Categoría: Vaca Muerta AR

Vaca Muerta conejillo de indias
Vaca Muerta no es solo el yacimiento no convencional más importante de Argentina: cada vez más, funciona como el campo de pruebas donde la industria energética global ensaya sus tecnologías más ambiciosas. La última confirmación llegó esta semana, cuando Phoenix Global Resources anunció la implementación de inteligencia artificial en sus operaciones de perforación en la Cuenca Neuquina, en una iniciativa que no tiene antecedentes a nivel mundial.
A través de un acuerdo con Helmerich & Payne (H&P) y la tecnológica Corva, la empresa conectó la solución de perforación predictiva de Corva con la plataforma Autodriller de H&P en el equipo RIG 234, actualmente operativo en la cuenca. El resultado es un sistema capaz de analizar datos en tiempo real y tomar decisiones automatizadas sobre variables críticas como el peso sobre el trépano, las revoluciones por minuto, la presión diferencial y la velocidad de penetración.
Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources, explicó que la compañía logra ser una de las primeras en Argentina en incorporar inteligencia artificial en su equipo de perforación en Vaca Muerta. «Esta tecnología permitirá optimizar la operación, tiempos y costos y mejorar la seguridad de los colaboradores», detalló y agregó que el sistema funciona mediante la captura masiva de datos provenientes de sensores instalados en el fondo del pozo y en la superficie del equipo.
El laboratorio argentino
Lo que hace singular a este desarrollo no es solo su complejidad técnica, sino su alcance: se trata de la primera vez que esta integración tecnológica se implementa en una plataforma de H&P en cualquier parte del mundo. Los resultados de las pruebas ya fueron positivos y el sistema comenzará a aplicarse de manera continua en el próximo PAD que Phoenix perforará en Mata Mora Norte.

Qué cambia con la IA en la perforación
Según explicaron desde Phoenix, la iniciativa introduce un cambio estructural en la toma de decisiones en el pozo. Hasta ahora, muchas de esas decisiones dependían de la experiencia y el criterio humano en campo. Con la integración de IA, los modelos predictivos operan directamente sobre los sistemas de control automatizado, lo que permite:

