Categoría: Vaca Muerta AR

Pampa Energía activa el RIGI
La estrategia de expansión de Pampa Energía en el segmento del shale oil suma un hito administrativo y operativo de peso. La compañía presentó formalmente su solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de financiar la construcción de una Planta Central de Tratamiento (CPF) en su yacimiento estrella, Rincón de Aranda. El proyecto demanda un desembolso de 426 millones de dólares y funciona como la pieza maestra para procesar el salto productivo que la empresa proyecta en la Cuenca Neuquina.
Esta infraestructura resulta indispensable para los planes de la firma en Vaca Muerta. Rincón de Aranda posee una superficie de 240 kilómetros cuadrados y requiere instalaciones propias para separar, almacenar y despachar el crudo hacia los sistemas troncales de transporte. El anuncio ocurre en un contexto donde la industria local acelera sus cronogramas de inversión para aprovechar la mayor capacidad de evacuación hacia los mercados externos.
Detalles técnicos de la obra
La nueva CPF contempla el diseño y la operación de unidades de tratamiento que permitirán acondicionar el petróleo y el gas natural de todo el yacimiento. La obra no se limita a la planta; el plan incluye la construcción de una red de oleoductos y gasoductos internos que vincularán la producción con infraestructuras clave como el Gasoducto Perito Moreno y el futuro Oleoducto Vaca Muerta Sur.

El paquete tecnológico de la planta incorpora terminales de almacenamiento de última generación y estaciones de bombeo de alta eficiencia. Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, define este desarrollo como el paso necesario para fortalecer la posición de la compañía y capturar el valor total de las reservas alojadas en el subsuelo del área.
Un plan de capital intensivo
La firma destina un total de 1.500 millones de dólares a Rincón de Aranda, con la meta clara de multiplicar por diez su producción actual de crudo. En términos presupuestarios, este proyecto absorbe el 80% del plan de inversiones anual de la compañía, estimado en unos 1.000 millones de dólares.

La gerencia de Planeamiento y Estrategia de E&P confirma un cambio de foco hacia el petróleo. El despliegue operativo en el terreno valida esta decisión: actualmente, la empresa cuenta con cinco pads perforados y un total de 35 pozos en diferentes etapas de completación o producción. El nivel de actividad se mantiene constante gracias a la incorporación de equipos de perforación y fractura que trabajan de forma ininterrumpida desde mediados de 2023.
Rendimientos por encima de la curva
Los datos provenientes del primer pad de producción ratifican la calidad geológica del bloque. Los primeros cuatro pozos alcanzaron una producción inicial de 7.200 barriles diarios, una cifra que supera las proyecciones técnicas de la compañía. Actualmente, la operadora realiza ensayos en el segundo pad con resultados que mantienen la tendencia alcista.

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La evolución del yacimiento muestra una aceleración notable. Desde la perforación del pozo experimental inicial a principios de 2025 hasta la escala actual, la curva de aprendizaje permite reducir los tiempos de conexión y optimizar el uso de la planta de producción temprana que ya opera en el sitio.
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El lado B del barril

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El cronograma 2025-2026
Para fines de 2025, Pampa Energía apunta a consolidar un piso de producción de 20.000 barriles diarios. La planta temprana ya instalada posee la capacidad necesaria para procesar este flujo.
Sin embargo, el verdadero salto de escala llegará en 2026. La planta definitiva, bajo el amparo del RIGI, elevará la capacidad de procesamiento hasta los 45.000 barriles diarios. Este escalonamiento permite que la empresa acompañe el crecimiento de la red de transporte nacional sin cuellos de botella internos. Con Rincón de Aranda, la empresa se posiciona como un actor central en la nueva arquitectura energética argentina, transformando recursos en superficie con estándares de eficiencia internacional.
Etiquetas: Neuquénpampa energíaRIGIvaca muerta
22/01/2026
Clink caja chica
En Neuquén el subsuelo sigue dando buenas noticias, pero el Excel no siempre acompaña. La provincia cerró 2025 con un dato incómodo: las regalías petroleras quedaron unos 100.000 millones de pesos por debajo de lo presupuestado. No fue por falta de actividad, ni producción en Vaca Muerta. Fue por ese factor que no se perfora, no se fractura y no se controla: el precio internacional del barril de petróleo, que cayó un 15%. Pasó de 80,79 dólares el 5 de enero, cuando tocó el techo de USD82,63, a los 60,83 dólares en el último día del año, con un piso de USD58,99 el 20 de abril.
El balance anual dejó en claro una tensión que ya es estructural. Mientras Vaca Muerta acelera, la recaudación zigzaguea. Neuquén recaudó en total 5,03 billones de pesos por impuestos provinciales, coparticipación nacional y regalías de gas y petróleo, un número inferior a los 5,2 billones previstos en la ley de Presupuesto, aprobada a fines de 2024 en la Legislatura. El cálculo original proyectaba cerrar el año con ingresos corrientes por 5,8 billones.
Las regalías hidrocarburíferas volvieron a ser el corazón de la caja. Entre enero y diciembre aportaron 2,32 billones de pesos, el 46% de los recursos corrientes del año. Sin embargo, ese monto quedó por debajo de lo proyectado cuando se armó el Presupuesto 2025. La explicación es sencilla y compleja a la vez: el barril no logró consolidarse y, si bien la Cuenca Neuquina es rentable con esos valores, las arcar provinciales lo sienten.

