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  • Acuerdo Mercosur-UE: todo al GNL

    Acuerdo Mercosur-UE: todo al GNL

    Tras 25 años de negociaciones, el Mercosur y la Unión Europea (UE) firmaron acuerdo comercial con un marco legal sólido, que tendrá impacto en diferentes sectores de la economía de múltiples países de ambos continentes Para el sector energético argentino, este avance representa la garantía de seguridad jurídica que los capitales internacionales exigen para desembarcar en proyectos de largo aliento.

    La firma formal del tratado, prevista para el próximo 17 de enero en Asunción, activa una señal definitiva: El Viejo Continente necesita el gas argentino para garantizar su propia supervivencia energética y tras la salida del gas ruso del mercado la necesidad de encontrar nuevos socios se volvió una urgencia, que el nuevo contexto puede resolver.

    Europa busca diversificar su matriz energética, necesita gas y el GNL y Argentina son una gran opción para resolver con pocos movimientos múltiples problemas. El acuerdo UE – Mercosur y el avance de los proyectos de Vaca Muerta para el Gas Natural Licuado, especialmente el Argentina GNL, son una gran opción.

    El acuerdo continental permitirá acelerar las gestiones y aprovechar los marcos legales establecidos para poder lograr acuerdos con mayor celeridad. Como un efecto derrame, el GNL es una de las industrias, la que más importa para Neuquén, Río Negro, YPF y el sector energético en general, pero esta situación puede extenderse a otras áreas, ofreciendo importantes oportunidades para el país.

    Exportaciones por u$s15.000 millones: el horizonte del GNL

    El acuerdo facilita la eliminación de barreras técnicas y arancelarias, lo que permite que el gas local compita en condiciones preferenciales en los puertos de regasificación europeos. Argentina ya ejecuta al menos tres proyectos consolidados para la producción de GNL, con el objetivo de iniciar los despachos en el último trimestre de 2027.

    Las proyecciones para el sector son contundentes:

    • Proyecto Southern Energy (PAE, Golar LNG e YPF): Con una capacidad de 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA), prevé ingresos de hasta u$s2.500 millones por año.
    • Proyecto Argentina LNG (Liderado por YPF): Aspira a una capacidad de 12 MTPA para 2030, con potencial de escalar a 30 MTPA hacia 2035. Este desarrollo, por sí solo, inyectaría u$s10.000 millones anuales a la balanza comercial.

    En conjunto, la industria estima exportaciones superiores a los u$s15.000 millones anuales hacia finales de la década, una cifra que compite directamente con el aporte del complejo agroexportador.

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    Alemania y el primer gran paso comercial

    Más allá de la ratificación en Bruselas, el país ya cuenta con contratos de peso. A comienzos de diciembre, el consorcio Southern Energy (SESA) y la estatal alemana SEFE formalizaron un acuerdo marco para la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años. Este convenio representa la mayor operación de exportación de GNL de la historia argentina en términos de volumen y plazo.

    El hidrógeno verde y la transición energética

    El tratado Mercosur-UE no se limita a los hidrocarburos. Europa define al hidrógeno verde como el eje de su matriz de largo plazo e identifica a la Patagonia como uno de los polos con mayor potencial mundial.

    El pacto incluye capítulos de cooperación tecnológica y estándares ambientales que elevan el estándar de la industria local. A través de programas como el Global Gateway, la UE planea participar activamente en el desarrollo de parques eólicos y solares en el sur y norte argentino.

    Metas para la economía del hidrógeno:

    • Producción: 5 millones de toneladas anuales para 2050.
    • Inversión: Se requieren u$s90.000 millones para materializar la infraestructura necesaria.

    Empleo: Proyectan la creación de más de 80.000 puestos de trabajo calificados.

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    GNL: YPF y ENI suman un gigante árabe

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  • VMOS: el ducto ya cruza el lecho del Río Negro y la obra alcanza el 51%

    VMOS: el ducto ya cruza el lecho del Río Negro y la obra alcanza el 51%

    El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) transita una fase decisiva. Al inicio de 2026, la megaobra registra un avance global del 51% y marca un nuevo hito técnico: el inicio del perforado por debajo del lecho del Río Negro. Este sistema de 437 kilómetros de extensión proyecta a la región como el principal hub exportador de crudo del país.