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- Mayor precisión en cada etapa de la operación
- Decisiones basadas en datos en tiempo real, sin depender del criterio subjetivo
- Reducción de los tiempos de perforación
- Mayor consistencia y previsibilidad en la ejecución
La compañía sostiene que el sistema no reemplaza al operador humano, sino que le proporciona una capa de análisis continuo que mejora la visibilidad de las operaciones y eleva la calidad de las decisiones. El resultado, según Phoenix, es un proceso más robusto, consistente y basado en evidencia.
Un jugador en ascenso
Phoenix llega a este hito desde una posición de crecimiento sostenido en la cuenca. La empresa cuenta con activos en Neuquén y Río Negro —incluyendo Mata Mora Norte y Sur, y Confluencia Norte y Sur— con una producción de 22.000 barriles diarios en sus activos no convencionales.
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La empresa se prepara para dar un salto de escala en Vaca Muerta con un plan de inversión que podría alcanzar los US$ 6.000 millones, en una jugada que tiene como eje central su ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Respaldada por el gigante suizo Mercuria, la compañía proyecta multiplicar su producción desde los actuales 22.000 barriles diarios hasta cerca de 80.000 hacia el final de la década, apoyada en un programa intensivo de perforación y en la expansión hacia nuevas áreas dentro de la Cuenca Neuquina.
En Río Negro, Phoenix tuvo eal pozo que más petróleo generó en febrero en toda la cuenca. Fue el PET.RN.CoS.x-3(h) en el bloque Confluencia Sur que registró una producción de 2.720 bbl/d, superando a los grandes protagonistas de Vaca Muerta como Loma Campana, La Amarga Chica o Bandurria Sur.
Etiquetas: inteligencia artificialPhoenix Global Resourcesvaca muerta
08/04/2026
En TBS hay equipo
TBS presentó oficialmente el Frac Sider 100, un equipo diseñado para optimizar la alimentación de wet sand, garantizando mayor eficiencia operativa, control en la dosificación y seguridad en cada etapa del proceso, con el que la empresa confirma su compromiso de seguir impulsando soluciones innovadoras para la industria energética,
«La jornada fue una excelente oportunidad para compartir junto a clientes, partners y referentes de la industria, quienes pudieron conocer en detalle el funcionamiento del sistema y su aporte a las operaciones de fractura. Seguimos avanzando, impulsando tecnología y eficiencia para la industria», explicaron desde la firma en una publicación en sus redes sociales.
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07/04/2026
El caño volvió a abrirse
El conflicto duró poco y el gas neuquino volvió a cruzar a Chile con normalidad. El Gasoducto del Pacífico, que conecta Loma La Lata con la ciudad chilena de Concepción y transporta habitualmente unos 400.000 metros cúbicos diarios, retomó su operación regular después de que se resolviera el problema técnico que había derivado en la suspensión del suministro el 1 de abril.
El origen del inconveniente fue un menor ingreso de gas seco en uno de los puntos de inyección del sistema el pasado 2 de abril. Esa variación alteró la mezcla total del fluido y lo sacó de especificación para su exportación hacia Chile, cuya normativa exige parámetros más estrictos que la argentina en cuanto a la composición del gas, en particular el índice de Wobbe, que mide el poder calorífico.
Cómo se resolvió
Durante el viernes 3 de abril se llevaron adelante operativos de inyección y presurización para corregir la mezcla. La madrugada del sábado, alrededor de las 5, el suministro se restableció en condiciones normales. El proceso fue rápido una vez identificada la causa raíz del problema.
La empresa Innergy, operadora del gasoducto, había informado el corte como un evento de fuerza mayor sin fecha precisa de normalización. YPF, por su parte, reconoció el problema de calidad en el gas enviado y trabajó para resolverlo en el menor tiempo posible.
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Por qué ocurrió
La diferencia regulatoria entre ambos países sigue siendo el trasfondo del episodio. Chile, como país netamente importador que opera con un mix de gas propio y GNL, tiene sus sistemas preparados para absorber distintos tipos de composición y exige estándares más altos. Argentina, que se abastece casi todo el año de su propia producción, opera con criterios distintos. Cuando la mezcla exportada se alejó de esos parámetros, Santiago activó los protocolos de seguridad y cerró las válvulas en el punto fronterizo.

El corte afectó principalmente a las regiones del Biobío y Ñuble, donde el gas argentino abastece al sector industrial chileno. Con la normalización del flujo, esas zonas recuperaron el suministro habitual.El episodio cierra como un traspié técnico y acotado, pero deja una lectura que vale tener presente: en el camino de Argentina hacia convertirse en un proveedor global de energía confiable, la calidad del producto exportado es tan importante como el volumen disponible en la cuenca.

Etiquetas: chileGasGasoducto del PacíficoNeuquénvaca muerta
07/04/2026
Otro golpe al corazón energético de Irán
La escalada bélica en Medio Oriente, entre Estados Unidos, Israel e Irán alcanzó este lunes un nuevo punto crítico cuando las Fuerzas de Defensa de Israel (FDI) lanzaron un segundo ataque masivo contra South Pars, el mayor complejo petroquímico y gasífero de la República Islámica, ubicado en Asaluyeh, sobre el Golfo Pérsico.
El ministro israelí de Defensa, Israel Katz, confirmó la operación y aseguró que la planta representa aproximadamente la mitad de la producción petroquímica de Irán. Según sus declaraciones, junto al ataque de la semana pasada contra la segunda instalación más importante del sector, ambas infraestructuras —responsables en conjunto de alrededor del 85% de las exportaciones petroquímicas iraníes— quedaron inhabilitadas.
«Esto representa un duro golpe económico para el régimen iraní, con pérdidas de decenas de miles de millones de dólares», sentenció Katz en un videomensaje difundido por su oficina. Sin embargo, el militar no determinó el efecto que el daño la infraestructura puede tener en el comercio internacional energético.
Desde Teherán, las autoridades reconocieron los ataques pero intentaron minimizar su alcance. La Compañía Nacional de Industrias Petroquímicas de Irán informó que la situación está bajo control y que se evalúan los daños técnicos. Afortunadamente, no se reportaron víctimas.
Medios iraníes precisaron que los bombardeos alcanzaron las empresas Mobin y Damavand, encargadas de proveer electricidad, agua y oxígeno a las petroquímicas de la zona, por lo que el suministro eléctrico de todas las plantas de Asaluyeh permanecerá interrumpido hasta que esas compañías sean reparadas.