El contexto internacional no ayudó. Las crisis geopolíticas en Irán y Venezuela, lejos de generar un shock alcista sostenido, sumaron volatilidad a un mercado que opera con cautela. El resultado es un precio del crudo que se mueve más como un electrocardiograma que como una línea de crecimiento estable. Para una provincia cuya recaudación depende directamente de ese pulso, cada dólar arriba o abajo se siente como un temblor en la caja.

El año que empieza, ¿empieza mejor?
La situación de 2025, plantean algunas dudas respecto de 2026, que tiene un escenario internacional similar, con una oferta estables, precios que tienden a la baja y el interrogante de Venezuela, cuya producción podría llevar el barril a un precio todavía más bajo. En ese contexto, Neuquén aprobó un presupuesto que proyecta gastos e ingresos por 7,5 billones de pesos, prevé ingresos totales por 7.573 millones de pesos y gastos por 7.440, lo que arroja un resultado financiero positivo de 132 millones.
Un gran pilar de los ingresos es el Impuesto a los Ingresos Brutos. Principal tributo provincial y termómetro directo de la actividad shale. El 80% de su integración total proviene de pagos realizados por empresas petroleras y de servicios asociados. En criollo: si a Vaca Muerta le va bien, Ingresos Brutos responde; si el sector se enfría, la recaudación lo refleja casi en tiempo real. La coparticipación federal y otros recursos nacionales juegan un rol secundario dentro de la matriz de ingresos neuquina.

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La recaudación provincial por regalías para 2026 prevé un crecimiento interanual del 24%, alcanzando 2,9 billones de pesos, lo que explican gran parte del músculo financiero de la provincia. Las proyecciones productivas son contundentes con un un promedio de 105,8 mil metros cúbicos de petróleo, equivalentes a 665.200 barriles por día. Esto representa un aumento del 28,7% respecto del promedio previsto para 2025. En gas, la estimación es de 99,3 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento más moderado del 1,6%.
El problema no está en los volúmenes, sino en los precios. El presupuesto 2026 se construyó con un precio del barril de regalías de 55 dólares, que está en línea con los análisis de le OPEP y la EIA ( U.S. Energy Information Administration, laAdministración de Información Energética de EE.UU.). Sin embargo, las certezas no están claras. Si el precio sube Neuquén tendrá más ingresos, si cae volverá a perder. El gas está cotizado en 2,94 dólares por millón de BTU, ambos por debajo de los valores ponderados del año anterior. La ecuación es clara: más producción, pero a menor precio.
Para calcular las regalías, Neuquén combina los volúmenes esperados en Vaca Muerta con dos variables macroeconómicas críticas: el precio internacional del petróleo y la cotización del dólar. En ese juego, un dólar más alto podría amortiguar un barril débil. Esa es, en buena medida, la apuesta tácita del Ejecutivo para este año.
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Neuquén produce como nunca, pero recauda con cautela. La provincia está parada sobre una formación que bate récords, pero depende de un mercado global que no le da certezas. El desafío de 2026 no será sacar más petróleo del subsuelo, sino transformar ese crecimiento en estabilidad fiscal. Porque en Vaca Muerta, ya quedó claro, no alcanza con perforar más: también hay que acertarle al precio.
Etiquetas: EconomíaGasNeuquénPetróleoPresupuestoregalíasvaca muerta
22/01/2026
El acuerdo Mercosur-UE blinda el futuro de Vaca Muerta y la minería
La ratificación del acuerdo comercial entre el Mercosur y la Unión Europea (UE), sellada este último sábado en Paraguay, redefine el tablero estratégico de la Argentina. Tras 25 años de negociaciones, el tratado establece un marco de seguridad jurídica que trasciende la simple apertura de mercados; para los sectores de hidrocarburos y minería, representa el acceso directo al principal inversor externo del bloque regional y a un flujo de capitales con estándares de sostenibilidad globales.
El escenario actual ya registra cifras de expansión. Argentina cerró el 2025 con exportaciones energéticas cercanas a los USD 11.000 millones y un aporte minero de USD 6.000 millones. Sin embargo, la integración con el mercado único europeo proyecta un salto cuantitativo: las estimaciones para 2030 sitúan las ventas externas de minería en los USD 12.000 millones, con un potencial de ascenso hasta los USD 15.000 millones para 2032.
Cobre y Litio: el suministro crítico de Bruselas
La Unión Europea busca autonomía estratégica frente a otras potencias y necesita minerales críticos para su transición energética. En este esquema, la Argentina se posiciona como el «socio confiable» para el suministro de materias primas.