    El desafío técnico debajo del agua

    Las cuadrillas ejecutan actualmente el Cruce Horizontal Dirigido (CHD) del Río Negro. La maniobra consiste en una perforación de alta complejidad que atraviesa el cauce a 30 metros de profundidad, lo que permite el paso de la tubería sin alterar el curso de agua ni el entorno ambiental.

    Este trabajo se suma a los 76 cruces especiales que ya finalizaron a lo largo de la traza, incluyendo arroyos, rutas e intersecciones críticas. La precisión en estas tareas resulta vital para asegurar la integridad del ducto que conectará la cuenca neuquina con el Océano Atlántico.

    Avances en nodos estratégicos: Allen y Chelforó

    En la Estación Cabecera Allen, el ritmo de construcción se mantiene firme. Los equipos levantaron las últimas virolas del tanque TK7 y ejecutan las soldaduras finales en el TK8. De forma simultánea, avanza la infraestructura complementaria que comprende:

    • Redes contra incendios y sistemas de drenaje.
    • Edificios administrativos y operativos.
    • Conexión con el sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval).

    Hacia el este, en Chelforó (Estación de Bombeo 1), la obra civil y la estación transformadora muestran progresos sustanciales. El cronograma para este primer trimestre de 2026 prevé el comienzo de tareas en las estaciones de bombeo 2 y 3 (Santa Rosa y kilómetro 349), instalaciones necesarias para garantizar la presión del fluido hacia la costa.

    Punta Colorada: la puerta al mercado mundial

    La Terminal Punta Colorada transforma el paisaje costero. En este nodo exportador ya concluyó el montaje de aros y virolas en los tanques TK404 y TK401. Durante el presente año, el foco operativo se desplaza hacia la obra marina, pieza clave para el despacho de buques de gran calado.

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    Tic, tac, tic, tac

    A pesar de todo, Argentina importó GNL

    El predio contará con seis tanques de almacenamiento con una capacidad total de 720 millones de litros. Esta infraestructura permitirá a la Argentina exportar petróleo desde la provincia de Río Negro a partir de diciembre de 2026.

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    «Esto es realidad, son hechos concretos. Lo que en su momento fue un objetivo para el país, hoy se cumple», afirmó el gobernador Alberto Weretilneck tras supervisar los trabajos en la zona de tanques.

    Impacto económico y laboral

    La inversión, estimada en 3.000 millones de dólares, tracciona la economía regional. Se espera que entre marzo y abril de 2026 la obra emplee a 1.600 trabajadores. En este sentido, el Gobierno provincial garantiza el cumplimiento de la Ley 80/20, la cual exige que el 80% de la mano de obra sea rionegrina.

    Proyección de exportación (Fases de capacidad)

    El sistema iniciará operaciones con una capacidad de 180.000 barriles diarios, pero su diseño permite un escalamiento progresivo:

    FaseFecha estimadaCapacidad (barriles/día)
    Fase 1Diciembre 2026180.000
    Fase 22do Semestre 2027390.000
    Fase 3Ampliación final550.000

    Con la última soldadura automática del ducto ya realizada y las pruebas hidráulicas en marcha, el VMOS se consolida como la obra de infraestructura energética más importante en ejecución en Argentina, posicionando a Vaca Muerta ante un nuevo horizonte global.

  • Loma Campana llega a los 100 mil

    Loma Campana llega a los 100 mil

    Loma Campana no para. Tras un respiro en octubre, en el que cedió su reinado dentro del shale de Vaca Muerta, y el país, el yacimiento estrella de YPF, y Chevron, recuperó su cetro en noviembre y en diciembre logró un hito para la cuenca, la industria y el país y superó los 100 mil barriles diarios. «Este logro es el resultado de una alianza sólida y sostenida con Chevron y del compromiso de cada uno de los equipos que integran YPF SA», escribió el CEO y presidente de la petrolera estatal al dar a conocer la noticia.

    El bloque, ubicado en cercanía a la localidad de Añelo, venía en un crecimiento de su producción en los últimos meses con 86.788 mil barriles por día en octubre, 94.160 bbl/d en el undécimo mes del año y cerró el 2025 logrando una marca histórica con más de 100 mil barriles por día.

    «Loma Campana alcanzó en diciembre una producción de 100.000 barriles diarios y se convirtió en el primer yacimiento de Vaca Muerta en alcanzar esta cifra histórica para la energía argentina. Estamos demostrando con hechos que el Plan 4×4 es el motor de nuestra transformación y en ese camino, seguimos trabajando para alcanzar el objetivo de generar 30.000 millones de dólares para 2030», agregó Marín.