South Pars, compartido con Qatar, es el yacimiento gasífero más grande del mundo y se encuentra bajo las aguas del Golfo Pérsico. Fue descubierto en 1990, queda a unos 100 kilómetros de la costa iraní, frente a Asaluyé, donde se concentran refinerías y plantas de procesamiento.
Semanas atrás, misiles iraníes impactaron dos veces la Ciudad Industrial de Ras Laffan en Qatar, en la misma cuenta, pero en la otra cosa, generando graves daños a la infraestructura y afectando el comercio de GNL en el mundo. Su reconstrucción podría demandar hasta cinco años.

Gestionado por la empresa estatal QatarEnergy, Ras Laffan es el centro de gas natural licuado más importante del mundo, ya que integra transporte, procesamiento e instalaciones portuarias.
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07/04/2026
El spread que habla: qué pasa con la cotización del petróleo
Cuando el valor del barril de petróleo WTI supera al Brent, el mercado está mandando una señal inusual. La relación entre la cotización de ambos tipos de crudo —y su historia— es la clave para determinar qué tan profunda es la crisis energética actual, por la guerra en Medio Oriente, y qué implica para Vaca Muerta.
El spread es la diferencia entre el precio de compra y el de venta de un activo financiero, en este caso el petróleo. En condiciones normales el Brent, un tipo de petróleo que se extrae principalmente del mar del Norte y marca la referencia de Europa, pero también internacional, tiene un valor de entre 3 y 5 dólares con el WTI, el west texas intermediate, una tipo de producción de referencia en Estados Unidos. Las variaciones representan un termómetro sensible de la geografía del riesgo global, pero con la situación de Irán la situación se alteró.
Este martes, el WTI cotizaba en torno a los 142 dólares, mientras que el Brent lo hacía cerca de los 110, lo que implica que el crudo norteamericano supera al europeo por primera vez en un contexto de crisis geopolítica en Medio Oriente. El cambio en las pizarras va muchos allá que un simple dato.
Dos crudos, dos lógicas
El Brent es el benchmark global. Se extrae en el Mar del Norte y precio el crudo que fluye desde Europa, África y Medio Oriente hacia los mercados occidentales. El WTI (West Texas Intermediate) es la referencia norteamericana: se entrega en Cushing, Oklahoma, y refleja la dinámica del mercado interno de Estados Unidos.
Históricamente, el WTI cotizaba levemente por encima del Brent porque es un crudo más liviano y dulce, con menor contenido de azufre, lo que facilita el refinado. Esa relación se mantuvo casi sin cambios desde el lanzamiento del contrato de futuros del Brent en 1988 hasta bien entrado 2010. El mundo cambió entre 2011 y 2016 con la revolución del fracking norteamericano, que inundó el hub de Cushing con volúmenes de crudo que la infraestructura de exportación no podía absorber.
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Con las exportaciones de crudo estadounidense aún restringidas por ley, el WTI quedó atrapado en tierra: sobraba crudo en Oklahoma pero no había forma rápida de llevarlo al mercado global. El resultado fue una de las anomalías más importantes de la historia reciente del mercado petrolero: el WTI llegó a cotizar u$s15–20 por debajo del Brent.
La normalización llegó gradualmente con la habilitación de las exportaciones de crudo estadounidense luego de 2015. Para 2019, el spread había vuelto a su rango histórico de u$s3–6, reflejando apenas la diferencia de calidad y logística entre ambos tipos crudos.