En el sector del cobre, existen ocho proyectos avanzados que requieren una inversión superior a los USD 25.000 millones. La eliminación de barreras arancelarias y la estabilidad de las reglas de exportación otorgan a la Argentina una ventaja competitiva frente a otros mercados. En paralelo, el litio consolida su posición; tras alcanzar las 140.000 toneladas anuales en 2025, la demanda de la industria automotriz alemana y francesa garantiza la expansión de las plantas en Salta, Jujuy y Catamarca.
Un factor determinante reside en la convergencia de estándares ambientales. El tratado obliga a la industria local a alinearse con las exigencias de «minería responsable» del parlamento europeo. Este sello de calidad técnica permite que los productos argentinos coticen con un valor agregado superior y facilita la transferencia de tecnología para el reciclaje de baterías en territorio nacional.

El salto exportador del GNL y el rol de Vaca Muerta
Para el sector de los hidrocarburos, el pacto con la UE funciona como el catalizador definitivo para los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL). La necesidad geopolítica de Europa de diversificar sus fuentes de energía tras el conflicto en Ucrania convierte al gas de Vaca Muerta en un activo de supervivencia para el Viejo Continente.
El potencial exportador de energía hacia fines de la década supera los USD 15.000 millones anuales. Entre los proyectos destacados se encuentran:
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- Argentina LNG (liderado por YPF): Prevé una capacidad de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) para 2030, con el objetivo de alcanzar las 30 MTPA entre 2032 y 2035. A plena capacidad, este proyecto ingresaría USD 10.000 millones anuales.
- Southern Energy (integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG): Este desarrollo, el más avanzado técnicamente, generaría ingresos anuales de hasta USD 2.500 millones con una capacidad de 2,4 MTPA.
Un hito que anticipó este escenario fue el contrato marco con la alemana SEFE para la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL a partir de 2027. La ratificación del acuerdo en Bruselas blinda estas operaciones ante la volatilidad política y abre las puertas al financiamiento de bajo costo mediante programas como el Global Gateway, destinados a modernizar la logística vial y ferroviaria que conecta los yacimientos con los puertos.
Hidrógeno Verde: la nueva frontera de la Patagonia
Más allá del gas y los minerales, el tratado Mercosur-UE habilita la creación de la industria del hidrógeno verde a escala masiva. Europa identifica a la Patagonia argentina como uno de los polos productivos más eficientes del mundo por sus condiciones de viento.
La estrategia nacional hacia 2050 establece una meta de producción de 5 millones de toneladas anuales de hidrógeno. Este objetivo demanda inversiones por USD 90.000 millones y la creación de 80.000 puestos de trabajo calificados. La integración formal con la UE garantiza que la producción local cumpla con las normas comunitarias, permitiendo el acceso irrestricto a beneficios impositivos y arancelarios.
Bajo este nuevo paradigma de integración, el complejo energético e industrial cuenta con las herramientas necesarias para superar al sector agroexportador en la generación de divisas, siempre que se mantenga la consistencia normativa que el tratado ahora protege.
Etiquetas: GNLMercosurunion europeavaca muerta
22/01/2026
Donde aprieta el zapato
En Vaca Muerta, donde cada hora de equipo vale lo que en otros lugares una jornada entera, la eficiencia dejó de ser un eslogan para convertirse en una disciplina operativa. En ese terreno de extrema competencia técnica, cada pequeño avance en un sector puede ser un gran paso para la industria y en ese contexto el shoes to shoes es un método que cambia la lógica de la producción.
El pozo “zapato a zapato”, si se traduce en castellano, pero en la jerga se le dice zapata, es una perforación continúa que va desde un zapato intermedio hasta el siguiente, que corresponde a la sección de producción. Es decir, realizar vertical, curva y rama horizontal con un único BHA (Bottom Hole Assembly, conjunto de fondo), sin necesidad de sacar y volver a bajar herramientas.
El concepto es simple de explicar, pero complejo de ejecutar. En perforación, el zapato es el extremo inferior de la cañería ya asentada y cementada. La estrategia shoes to shoes busca perforar, en una sola corrida, todo el trayecto. El BHA es, en términos sencillos, el “corazón” de la perforación. No se trata solo de una mecha, sino de una columna de elementos con diámetros, espesores y rigideces variables, diseñada para comportarse de manera precisa en el fondo del pozo. «Por su interior circula el lodo de perforación, y su geometría define si el pozo tiende a bajar recto, a curvar o a mantenerse estable en la horizontal. Cambiar el BHA implica sacar toda la sarta, reacondicionar herramientas y volver a bajar miles de metros: una maniobra costosa, lenta y riesgosa», explicó Maximiliano Varela, ingeniero en perforaciones de Tango Energía, a VacaMuerta.ar.