    El yacimiento es la estrella de Vaca Muerta por su producción, pero también está considerado el kilómetro cero de la Cuenca Neuquina, por ser una de las áreas donde empezó el desarrollo del shale y, sobre todo, donde se dio el inició de la producción a escala.

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    La importancia del shale

    En noviembre, YPF produjo 397 mil barriles diarios, de los cuáles 304 mil provienen de la Cuenca Neuquina, el 76% de su producción. El 60% del total de la actividad de la firma estatal provienen de sus tres principales bloques: Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.

    En noviembre Neuquén volvió a establecer un hito con 590.339 barriles por díaun 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.

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  • Si no sos de Neuquén, ¿dónde podes estudiar para trabajar en Vaca Muerta?

    Si no sos de Neuquén, ¿dónde podes estudiar para trabajar en Vaca Muerta?

    Vaca Muerta enfrenta en la actualidad su mayor desafío operativo. Según las proyecciones para finales de 2026, la demanda laboral trepará a 91.000 empleos, un salto del 150% respecto a los niveles actuales. Sin embargo, surge un obstáculo crítico: la escasez de personal calificado para cubrir estas vacantes. Este fenómeno se extiende también a la minería, donde la cartera de proyectos supera los u$s 33.000 millones.

    Ante este cuello de botella, las universidades de distintos puntos del país intervienen con programas diseñados para cerrar la brecha de talento que amenaza con frenar el boom energético. Para los profesionales neuquinos, estas son las opciones de capacitación disponibles en Buenos Aires, Mendoza y Bariloche bajo modalidades que permiten el cursado a distancia o híbrido.

    UBA: el cruce entre economía, derecho y territorio

    Desde finales de 2025, la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA opera su Centro de Estudios en Economía y Gestión de la Energía y la Minería. Este programa busca formar especialistas en análisis técnico-regulatorio.

    Su enfoque integra derecho, geología y geopolítica, permitiendo que los profesionales tomen decisiones informadas en escenarios complejos. El programa abarca auditorías ambientales, estudios de factibilidad y análisis de mercados globales. Si bien la modalidad es presencial en CABA, se posiciona como el centro de formación para quienes aspiran a ocupar áreas estratégicas y de toma de decisiones en las casas matrices de las operadoras.

    Fundación Bariloche: planificación y política energética

    Con casi cinco décadas de trayectoria, el Instituto de Economía Energética de la Fundación Bariloche es un referente indiscutido. Su Maestría en Economía y Política Energético Ambiental pone el acento en el desarrollo sustentable a largo plazo y la regulación del sector.

    Bajo la dirección de Gonzalo Bravo e Ignacio Sagardoy, el programa combina la presencialidad en la ciudad cordillerana con soporte virtual. Esta estructura facilita el acceso a los profesionales que residen en Neuquén, permitiéndoles especializarse en el diseño de políticas públicas y marcos regulatorios para una matriz energética en plena transformación.

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    Personal calificado: el desafío inminente

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    Universidad Nacional de Cuyo: tecnología y monitoreo satelital

    Desde Mendoza, el Instituto de la Energía y Minería «Dr. Edgardo Díaz Araujo» de la UNCuyo plantea un abordaje que cruza lo jurídico con lo social. En un contexto donde la minería y el petróleo comparten territorios, esta institución innova con proyectos de monitoreo climático aplicados a la industria.

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    Un ejemplo claro es MendoSat, donde la tecnología satelital se utiliza para la prevención y la toma de decisiones operativas. La modalidad es mixta, lo que resulta ideal para quienes ya forman parte del mercado laboral y necesitan actualizar conocimientos sin abandonar sus puestos de trabajo en la cuenca.

    ITBA: liderando la transición hacia el hidrógeno verde

    El Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) responde a la agenda de descarbonización con su Diplomatura en Economía y Gestión de las Nuevas Energías. Argentina aspira a transformarse en exportador de hidrógeno limpio y requiere cuadros técnicos preparados para este cambio.

    A cargo de Marcelo Kloster y Balbina Griffa, la propuesta tiene un formato híbrido y una duración de cuatro meses. Atrae a ingenieros, economistas y abogados interesados en la gestión económica de la transición energética y las energías renovables, sectores que ya comienzan a traccionar inversiones complementarias en la región patagónica.