Lo que dice el spread del Estrecho de Ormuz
El comportamiento actual del diferencial cuenta una historia diferente a la de crisis anteriores. Cuando las tensiones geopolíticas en el Golfo Pérsico aumentan, el Brent suele reaccionar con mayor sensibilidad por estar más expuesto a los riesgos de suministro de esa región. Ya sucedió en 1990, con la invasión en Iraq en 2003 y vuelve a ocurrir con el ataque a Irán.
Esta vez, en cambio, el WTI saltó más alto. Eso indica que el cierre del Estrecho de Ormuz no es percibido por el mercado como un shock regional acotado, sino como una disrupción global que alcanza también las cadenas de suministro norteamericanas. La suba estuvo atada a la presión ejercida por Trump, con amenazas constantes de ataques a las bases petroleras en Medio Oriente.
Por qué esto importa para Vaca Muerta
Para la industria neuquina, el benchmark relevante es el Brent: es la referencia con la que se negocian los contratos de exportación del crudo argentino. Pero la lógica del spread tiene implicancias propias. Con la alteración de la ecuación, la señal para los productores norteamericanos es especialmente potente: el mercado les está pidiendo más crudo y pagando una prima inusual por él. Eso acelera las decisiones de inversión en el shale de Texas y Nuevo México, lo que a mediano plazo podría aumentar la oferta y moderar los precios. La EIA ya proyecta que la producción de crudo de EE.UU. promediará 13,6 millones de barriles diarios en 2026 y crecerá a 13,8 millones en 2027, impulsada precisamente por los altos precios actuales.
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07/04/2026
Cash is king
En mayo de 1998, Argentina lograba su primer récord de producción de petróleo superando los 830 mil barriles/día. En Asia explotaba una crisis de default de varios países llevando el precio del crudo casi a los 10 USD/barril (20 USD/barril de la actualidad ajustado por inflación). Tuvieron que pasar 27 años para que Argentina supera dicho récord en octubre de 2025, que luego volvería a mejorar en los meses siguientes y en abril de 2026 se esperan cerca de 900 mil barriles de crudo. El precio supera los 100 USD/barril.
En términos macroeconómicos y para las operadoras la situación es excepcionalmente positiva. Va a ser la primera vez en la historia que Argentina tiene precio y cantidad. En el ’98 había saldo exportable de crudo, pero el barril no valía nada.
Entre el 2005 y el 2015 el petróleo volaba, toda una década que estuvo arriba de 100 USD, pero la producción local apenas sobraba para exportar, la producción de gas caía, se rompían contratos con Chile, se congelaban tarifas, el barril criollo y e boicot a Shell generaban situaciones complejas. Pasó de todo. La década ganada fue en Alberta, Canada, y Qatar, no en Las Heras o Añelo.
Entre el 2015 y el 2025 se consolidó el desarrollo de Vaca Muerta, y ahora el nivel de producción es superior al de fines de los ‘90 y en precios de usd como la década ganada. ¿Entonces porque no hay un boom de trabajo?
¿Cuándo explota Vaca Muerta?
Vaca Muerta viene creciendo al 20% anual durante la última década. La única vez que piso el freno fue en la pandemia y no fue por precio, sino por las dificultadas que las restricciones generaban para operar. El crecimiento del sector es inédito y formará parte de los casos de éxitos del capitalismo, uno de los pocos de las últimas décadas de Argentina.