Ahí aparece la verdadera ganancia: evitar una corrida intermedia puede ahorrar entre 24 y 30 horas de operación, además de costos del orden de los cientos de 100 mil dólares. Pero el beneficio no es solo económico. «Cada maniobra que se elimina reduce la exposición a problemas de pozo: pérdidas de circulación, influjos, pegaduras diferenciales o inestabilidades en formaciones complejas», agregó el especialista.
«Esta estrategia se aplica principalmente en la sección de producción, la más exigente del pozo, donde el diseño es telescópico: cada etapa se perfora con diámetros progresivamente menores. En Vaca Muerta, el desafío es ejecutar desde el zapato intermedio hasta el zapato de producción en una única corrida, logrando una rama horizontal larga y bien posicionada dentro de la ventana productiva», sostuvo Varela.
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El desarrollo no fue inmediato. En los primeros años se probaron múltiples esquemas: dividir vertical y curva, luego curva y parte de la horizontal, más adelante soft landing —sacar herramientas en mitad de la curva—, siempre con el objetivo de extender lo máximo posible la rama lateral en una sola corrida. El shoes to shoes es el punto de madurez de ese aprendizaje.
Sin embargo, no todo es ilimitado. Hoy existe un umbral técnico relativamente claro: ramas laterales del orden de 2.500 a 2.800 metros pueden planificarse razonablemente en una sola corrida. Superado ese rango, la tasa de falla de las herramientas direccionales aumenta de manera significativa. Por eso, pozos con laterales más extensos suelen planificarse en dos carreras: una primera más robusta, con motor de fondo para vertical y curva, y una segunda optimizada para la horizontal, reduciendo así la probabilidad de fallas catastróficas.

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El shoes to shoes no opera solo. Convive con otras optimizaciones que explican el salto de productividad del shale neuquino: mejoras en trabajo direccional y real time drilling, evolución en tecnologías de lodos —con altas relaciones de fase orgánica y reologías bajas—, equipos de perforación con mayores ratings de presión y rediseños de pozo que amplían márgenes operativos y reducen exigencias sobre la integridad. El conjunto es una respuesta concreta a un sistema de costos, riesgos y aprendizaje acumulado. Una muestra de cómo, en Vaca Muerta, la eficiencia no se declama: se mide en horas que no se perforan, en herramientas que no se rompen y en pozos que llegan a producción con menos sobresaltos.
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21/01/2026
El repliegue del shale en EE.UU. acelera el desembarco de Harold Hamm en Vaca Muerta
La industria energética global asiste a un cambio de guardia en las prioridades de inversión. Harold Hamm, fundador de Continental Resources y figura central en la historia del fracking moderno, ejecutó un movimiento drástico: la suspensión de nuevas perforaciones en la formación Bakken, Dakota del Norte. Esta decisión, motivada por la erosión de los márgenes de rentabilidad ante la caída de los precios internacionales, desplaza el centro de gravedad de la compañía hacia la Cuenca Neuquina.
El freno en Bakken representa un hito histórico. Por primera vez en tres décadas, la empresa detiene su expansión en su activo más emblemático. La ecuación económica actual no admite fisuras; con un precio de equilibrio (breakeven) que ronda los 58 dólares por barril en Dakota del Norte, el negocio enfrenta un agotamiento de los yacimientos más accesibles y un alza sostenida en los costos de insumos y servicios.
El fin de la era del petróleo barato en el Norte
La meta de la administración de Donald Trump de situar el barril cerca de los 50 dólares choca directamente con la realidad operativa de las cuencas no convencionales. A ese precio, la actividad en Bakken y otras regiones estadounidenses carece de lógica financiera.

Los datos de mercado confirman esta tendencia. Un informe de Wood Mackenzie anticipa un estancamiento de la producción petrolera en los estados continentales de EE.UU. para este 2026, un fenómeno que no se registraba desde el periodo de la pandemia. La reducción en el recuento de plataformas activas durante 2025 funciona como el preludio de este enfriamiento. En este escenario, las empresas reevalúan sus activos y dirigen el capital hacia formaciones con mayor potencial de productividad por pie perforado.

Vaca Muerta: el refugio de la rentabilidad
Mientras Continental Resources ajusta sus válvulas en el hemisferio norte, la compañía acelera su ofensiva en Argentina. La calidad geológica de la roca neuquina y los márgenes de rentabilidad todavía competitivos convierten a Vaca Muerta en el nuevo eje estratégico de la firma.
El desembarco definitivo quedó sellado el pasado 5 de enero de 2026. Mediante una alianza estratégica con Pan American Energy (PAE), Continental adquirió el 20% de participación en cuatro áreas de alto valor:
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Foco

