica de transportar grandes volúmenes de crudo manteniendo diferentes calidades segregadas en sus tanques, lo que lo convierte en un supermercado a domicilio de hidrocarburos en el mar.
El itinerario comenzará en Puerto Rosales, provincia de Buenos Aires, con la carga de unas 100 mil toneladas de crudo Medanito proveniente de Vaca Muerta, una variedad liviana y bajo contenido de azufre, muy requerido para la refinación y producción de naftas. De allí zarpará a Caleta Córdova, cerca de Comodoro Rivadavia en Chubut, donde en la monoboya operada por la empresa Termap completará su carga con unas 40 mil toneladas de crudo Escalante, un tipo más denso y pesado.

Con la carga completa, el buque tipo Suezmax María partirá el destino final en la refinería Par Hawaii Refining, en Hawái, que ya procesos en otro momento crudo argentino. Según publico el portal Argenports la carga segregada es clave clave para el éxito de estas exportaciones conjuntas.
Es importante la tecnología de este tipo de embarcaciones que cuentan con hasta 12 segregaciones independientes, cada una con su propio sistema de bombeo y tuberías, fundamental para que los diferentes tipos de crudo no se contaminen.

El petróleo ruso varado en el mar
En un contexto internacional complejo, con Estados Unidos marcando el pulso de las relaciones internacionales en torno al crudo con la detención de Nicolás Maduro en Venezuela, las advertencias a Irán y las sanciones a los abastecedores de Cuba, el petróleo ruso atraviesa una carrera de obstáculos para llegar con éxito en los mercados mundiales.
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Los datos de seguimiento marítimo muestran que Rusia envío una media de algo más de tres millones de barriles diarios durante las últimas semanas, una cifra similar a la del cierre de 2024, pero sensiblemente inferior a los niveles previos a fines de 2025. La diferencia radica en los destinos y las demoras cada vez mayores para encontrar comprador.

Uno de los cambios más relevantes se produjo en India, uno de los principales clientes de Rusia en materia de petróleo, pero que en las últimas semanas firmó un acuerdo comercial de gran impacto con la Unión Europea. Así, las entregas rusas en los puertos indios descendieron en diciembre a 1,2 millones de barriles diarios, el nivel más bajo en más de tres años.
Las consecuencias de la situación son claras: el crudo queda varado en el mar y se estima que 140 millones de barriles permanecen almacenados en buques petroleros, una cifra que supone un incremento de unos 60 millones desde finales del verano. Si bien el uso almacenamiento flotante no es nuevo en el mercado energético, pero el volumen actual empieza a generar preocupación.
Etiquetas: chubutestados unidosGolfo San JorgeNeuquénPetróleoRusiavaca muerta
03/02/2026
El cuento del GNL
El Argentina LNG no puede esperar. El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que encabeza el consorcio Southern Energy integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, y que ya tiene como socios a Eni y ADNOC (XRG), avanza. Sus protagonistas no pierden el foco y el calor verano no detiene las negociaciones. Con dos buques de licuefacción ya confirmados, el Hilli Episeyo y el MKII, en la costa de Río Negro, falta terminar de confirmar los compradores internacionales y la adjudicación de las obras.
YPF es la principal impulsora del gran desafío energético del país para los próximos cinco años, un plan que apunta a exportar GNL por unos 20.000 millones de dólares. Con ese objetivo, la compañía recorre el mundo en busca de inversiones: en febrero podría anunciarse la incorporación de un cuarto socio internacional al consorcio y, en marzo, se adjudicarían las principales obras de infraestructura para la fase inicial del proyecto.
Ya hay dos socios internacionales confirmados: la petrolera italiana Eni y Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi (ADNOC), con acuerdos firmados por 12 millones de toneladas por año (MTPA) y la posibilidad de extenderlos a 18. Saudi Aramco y MidOcean Energy ya coquetean con el proyecto y son los candidatos más firmes para sumarse. Los primeros de manera indirecta con algunas reuniones informales, mientras que los segundos ya se reunieron con el presidente Javier Milei, una estrategia que ya funcionó con Continental Resources, la empresa de Harold Hamm, el padre del fracking, que primero pasó por Olivos, luego anunció inversiones en Vaca Muerta y más tarde las amplió.

El presidente Javier Milei con representantes de MidOcean.