    Universidad Austral: formación para la alta dirección

    Para perfiles que apuntan a cargos gerenciales, la Universidad Austral diseñó la Diplomatura en Gestión Minera, con el objetivo de entrenar líderes para proyectos de litio y cobre. El programa incluye el análisis de casos reales, desde la exploración hasta la comercialización y la gestión de comunidades.

    Esta diplomatura arranca en abril de 2026 y cuenta con una modalidad 100% online sincrónica. Esto permite a los jefes de proyecto y consultores de Neuquén participar en tiempo real de las clases sin necesidad de traslados, obteniendo herramientas estratégicas para escalar en la industria.

    Perfiles y Modalidades: ¿Dónde estudiar fuera de Neuquén?

    InstituciónEspecialidadModalidad
    UBAEconomía y RegulaciónPresencial (CABA)
    Fundación BarilochePolítica y SustentabilidadHíbrida
    UNCuyoMonitoreo Satelital y DerechoMixta
    ITBAHidrógeno Verde y TransiciónHíbrida
    Universidad AustralAlta Dirección y GestiónOnline Sincrónica

    El verdadero limitante para el desarrollo de la Cuenca Neuquina en 2026 no es el capital financiero, sino el talento humano. La competitividad del país depende de la capacidad de transformar el potencial geológico en valor real a través de esta oferta académica robusta. La inversión en educación técnica de alto nivel es el requisito sistémico para desatar el nudo logístico y operativo que hoy limita al sector.

  • El VMOS en etapa de definición: qué falta

    El VMOS en etapa de definición: qué falta

    El Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto de 437 kilómetros que unirá la Cuenca Neuquina con el puerto de Punta Colorada, en Sierra Grande (Río Negro), ya es una realidad. El caño principal se encuentra completamente soldado a lo largo de su traza y los trabajos se concentran ahora en las cabeceras y estaciones de bombeo para, finalmente, habilitar la salida del petróleo de Vaca Muerta al mar y, desde allí, al mundo.

    Según adelantaron a VacaMuerta.ar desde VMOS, el consorcio de empresas que lleva adelante el proyecto, durante 2026 se completarán las últimas cuatro instancias de la obra y el oleoducto quedará operativo para comenzar con las exportaciones. No será el final del camino, sino el inicio de un desarrollo que irá sumando infraestructura y capacidad con el correr del tiempo.

    Durante el primer bimestre del año está proyectada la realización del cruce horizontal dirigido del río Negro —que acompaña al ducto en gran parte de su recorrido— y la ejecución de las pruebas hidráulicas del oleoducto. En simultáneo, en la cabecera del sistema se avanzará con la obra marina, que demandará varios meses de trabajo y se completará hacia fines de año, cuando el VMOS quede plenamente operativo.

    En el tercer trimestre está previsto el inicio de las obras en la estación de bombeo 2 (Santa Rosa) y, en paralelo, continuarán los trabajos de finalización en la estación cabecera de Allen, Chelforó y en la terminal de Punta Colorada. El objetivo es arribar a diciembre de 2026 con la inauguración del sistema en su primera configuración operativa, con una capacidad de bombeo de 180.000 barriles diarios de petróleo, para luego avanzar hacia una segunda fase de ampliación que permitirá alcanzar los 550.000 barriles diarios.

    El Vaca Muerta Oil Sur es una obra estratégica para ampliar la capacidad de transporte y exportación del crudo argentino. Con una inversión estimada en 2.000 millones de dólares, el sistema contará con cuatro estaciones de bombeo, 28 válvulas de bloqueo y una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, ampliable progresivamente hasta 550.000 barriles hacia 2027.

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    El VMOS es un consorcio conformado por YPF, que posee el 25% de las acciones; Pan American Energy (PAE), con el 18%; Pluspetrol, con el 17%; Pampa Energía, Vista y Chevron, con el 10% cada una; Shell y Tecpetrol, con el 8%; y la estatal neuquina GyP, con el 1%.

    Qué pasó en 2025

    Desde la empresa explicaron a VacaMuerta.ar que durante 2025 los avances fueron significativos, con la finalización de la soldadura en línea regular de los 437 kilómetros de caño y la ejecución de las primeras pruebas hidráulicas. Además, se completó el levantamiento de las últimas virolas (nueve en total) en los tanques: el TK 7 ya se encuentra finalizado y avanzan los trabajos de soldadura de las últimas virolas del TK 8.

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    En paralelo, se desarrollaron tareas clave como la red contra incendios, el tanque australiano, el perfilado de taludes, los sistemas de drenaje, cañerías y oficinas.