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- Coirón Amargo Sureste
- Bandurria Centro * Aguada Cánepa (Neuquén)
- Loma Guadalosa (Río Negro)
Bajo este esquema, PAE mantiene la operación de los bloques, mientras que la firma estadounidense aporta su vasto historial técnico en eficiencia operativa y procesos de derisqueo.
Consolidación como operador local
La apuesta de Hamm no se limita a las participaciones minoritarias. La reciente compra a Pluspetrol del 90% y la operación del bloque Los Toldos II Oeste posiciona a Continental Resources como un jugador de peso con capacidad de decisión directa en el terreno.
Doug Lawler, CEO de la firma, define a Vaca Muerta como una de las formaciones de shale más atractivas del planeta. Esta visión coincide con la necesidad de la empresa de encontrar nuevos horizontes de crecimiento que compensen el declive del shale estadounidense. Así, el «padre del fracking» apuesta el futuro de su imperio a la productividad de la Cuenca Neuquina, transformando la crisis de precios en el Norte en un catalizador para el desarrollo local.
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21/01/2026
¿Llegan refuerzos para el GNL?
El presidente Javier Milei y el ministro de Economía Luis Caputo recibieron en la Casa Rosada a los principales directivos de MidOcean Energy, una compañía internacional especializada en Gas Natural Licuado (GNL), creada y administrada por el fondo EIG Global Energy Partners, uno de los mayores inversores institucionales del mundo en los sectores de energía e infraestructura. El encuentro se inscribe en la agenda oficial de promoción de inversiones estratégicas y refuerza el posicionamiento del GNL como uno de los ejes centrales del nuevo esquema energético argentino.
Si bien no hubo anuncios formales, ni planes futuros, este tipo de encuentros se sucedieron en otras ocasiones con compañías que primera visitaron al mandatario y luego concretaron sus proyectos en el país, como el caso de Continental Resources, del magnate Harold Hamm, que finalmente adquirió áreas en Vaca Muerta.
De la reunión con MidOcean también participó el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, en una señal clara de alineamiento entre la conducción económica y el área energética para atraer capitales de largo plazo. Por parte de la empresa asistieron Venter De la Rey, director ejecutivo de MidOcean Energy; Thomas Wheeler, vicepresidente; Vahid Farzad, director de Desarrollo de Negocios; y Jason Klein, responsable para América. Además, estuvieron presentes Marc Patsy, fundador y CEO de Blacks Limited, y Valentí Sabaté, director de Operaciones.

Según confirmaron fuentes oficiales, el objetivo del encuentro fue que la compañía expusiera su perfil global y sus intenciones de evaluar oportunidades de inversión en la Argentina, en un contexto marcado por la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Bajo este paraguas normativo, el sector energético —junto con el minero— encabeza actualmente el ranking de proyectos ingresados y aprobados, consolidándose como uno de los principales vectores de atracción de capital externo.
MidOcean Energy se presenta como un actor de peso en el mercado global de GNL. La empresa construyó en pocos años una plataforma de activos diversificada, con presencia en Australia, Sudamérica y Canadá, abarcando toda la cadena de valor del gas natural: desde la producción en yacimientos, pasando por el procesamiento y la licuefacción, hasta la exportación a mercados internacionales.

El Presidente Javier Milei, junto al Ministro de Economía, Luis Caputo, y el Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, se reunió con el Director Ejecutivo de MidOcean Energy, Venter de la Rey; el Vicepresidente Senior de MidOcean Energy, Thomas Wheeler; el… pic.twitter.com/5pWhK4csl9
— Oficina del Presidente (@OPRArgentina) January 14, 2026