Estos dos candidatos vienen a ocupar el lugar que dejó vacante Shell, que entró en lugar de Petronas con acuerdo de base y un año después se retiró sin demasiados explicaciones. En el horizonte también aparecen empresas de Asía y Europa, pero sin demasiados avances concretos.
Las obras
Con el objetivo de garantizar la conectividad del gas de Vaca Muerta hasta los buques de licuefacción en el Golfo San Matías, en Río Negro, las licitaciones para obras de infraestructura ya fueron lanzadas y algunos insumos adjudicados. Se planea: un gasoducto de gran diámetro para transportar volúmenes considerables desde Neuquén hasta la costa atlántica, oleoductos y poliductos complementarios para líquidos y servicios asociados y estaciones de tratamiento de gas y plantas de conexión.
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Los plazos para la adjudicación se esperan para entre marzo y abril, con inicio de obras proyectado para el segundo semestre, sujeto a la confirmación de la FID y a la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que agilizaría la viabilidad económica y financiera del plan, o de que algún banco internacional, se especula el JP Morgan, financien la iniciativa.
Este lunes se confirmó que el conglomerado indio Welspun aterriza en la Cuenca Neuquina tras imponerse en la licitación para la provisión de caños destinados a un gasoducto de 500 kilómetros entre Vaca Muerta y San Antonio Este. La oferta de la firma asiática alcanzó los US$ 200 millones, una cifra que representa un ahorro del 40% respecto a la propuesta presentada por Techint.
Desafíos pendientes
Pese al avance técnico y financiero, el proyecto enfrenta desafíos estructurales:
- El cierre del financiamiento estimado entre 25.000 y 30.000 millones de dólares para infraestructura general y upstream.
- La coordinación entre el sector público y privado para garantizar los plazos planteados.
- La estabilidad de las condiciones regulatorias y fiscales que permitan atraer y retener inversión extranjera a largo plazo.
Si los cronogramas se mantienen, la Argentina podría comenzar a exportar GNL hacia finales de la década, posicionándose en un segmento de mercado donde hasta ahora participan un puñado de países productores. La confirmación de un cuarto socio internacional y la adjudicación de obras en marzo consolidarían un tramo crítico de este camino.
Un «RIGI provincial» para asegurar miles de millones
Durante el fin de semana se anunció un acuerdo entre el Gobierno de Río Negro e YPF, firmado por el gobernador Alberto Weretilneck y el titular de la petrolera de bandera, Horacio Marín, para formalizar la estabilidad para el Proyecto Argentina LNG.
El documento establece un esquema de estabilidad fiscal y reglas económicas claras, funcionando como un incentivo local que complementa el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) nacional. Con este hito, el proyecto logra cumplir una de las tres condiciones críticas que exigían los socios internacionales para gatillar los desembolsos.
Etiquetas: Argentina LNGGNLSouthern EnergyYPF
01/02/2026
Una mano para el convencional
El Gobierno nacional estableció una alícuota del 0% para los derechos de exportación de petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales cuando el precio sea menor o igual a US$65, un valor que parecía inalcanzable hace algunos días, pero que tras las advertencias de Donald Trump a Irán quedó atrás hace algunas semanas.
Si bien, la tensión entre Estados Unidos y el régimen iraní despertó las cotizaciones, el Brent superó los US$ 70 esta semana, los analistas prevén un escenario de estancamiento en una brecha entre los 55 y los 60 dólares.
La medida que anunció el Gobierno Nacinal es un beneficio que impacta en áreas maduras ubicadas en las provincias de Santa Cruz, Chubut y Neuquén y que modifica el esquema previo, que establecía un Valor Base de US$45 para empezar a tributar.
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Con los nuevos parámetros, si el precio internacional supera los US$65 pero se mantiene por debajo de los US$80 (Valor de Referencia), se aplicará una fórmula de cálculo específica; si el precio iguala o supera los US$80, la alícuota será del 8 %. La medida fue oficializada mediante el Decreto 59/2026.
El objetivo de esta decisión es revertir el declive de la producción en reservorios convencionales, los cuales enfrentan un agotamiento natural y un incremento en sus costos operativos. Según los considerandos de la norma, la adecuación fiscal busca mejorar la competitividad del sector y fomentar inversiones, tras acuerdos alcanzados entre el Estado Nacional, las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz, y la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH).

La negociación con los estados provinciales se da en el marco de la discusión parlamentaria por la reforma laboral que necesita de los votos de provincias aliadas al oficialismo. Para la implementación del beneficio, la Secretaría de Energía determinará el volumen de crudo incluido en el esquema basándose en la proporción de producción convencional de cada área de concesión.
El organismo dispone de un plazo de 60 días para dictar las normas complementarias, momento a partir del cual la medida surtirá efectos plenamente.

En noviembre el gobierno eliminó las retenciones sobre la exportación de petróleo de origen convencional con el objetivo d aumentar la competitividad y promover nuevas inversiones en las áreas maduras de la cuenca neuquina, que tuvieron una merma en su actividad frente al boom del shale de Vaca Muerta.
Etiquetas: convencionalNeuquénPetróleo
31/01/2026