    En la estación de bombeo 1, ubicada en Chelforó, la obra civil muestra avances significativos tanto en la estación de bombeo como en la estación transformadora, con la instalación de bases, premoldeados, piping y drenajes.

    A lo largo de la traza del VMOS se ejecutaron 76 cruces especiales de caminos, arroyos y otras intersecciones. En Punta Colorada se finalizaron los trabajos de construcción de tres virolas del TK 404 y dos del TK 401, mientras que en la planta en general se registran importantes avances en obra civil, cañeros y movimiento de suelos, junto con la continuidad de las tareas en campamentos y el vallado perimetral.

    El objetivo está claro y los plazos se están cumpliendo: hacia fines de 2026, el Vaca Muerta Oil Sur será una realidad y por sus entrañas correrá el petróleo de Vaca Muerta con destino a distintos mercados del mundo.

    VMOS es un consorcio conformado por YPF, que tiene el 25% de las acciones, Pan American Energy (PAE) el 18, Pluspetrol 17, Pampa, Vista y Chevron 10%, Shell y Tecpetrol 8%, mientras que la estatal neuquina GyP tiene el 1%.

  • Acuerdo Mercosur-UE: todo al GNL

    ¿Venezuela compite con Vaca Muerta?

    La ofensiva política y económica de Estados Unidos sobre Venezuela reconfiguró en pocos días el tablero energético de América Latina y encendió una señal de alerta en la Argentina. El posible regreso del crudo venezolano al mercado internacional podría modificar la coyuntura mundial afectando la oferta, el precio y la inversión.

    “Argentina tenía en Vaca Muerta la promesa energética más atractiva de Sudamérica, en gran medida porque Venezuela estaba fuera del juego por las sanciones y el colapso de su industria. Ese escenario empezó a cambiar”, advirtió Ariel Mamani, fundador de INVERARG y analista del mercado financiero, según publicó Noticias Argentinas.

    Para Mamani, el impacto no será inmediato, pero sí relevante desde el punto de vista de las expectativas. “Si Estados Unidos logra encauzar la producción venezolana —un proceso que va a llevar tiempo, pero que el mercado suele anticipar—, las grandes petroleras globales van a tener un nuevo destino competitivo para colocar capital. La pregunta es si esos dólares van a venir a Neuquén o a reposicionarse en el Caribe”, planteó.

    En ese escenario, Venezuela juega con una ventaja logística difícil de ignorar. “Su cercanía con las refinerías del Golfo de México, especialmente Texas, es un diferencial enorme frente a cualquier desarrollo no convencional”, explicó Mamani. No obstante, subrayó que la Argentina conserva un atributo clave: la calidad del recurso.

    Más allá de tratarse del mismo mercado, la competencia entre Vaca Muerta y Venezuela no es directa. “El shale argentino es un petróleo liviano, de rápida extracción y con costos que siguen bajando. El crudo venezolano es pesado, exige mayores inversiones y tecnología más compleja. No es una competencia de suma cero, pero sí obliga a la Argentina a acelerar mejoras fiscales, regulatorias y jurídicas. Ya no estamos solos en la vidriera energética de la región”, sostuvo Mamani

    Faja del Orinoco.

    Desde una mirada complementaria, el analista energético Juan José Carbajales puso el foco en la ecuación de precios y competitividad. “Para que Vaca Muerta funcione de manera sostenible, el barril tiene que valer al menos 45 dólares. Con precios en torno a los 60, los campos convencionales ya quedan fuera y el no convencional exige cada vez más tecnología”, explicó.

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    Carbajal advirtió además que la clave no pasa solo por el petróleo. “En gas también necesitamos un precio competitivo. El problema no debería ser una baja por exceso de oferta, sino por movimientos especulativos. Cuando hay riesgo geopolítico, el capital global se refugia: suben las acciones estadounidenses y caen las nuestras”, detalló.

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    En paralelo, Mamani planteó que el nuevo orden regional también puede abrir oportunidades financieras para la Argentina. “Lo que puede interpretarse como una amenaza para el sector petrolero podría convertirse en una bendición para los bonos soberanos argentinos, como el AL30 o el GD30. Una América Latina más alineada con Occidente es percibida como una región de menor riesgo”, explicó.

    “La salida de Venezuela del eje de inestabilidad crónica puede generar un viento de cola para los activos argentinos, comprimiendo el Riesgo País y mejorando la mirada de los grandes fondos internacionales”, concluyó.