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En Australia, MidOcean Energy concretó recientemente la adquisición de las participaciones que Tokyo Gas poseía en varios proyectos integrados de GNL, entre ellos Gorgon LNG, Pluto LNG y Queensland Curtis LNG. Estas iniciativas representan algunos de los desarrollos más relevantes del mundo en términos de escala y complejidad técnica, y permiten a la compañía operar activos que incluyen producción upstream, infraestructura de transporte, plantas de licuefacción y contratos de comercialización internacional.
La expansión continuó en Sudamérica, donde MidOcean Energy ingresó inicialmente con una participación del 20% en Peru LNG, considerada la principal planta exportadora de GNL de la región. Posteriormente, la empresa amplió su exposición y alcanzó el 35% de participación en el proyecto. Esta instalación se consolidó como un nodo estratégico para la exportación de gas natural hacia distintos destinos globales, posicionando a Perú como un jugador relevante en el comercio internacional de GNL.
En Canadá, la compañía acordó la compra del 20% de los activos de Petronas, que incluyen reservas de gas natural en North Montney y una participación directa en LNG Canada, la primera gran planta exportadora de GNL en la costa pacífica canadiense. Esta infraestructura resulta clave para el abastecimiento de los mercados asiáticos, uno de los principales polos de demanda de gas licuado en el mundo.
Con este portafolio, MidOcean Energy logró consolidar una presencia transversal en tres continentes, asegurando participación en activos que cubren todos los eslabones del negocio del GNL. Este perfil explica el interés del Gobierno argentino en entablar un diálogo directo con la compañía, en momentos en que el país busca acelerar el desarrollo de proyectos de escala mundial asociados a Vaca Muerta.
Una empresa de fracking pasó por lo de Milei para llegar a Vaca Muerta
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En paralelo, el sector energético local atraviesa un momento decisivo. YPF, principal operadora del país, ya cuenta con un nuevo socio estratégico, cuyo nombre aún no fue revelado, que reemplazará a Shell y Petronas en el megaproyecto Argentina LNG, una de las iniciativas más ambiciosas de la historia energética nacional. El presidente de la petrolera, Horacio Marín, confirmó además que se dio mandato a JP Morgan para estructurar el financiamiento necesario para avanzar con el proyecto.
El plan contempla alcanzar una producción anual de 12 millones de toneladas de GNL mediante la utilización de dos buques de licuefacción frente a la costa de Río Negro, con la posibilidad de ampliar la capacidad hasta 18 millones de toneladas por año en una etapa posterior. De concretarse, el proyecto permitiría generar exportaciones por hasta USD 200.000 millones en un plazo de 20 años, equivalente a unos USD 10.000 millones anuales, un volumen capaz de transformar el perfil externo de la economía argentina.
El contexto internacional acompaña estas aspiraciones. De acuerdo con estimaciones presentadas recientemente en el Foro de Doha por el ministro de Energía de Catar, la demanda mundial de GNL podría dar un salto histórico hacia 2035, ubicándose entre 600 y 700 millones de toneladas anuales, muy por encima de las cerca de 400 millones de toneladas que se consumen actualmente.
En ese escenario, el acercamiento entre el Gobierno argentino y MidOcean Energy no es un gesto aislado, sino parte de una estrategia más amplia que busca posicionar al país como un proveedor confiable de GNL a escala global. Con recursos abundantes, proyectos en marcha y un marco regulatorio orientado a grandes inversiones, la Argentina intenta disputar un lugar en un mercado que marcará el pulso de la transición energética y del comercio internacional en las próximas décadas.
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17/01/2026
YPF entregó una de las joyas de la abuela
En la continuidad del Plan Andes y como parte de su estrategia de optimización del portafolio de activos convencionales, YPF firmó los convenios de cesión del clúster Malargüe, en Mendoza, y del área Manantiales Behr, en la cuenca Golfo San Jorge de Chubut, el quinto yacimiento más productivo de la empresa en diciembre de 2025.
El acuerdo por el clúster Malargüe fue suscripto con Venoil S.A., mientras que el de Manantiales Behr se firmó con Limay Energía S.A, perteneciente al Grupo Rovella Capital. Ambos procesos quedan sujetos a la aprobación de las autoridades provinciales y, una vez cumplido ese paso, las nuevas operadoras asumirán el control de los bloques.
Estas operaciones forman parte de la ronda lanzada en julio de 2025 del Proyecto Andes, liderado por el Banco Santander. En esta misma línea, YPF ya completó el proceso de cesión definitivo de sus siete áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.

El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031.
El plan
En agosto, YPF anunció una nueva ronda del Proyecto Andes para la cesión de activos convencionales liderado por el Banco Santander que contempla 16 bloques tanto operados como no operados, entre los que se encuentran las áreas agrupadas en: cluster NOA (Salta), cluster Chachahuen (MZA), cluster Malargüe (MZA), Agua Salada (Río Negro), Manantiales Behr (Chubut), y cluster MZA No Operado (MZA/La Pampa). Seis meses después ya logró concretar las cesiones de tres de ellas.

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Este nuevo capítulo de reordenamiento de los negocios de la petrolera estatal contempla la cesión de 28 activos convencionales ubicados en las provincias de Chubut, Mendoza, Neuquén y Río Negro, según anunciaron en un comunicado.
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En paralelo, YPF avanzó con la reversión de 11 áreas. En particular, ya se firmó el acuerdo con la provincia de Santa Cruz y Formicruz por 10 concesiones del norte de la provincia y con Chubut por el área Restinga Alí. Además, la compañía avanza con un proceso de similares características en Tierra del Fuego.
«Este plan de manejo del porfolio de activos convencionales constituye uno de los pilares del Plan 4×4. A través de una reasignación eficiente de capital, la compañía busca enfocar su operación en el desarrollo de Vaca Muerta, mejorar su rentabilidad y contribuir al crecimiento del país generando exportaciones por 30.000 millones de dólares para 2030«, anunciaron desde la empresa.
Desde que Horacio Marín asumió la presidente de YPF en diciembre de 2023 comenzó con un plan de reordenamiento estratégico, con el programa 4 x 4, con el que busca que busca cuadruplicar su valor en apenas cuatro años, enfocando su negocio principalmente en el shale y desprendiéndose de todas las unidades de negocios que no sean de gran rentabilidad.
Etiquetas: chubutconvencionamanantiales behrPetróleoYPF
17/01/2026
Crisis en Raízen
La compleja situación económica que atraviesa la firma brasileña Raízen, licenciataria de la marca Shell en el país, apura la salida definitiva de sus activos en el mercado local. El holding registró pérdidas netas por USD430 millones en su último trimestre fiscal, factor que obliga a la compañía a desprenderse de unidades de negocio no estratégicas para sanear sus cuentas. En este escenario, la infraestructura de refinación y expendio en Argentina asoma como la principal pieza de cambio para estabilizar el balance del gigante regional.
La casa matriz en Brasil, conformada por los accionistas Shell Plc y Cosan, busca actualmente una inyección de capital mínima de USD1.900 millones (10.000 millones de reales). Según informes del sector, la presión financiera responde a una combinación de altas tasas de interés, cosechas agrícolas por debajo de lo previsto y fuertes apuestas en combustibles sustentables que todavía no rinden los frutos esperados. Este combo impactó de lleno en el valor de sus bonos, con caídas del 17% en los últimos tres meses, situando a la empresa entre los peores desempeños de los mercados emergentes.
Activos en juego y candidatos firmes
La operación en Argentina incluye activos críticos para la logística de hidrocarburos nacional: la refinería de Dock Sud, una red de 700 estaciones de servicio, una planta de lubricantes y otras unidades operativas. La venta de este paquete representa casi el 20% del mercado doméstico de combustibles, un botín codiciado por actores globales y locales con intereses en la cadena de valor de Vaca Muerta.