La suba del crudo de los últimos 35 días, debido al conflicto con Iran, no va a tener un impacto notable en cantidad de trabajos para los contratistas durante todo el 2026. A pesar de que el crudo vale casi el doble que el día siguiente a que capturaban a Maduro durante lo que queda del año no vamos a ver el doble de trabajo, ni de apetito por nuevos desarrollos.
El único efecto concreto va a ser mejorar el flujo de caja de las operadoras y aumentar notablemente la recaudación por regalías y retenciones.

Las razones para esto son múltiples y varían por operadora y yacimiento pero algunas son generales. Para aumentar la producción en Vaca Muerta hay que principalmente sumar más RIGS de perforación y más set de fractura. Esto ya está decidido y está en curso, pero no es inmediato. No se consiguen más torres de perforación porque el crudo se duplico en un mes.
Además, no todos los yacimientos pueden sumar equipos de perforación y set de fractura y que esto se traduzca en más producción. Necesitan tener terminadas las instalaciones de superficie, baterías para procesar el petróleo y plantas compresoras para comprimir el gas.
Otros podrían subir mucho su producción, pero el cuello de botella está en que falta que se terminen oleoductos troncales dentro de la cuenca, como el Duplicar Norte.
Más al oeste, los yacimientos de gas seco, todavía no pueden subir el nivel de perforación más fractura a pesar de la suba del GNL porque Argentina no tiene las facilities para licuar el gas y exportarlo. El primer barco que llegue va a operar con gas del gasoducto San Martín (gas de Cuenca Austral y Cuenca del Golfo) y recién cuando se termine el gasoducto dedicado se podrá subir producción en Vaca Muerta.
Por otro lado, hay yacimientos con niveles altos de GOR que, si aumentan la producción de crudo, producen un gas muy rico en condensables que todavía necesita de las plantas en construcción para procesar y recuperar el etano, propano y butano que se vende a valores muy superiores al gas metano.
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Todo muy punk
La guerra en Medio Oriente es un evento lamentable y muy doloroso. El impacto en los precios va a ser más duradero que comparado a conflictos pasados en la región, pero no va a materializarse en una efervescencia en Vaca Muerta durante el 2026. Sí va a permitir mejorar los flujos de caja de las principales operadores del país, las cuales sostuvieron el crecimiento de la cuenca reinvirtiendo sus ganancias, emitiendo obligaciones negociables, vendiendo áreas e incorporando socios internacionales. Esta suba del precio llega como un viento de cola para un corredor de maratón que ya estaba agotando todas sus reservas y herramientas.
Para la producción convencional de crudo, la suba de precio es una línea de vida totalmente inesperada, y es casi un milagro. De haberse mantenido el precio del barril por debajo de 60 USD la situación de las otras cuatro cuencas, que albergan el 90% de los pozos productores pero ostentan el 20% de la producción, hubiera sido dramático.
Sin embargo, esta suba del crudo para el convencional es un alivio, pero no va a gatillar inversiones masivas porque la mayoría de las empresas que operan dichos área son pequeñas.
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07/04/2026
Chile le cerró el caño a Vaca Muerta
Chile suspendió la recepción de gas proveniente de Vaca Muerta con la interrupción de dos dos contratos de exportación de YPF que en conjunto representan cerca del 10% de los envíos que Argentina realiza al país vecino. El motivo: el combustible llegó con niveles de humedad superiores a los permitidos por la normativa chilena, más estricta que la argentina.
El problema técnico detectado se vincula a la composición del gas, con mayor presencia de líquidos como propano y butano. Esa anomalía activa riesgos concretos en los gasoductos: corrosión y posibilidad de congelamiento. Ante eso, las autoridades chilenas aplicaron los protocolos de seguridad correspondientes e interrumpieron el suministro mientras solicitan estudios técnicos más precisos, entre ellos análisis cromatográficos, para determinar el alcance del problema y definir cuándo puede retomarse el flujo normal.
Quiénes sienten el corte
La suspensión impacta principalmente en las regiones del sur chileno, Ñuble y Bío Bío, donde el gas argentino abastece a sectores industriales. No se trata de una interrupción total de las exportaciones sino de una suspensión puntual de contratos específicos, aunque el volumen afectado no es menor dentro del esquema bilateral.
Desde YPF reconocieron que existió un problema de calidad en el gas enviado y aseguraron que ya trabajan para resolverlo y normalizar el abastecimiento en el corto plazo.
Dos normativas, una sola frontera
El episodio pone sobre la mesa una tensión que no es nueva: las diferencias regulatorias entre ambos países en materia de estándares técnicos. Chile exige parámetros más estrictos que Argentina para la calidad del gas que ingresa a su red, y esa brecha puede generar fricciones en el comercio bilateral incluso cuando el volumen exportado crece.
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El antecedente más resonante de esa fragilidad data de 2004, cuando fue Argentina la que interrumpió sus exportaciones hacia Chile en medio de su propia crisis energética. Aquel episodio marcó la relación durante años y empujó a Chile a diversificar sus fuentes de abastecimiento. Ahora el escenario se invierte: es Santiago quien cierra el flujo, pero por razones técnicas y no por escasez.
El contraste no es menor. Vaca Muerta lleva años consolidándose como el principal motor exportador de hidrocarburos del país y Argentina se presenta ante el mundo como un proveedor confiable de energía en un contexto geopolítico complejo. Un corte por calidad, aunque acotado y transitorio, recuerda que el vínculo energético sigue siendo sensible a factores que van más allá del volumen disponible en la cuenca.