    La disputa energética regional vuelve a instalar una verdad conocida en Vaca Muerta: el recurso está, la tecnología también. La diferencia, una vez más, la marcarán las reglas de juego. Si el mundo suma opciones, Neuquén deberá redoblar su competitividad para seguir siendo protagonista.

  • Las estaciones móviles y modulares ya son un hecho

    Las estaciones móviles y modulares ya son un hecho

    La Secretaría de Energía, través de la Resolución 504/2025, publicada en el Boletín Oficial, aprobó un régimen integral que regula la instalación, operación y fiscalización de Estaciones de Servicio móviles y estaciones modulares portátiles, formalizando una modalidad que hasta ahora no contaba con un marco homogéneo y que promete modificar la distribución territorial del combustible, especialmente en regiones alejadas o sin bocas de expendio fijas.

    En este sentido, la Secretaría oficializó el procedimiento de carga de auditorías y de los Anexos de Informes de Auditoría para las Estaciones de Servicio modulares portátiles y las estaciones móviles cisterna. Esta medida unifica los criterios técnicos, administrativos y de control dentro del nuevo régimen que regula estas instalaciones. La normativa define las responsabilidades de los auditores habilitados y fija las sanciones ante posibles incumplimientos.

    El organismo mantiene una postura categórica: el incumplimiento estricto del procedimiento invalida la presentación del Anexo de Informe de Auditoría. Sin este documento aprobado, la estación carece de la aptitud para operar. Con esta advertencia, el Gobierno busca evitar interpretaciones parciales o documentación incompleta que ponga en riesgo la seguridad operativa o legal.

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    Directrices para estaciones modulares portátiles

    En el caso de las unidades modulares, el proceso técnico requiere los siguientes pasos obligatorios:

    • Carga del certificado: El auditor inicia la carga del Certificado de Instalaciones No Subterráneas o Aéreas. El documento debe completarse íntegramente pero permanecer en estado de borrador.
    • Confección del anexo: Se elabora el Anexo de Auditoría para Bocas de Expendio de Combustibles Líquidos (Modalidad Estación Modular Portátil).
    • Presentación formal: El trámite se ingresa por mesa de entradas con el croquis correspondiente y la documentación de respaldo.
    • Cierre del certificado: Una vez obtenido el número de expediente, el auditor lo inserta en el campo de «Observaciones» del certificado original (SASH) y procede a su cierre definitivo.

    La autoridad aclara que solo aplican los ítems pertinentes a este tipo de instalación. Por lo tanto, quedan excluidos los capítulos sobre Recintos y Distanciamientos.

    Protocolo para estaciones móviles cisterna

    Para las estaciones móviles cisterna, el procedimiento mantiene una lógica similar con ajustes específicos para el equipamiento:

    1. Certificado de tanques: El auditor completa el Certificado de Tanques Cisterna (Integral o Visual Externa) y lo mantiene en borrador.
    2. Documentación: Presenta por mesa de entradas el Anexo de Auditoría específico, junto con el croquis y el soporte técnico.
    3. Vinculación de expediente: El número de trámite se carga en las observaciones del certificado previo al cierre final.

    Un punto central del control reside en la vigencia de las cuatro inspecciones reglamentarias. Sin embargo, el auditor solo debe consignar el número de presentación en el certificado de la inspección visual externa de vigencia anual.

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    Impacto en la distribución y seguridad

    La Resolución 504/2025 busca solucionar la falta de suministro en miles de localidades donde los habitantes recorren largas distancias para cargar combustible. El Gobierno apuesta a unidades ágiles y flexibles que cumplen estándares internacionales (UL-2085, NFPA 385 y ADR).

    El nuevo marco normativo incorpora a estos operadores al Registro de Bocas de Expendio (Resolución 1102/2004). A partir de ahora, las estaciones móviles deben:

    • Cumplir con requisitos registrales y seguros específicos.
    • Presentar planes de contingencia y garantías económicas.
    • Declarar precios y volúmenes en el Módulo de Información oficial, igualando sus obligaciones a las de las estaciones fijas tradicionales.
  • Acuerdo Mercosur-UE: todo al GNL

    Etapas de fractura: menos es más

    En diciembre las etapas de fractura mostraron una leve recuperación en comparación con el mes anterior, pero estuvieron lejos del promedio anual. Sin embargo, 2025 terminó con 23784 y logró que el número histórico superará las 100 mil punciones en Vaca Muerta, alcanzando las 101358 desde que YPF perforó el primer pozo de shale con fracking en 2010.