En la compulsa final destacan tres grupos con perfiles competitivos:
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PAE y las PyMEs
1. Vitol: la firma suiza encabeza las propuestas económicas con una oferta que ronda los USD1.600 millones.
2. Mercuria y Grupo Manzano: el grupo suizo Mercuria, aliado de José Luis Manzano y Daniel Vila en la petrolera Phoenix Global Resources, ofertaría cerca de USD1.400 millones. Su fuerte presencia en la cuenca neuquina le otorga una ventaja estratégica en la integración vertical.
3. CGC: la petrolera de Eduardo Eurnekian mantiene su interés firme en la operación, buscando expandir su presencia desde la producción hacia la comercialización minorista.
Pese a las cifras iniciales, analistas del mercado estiman que el cierre definitivo de la transacción se ubicará en torno a los USD1.000 millones, ante la urgencia de Raízen por obtener liquidez inmediata.

El deterioro de la calificación crediticia
El mercado observa con cautela los movimientos de la compañía. Agencias internacionales como S&P Global Ratings y Moody’s rebajaron la calificación crediticia de Raízen tras detectar flujos de caja negativos y un deterioro constante en sus indicadores de deuda. Mientras su competidora directa en Brasil, Vibra SA, creció un 48% en el mercado, las acciones de Raízen sufrieron un desplome del 62% anual, acelerando el plan de desinversión en el Cono Sur.
La salida de esta firma no solo implica un cambio de manos en las estaciones de servicio, sino una reconfiguración total del downstream en Argentina. Con Trafigura (Puma Energy) fuera de la competencia según informes internacionales, el duelo entre Vitol, Mercuria y CGC definirá quién controlará la distribución del combustible derivado de la producción récord de la Cuenca Neuquina. La decisión final, prevista para los próximos meses, marcará el cierre de un ciclo para la marca de la concha bajo administración brasileña y el inicio de una nueva etapa para el abastecimiento energético nacional.

Etiquetas: brasilcombustiblesraízenshellvaca muerta
17/01/2026
Loma Campana late fuerte
Como si fuera una frazada, Loma Campana cubre todo la margen norte, este y oeste de Añelo, que al sur está rescatada sobre la margen del río Neuquén. Son 290 metros cuadrados, apenas el 1% de la formación, que funcionan como si fueran la arteria Aorta del corazón de Vaca Muerta, desde donde sale la producción de petróleo no convencional más grande del país con de 103.610 barriles diarios durante el mes de diciembre.
La concesión del área estrella de la Cuenca Neuquina comenzó en 2013 con la sociedad entre Chevron e YPF, fue desde el comienzo un laboratorio de ensayos y mejoras, donde se dio el punto de partida del desarrollo masivo del shale argentino y fue el primer yacimiento de no convencional a gran escala fuera de Norteamérica.
A 180 kilómetros de la ciudad de Neuquén, Loma Campana es el corazón en el corazón de Vaca Muerta, sus 100 mil barriles diarios marcaron un hito en la industria del no convencional neuquino, pero su performance no sorprende porque es el yacimiento que viene liderando la actividad en último lustro, solo en octubre estuvo segundo detrás de La Amarga Chica. En noviembre todo volvió a la normalidad y en diciembre dejó atrás la primera centena.

Con más de 700 pozos activos, el bloque de YPF y Chevron se destaca por sus sweet spots bien definidos, un reservorio fracturado naturalmente que mejoran el flujo y múltiples horizontes apilados con optimización vertical. Los pozos con ramas laterales alcanzan hasta los 3.886 metros y 54 etapas de fractura por pozo. El precio de equilibrio se ubica en entre36 y 45 dólares por barril, uno de los más bajos de la cuenca, lo que asegura producción aunque el precio del barril caiga estrepitosamente, como podría pasar tras el ingreso de Estado Unidos a Venezuela.
Los registros indican que en Loma Campana cada pozo produce entre 1.250 y 1.450 barriles diarios durante sus primeros tres meses completos, con una calidad de crudo liviano de 40° a 45° API, que tiene un alto valor de mercado. Tiene reservas probadas por 927 millones de barriles equivalentes y una recuperación esperada del 22%.