    Según el reporte de la Fundación Contactos Energéticos, que lidera Luciano Fucello, en el último mes del año se realizaron en la Cuenca Neuquina 1791 etapas de fractura, 29 más que las 1762 de noviembre, un número que se ubica por debajo del promedio anual de 1982 punciones a la roca madre y lejos de las 2588 que se registraron en mayo, el mejor registro de 2025.

    Entre las operadoras, YPF volvió a liderar el ranking con 778 etapas y concentró el 43% del total, seguida por Vista con 260 (15%) y Tecpetrol con 201 (11%). Más atrás aparecen Pampa Energía (158), Chevron (124), Pluspetrol (124), Phoenix (87) y PAE (59). Entre las empresas de servicio, SLB con 731 y el 40,8% es la más activa, Halliburton la sigue con 598 (33,39%), Tenaris con 288 (16,08%), SPI con 115 (6,42%) y Calfrac con 59 (3,29%).

    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.

    Durante 2025 se dio un récord histórico de actividad en Vaca Muerta superando las 23 mil etapas de fracturas, un 33% más respecto de las 17796 de 2024. Mientras que para 2026 se espera superar las 28 mil punciones a la roca madre de la Cuenca Neuquina, poco más de un 15% respecto del registro actual, lo que marca que el crecimiento se sostiene.

    El salto

    A nivel acumulado el crecimiento más vertiginoso empezó a mediados de 2015, cuando se superaron las 1500 etapas y el 2016 terminó con más de 5000 acumuladas desde el primer pozo. Durante 2018 se logró el hito de las primeras 10 mil etapas en Vaca Muerta y a fines del 2020, en plena pandemia, se superaban las 20 mil etapas. Luego, explotó y a fines del 2022 se acumulaban más de 44 mil etapas y a fines del 2023 casi 60 mil etapas. El gran saltó será a fines de 2025 cuando se superen las 100 mil etapas de fractura.

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  • Acuerdo Mercosur-UE: todo al GNL

    Total se suma al Instituto Vaca Muerta

    ​​TotalEnergies se convierte en la primera compañía en suscribir el convenio de adhesión para asociarse con YPF en el Instituto Vaca Muerta (IVM), una propuesta educativa que ofrecerá formación de alta especialización en Upstream O&G, centrada en ocho perfiles estratégicos: operadores de perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, plantas de tratamiento de agua y crudo, y plantas de tratamiento de gas.

    El IVM funcionará en el Polo Científico Tecnológico de la capital, un distrito de la meseta que se consolida como un centro de innovación. El gobernador Rolando Figueroa, el intendente Mariano Gaido y el presidente de YPF, Horacio Marín, firmaron en septiembre el acta de compromiso para la creación del organismo, que buscará capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año

    Esta institución educativa será clave para impulsar la formación de los técnicos que necesita el desarrollo de Vaca Muerta y para el proyecto de transformar al país en exportador de energía. El acuerdo fue suscripto por Sergio Mengoni, Director General y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, y Lisandro Deleonardis, Presidente del Instituto Vaca Muerta y Vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, durante un encuentro realizado en las oficinas de YPF en la Ciudad de Buenos Aires.

    “La incorporación de TotalEnergies muestra la relevancia que este proyecto tiene para la industria. El IVM es clave para capacitar a miles de trabajadores, mejorar la seguridad y hacer que Vaca Muerta sea aún más competitiva a nivel global. Este es el camino para seguir consolidando el desarrollo del sector”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

    “Desde la compañía impulsamos este instituto para complementar la formación existente y ofrecer experiencia real en entornos controlados Es un desafío que requiere el compromiso y el trabajo conjunto de toda la industria”, concluyó Marín.

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    El crecimiento proyectado en Vaca Muerta entre 2026 y 2030 podría generar hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo y el IVM se presenta como una opción de capacitación impulsada por la industria para lograr esas especializaciones. El IVM va a ofrecer formación técnica especializada en Upstream, que será inédita en la región, basada en la práctica real y teniendo como premisas fundamentales la seguridad y la excelencia operativa. Contará con un pozo escuela, que estará ubicado en Río Neuquén, donde podrán realizar las prácticas y maniobras críticas para la formación de los operadores.

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    A su vez, tendrá su sede en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde la formación se realizará con simuladores y laboratorios con equipamiento didáctico para que los estudiantes puedan formarse en la última tecnología disponible y con la participación de los especialistas de la propia industria. La creación del proyecto fue impulsada por Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles serán las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años.

    Sergio Mengoni, Director General y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó: «Para nuestra compañía es un orgullo participar en esta iniciativa liderada por YPF, que beneficia a toda la industria. La educación y la mejora continua son pilares fundamentales del ADN de TotalEnergies, por eso decidimos invertir en el Instituto Vaca Muerta.» Asimismo, subrayó que «TotalEnergies está presente en el país desde hace casi 50 años y en Neuquén desde hace más de 30, impulsando el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo en las comunidades y actores con los que trabajamos.”

    Qué es el IVM

    La propuesta educativa ofrecerá una formación de alta especialización en Upstream O&G, centrada en ocho perfiles estratégicos: operadores de perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, plantas de tratamiento de agua y crudo, y plantas de tratamiento de gas. El programa de estudio de formación inicial para los nuevos talentos tiene una carga de 304 horas distribuidas en cuatro meses.

    A su vez, se brindará formación continua para el personal de empresas que requiera actualización y reconversión tecnológica, además de capacitación en seguridad operativa para quienes no tengan experiencia técnica y deban ingresar a un campo petrolero.

    El IVM se propone complementar la oferta académica existente y consolidarse como un referente para el ingreso a la industria, brindando a futuros y actuales operarios y técnicos la posibilidad de adquirir experiencia práctica en instalaciones reales dentro de un entorno seguro y controlado.

  • Acuerdo Mercosur-UE: todo al GNL

    Vaca Muerta avanza

    Vaca Muerta es la cuenca hidrocaburífera estrella de Argentina, pero lejos de presentar baches o mesetas la Cuenca Neuquina no para de crecer con datos de producción que son mejores mes a mes, sin importar la estacionalidad del gas o el contexto internacional.

    Según el reporte de la Oil Production Consulting (OPC), que lidera Marcelo Hirschfeldt, en noviembre Vaca Muerta produjo el 77% del petróleo total de Argentina, con unos 103,373 metros cúbicos por día, lo que refleja un crecimiento del 1% en comparación con el mismo informe del mes de octubre, donde totalizó el 76% de la actividad nacional.

    En segundo lugar de crudo aparece Golfo San Jorge, con el 20%, y una caída del 0,9% con el mes anterior. Esta cuenca de convencional es la segunda mayor de Argentina y una de las que podría verse alterada si Venezuela recupera su potencial productivo. Más atrás aparece la Cuenca Cuyana con el 1,6% del petróleo argentino, Austral con 1,2% y Noroeste con 0,2%, las tres sin cambios, pero con datos muy menores.

    Vaca Muerta no para

    En noviembre Neuquén volvió a establecer un hito con 590.339 barriles por díaun 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.

    La producción del undécimo mes del año reportó un crecimiento del 28,64% en comparación con el mismo mes de 2024. 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.

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    En tanto que la formación Vaca Muerta, la joya del shale nacional, produjo 575,4 Mbbl/día de petróleo, un 32,9% más que en el mismo período del año pasado. El comportamiento mensual de la producción de petróleo se explica, en gran medida, por el desempeño de áreas clave como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique – La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur, que sostuvieron los niveles de producción y aportaron a la estabilidad operativa del conjunto del sistema.

    En cuanto al gas natural, la producción de noviembre en la provincia de Neuquén fue de 81,22 millones de metros cúbicos por día, lo que implica una disminución del 1,73 % respecto de octubre y una variación interanual del –2,96 %. Sin embargo, el acumulado enero–noviembre de 2025 registra un incremento del 1,05 % en relación con el mismo período de 2024, lo que permite sostener una evaluación positiva del desempeño anual.

    La producción de gas no convencional alcanzó los 73,13 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,04 % del total provincial, con predominio del gas shale, que aportó 63,97 millones de metros cúbicos por día (78,77 %), seguido por el gas tight, con 9,16 millones de metros cúbicos diarios (11,28 %).

    «En este contexto, los indicadores de noviembre permiten proyectar un cierre de año con continuidad productiva y estabilidad operativa, fortaleciendo la planificación energética provincial y la previsibilidad del abastecimiento, en un escenario de alta participación del no convencional y sostenimiento de la actividad en las principales áreas productivas», explicaron desde la provincia en un comunicado.

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