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Este bloque se destaca por presentar condiciones geológicas de alta calidad y la combinación de una ventana térmica óptima, espesores productivos significativos y una presión de reservorio favorable permite alcanzar elevados factores de recuperación mediante técnicas avanzadas de perforación horizontal y fractura hidráulica. Además, el conocimiento acumulado a partir de más de una década de actividad continua redujo de manera sustancial el riesgo geológico, consolidandolo como un activo maduro, pero con un potencial aún relevante para la optimización de diseños, el incremento de productividad y la extensión de la vida útil del yacimiento.
Si se mira el desarrollo de Loma Campana en 2014 produjo 45 mil barriles por día, en 2017 cayó a 35 mi, desde allí empezó un crecimiento sostenidos, solo detenido por la pandemia del COVID, y en marzo de 2025 toco su techo con 92.271 barriles por día, lo que representó el 11% del petróleo de toda Argentina, en noviembre subió a 94.160 y en diciembre superó los 100 mi.
El podio del shale: un monopolio de eficiencia
n noviembre Neuquén volvió a establecer un hito con 590.339 barriles por día, un 0,54% más que los 587.190 de octubre, según informaron desde la subsecretaría de Energía e Hidrocarburos del ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia. El petróleo no convencional alcanzó los 572.423 barriles diarios, concentrando el 96,97 % del total producido en la cuenca, lo que confirma el peso estructural de este segmento dentro de la matriz hidrocarburífera neuquina.
Argentina promedió una producción de 843.069 barriles diarios. Si bien el registro mostró una leve oscilación negativa respecto a octubre (0,76%), el salto interanual del 12,47% confirmó que el motor del sector es, casi exclusivamente, el shale oil.
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La producción operada de YPF en la Cuenca Neuquina de diciembre alcanzó el récord de 362.059 bbl/d con un crecimiento en el mes de 4,18% y 25,67% en la comparación anual. En el último mes de 2025, la producción de Loma Campana creció un 10%, que continúa siendo el área más productivo y La Angostura Sur I un 12%. La producción de la Cuenca Neuquina representa el 93% de la producción total de YPF.
Loma Campana lideró el ranking con 103.610 barriles por día, seguido por La Amarga Chica 86.837 bbl/d, Badurria Sur 64.170 bbl/d y La Angostura Sur I con 34.700 bbl/d, todos yacimientos de Vaca Muerta. Por fuera, Mantiales Behr, del convencional de Chubut en la cuenca Golfo San Jorge, fue el mejor del resto con 25.433 bbl/d.
Etiquetas: loma campanashalevaca muertaYPF
17/01/2026
Más pymes para Vaca Muerta
El Centro PyME-ADENEU registró un incremento del 43% en la nómina de Proveedores Neuquinos Certificados (PNC), respecto de 2024, con un total de 760 pymes certificadas bajo la Ley de Fortalecimiento y Desarrollo de la Cadena de Valor Neuquina, que implica que las empresas operadoras y de servicios especializados que tienen presencia en la Cuenca Neuquina (sujetos obligados por la ley) tengan más opciones de proveedores, en los distintos rubros y servicios que demanda el desarrollo de Vaca Muerta.
Las firmas que acceden a la certificación tienen prioridad en contrataciones (en iguales condiciones técnicas y económicas) ante un proveedor que no está certificado; tienen la posibilidad de participar de actividades y eventos con las empresas líderes de la industria; y de acceder a capacitaciones, asistencia técnica y al programa de desarrollo de proveedores.
Centro PyME-ADENEU es organismo dependiente del ministerio de Economía, Producción e Industria y autoridad de aplicación de la Ley Provincial N° 3338 incrementó en un 43 por ciento la nómina de Proveedores Neuquinos Certificados (PNC), respecto de 2024. Para conocer los requisitos y el procedimiento para certificar la empresa, los interesados pueden comunicarse al correo electrónico energiaymineria@adeneu.com.ar.

Qué pasó en 2025
En el último año, desde el Sector de Energía y Minería del Centro PyME-ADENEU se llevaron diversas acciones para profesionalizar y aumentar los niveles de contratación de las empresas certificadas neuquinas.
A partir de esos objetivos, se concretaron 9 ciclos de vinculación entre PNC y algunos de los sujetos obligados por la ley, como Pluspetrol, PAE, AESA, VISTA, YPF, Oldelval, Pampa Energía, Shell y Halliburton.

Para la profesionalización y el desarrollo de las capacidades de las pymes neuquinas certificadas se realizaron 20 asistencias técnicas personalizadas in company.
A su vez, se capacitó a alrededor de 400 recursos humanos de las empresas certificadas en herramientas para la cotización, gestión, asociatividad, plataforma ARIBA y evaluación de proveedores, entre otras temáticas.
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El Gran Hermano de Vaca Muerta

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En cuanto a la promoción de las empresas, se realizó una nueva edición de la misión empresarial a Houston, Estados Unidos, en el marco de la feria Offshore Technology Conference 2025.
El Centro PyME-ADENEU también estuvo a cargo de la coordinación del stand en la Argentina Oil and Gas 2025, donde empresas certificadas e integrantes de FECENE y del Cluster Vaca Muerta se dieron a conocer y concretaron más de 100 rondas de negocio.
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15/01/2026