La resolución del problema técnico y la normalización del suministro marcarán si el episodio queda como un traspié puntual o abre un debate más profundo sobre los estándares con los que Argentina exporta su gas al mundo.
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06/04/2026
Otra vez por las nubes
El barril de petróleo Brent no se tomó descanso en Semana Santa y luego de un miércoles en el que la cotización se acomodó en torno a los 100 dólares, desde el jueves comenzó a subir y en el comienzo de la semana superó los 111 dólares, lo que marca un saltó del 2% y acumula un total de 54% desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente a fines de febrero.
Este lunes el valor de referencia para el mercado mundial de los hidrocarburos abrió a 108 dólares, siguiendo la tendencia del domingo cuando pegó un salto del 2% respecto de la jornada anterior, superó los 110 USD y se acomodó un poco por debajo en medio de una clima de incertidumbre mundial por la situación en Irán. Donald Trump lanzó nuevas amenazas, pero el conflicto sigue sin encontrar un camino de paz.
El barril de petróleo Brent comenzó el 2026 con un leve suba que lo llevó de 60 dólares en los primeros días de enero a 72 a fines de febrero. Con los primeros ataques de Estados Unidos a Irán el precio se disparó y en la primera semana tocó los 120 USD, un techo que no se alcanzaba desde 2022, y luego comenzó con oscilaciones entre los 95 dólares y los 110 actuales.
El mercado intentó algunas medidas para frenar su cotización y evitar una escalada inflacionaria, pero el cierre del Estrecho de Ormuz, el daño a algunas centrales productivas y la falta de certezas no lograron frenar las subas. En Argentina, YPF dispuso un congelamiento de precios en las naftas durante 45 dias para evitar un traslado directo de la situación del crudo a la economía interna.
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Un símbolo
En medio de la incertidumbre de la guerra en Medio Oriente, la OPEP+, liderada por Arabia Saudita y Rusia, acordó este domingo aumentar su producción de petróleo en 206.000 barriles diarios a partir del 1 de mayo, un paso simbólico pues la aplicación del incremento no será posible mientras siga la guerra en Irán y bloqueado el Estrecho de Ormuz.

La decisión fue adoptada en una teleconferencia por los ministros de Energía y Petróleo de Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán, informó la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en un comunicado.

Etiquetas: brentguerra en medio orientemundoprecio del barril de petróleo
06/04/2026
Todo muy punk
La guerra en Medio Oriente entre Estados Unidos, Israel e Irán generó una crisis energética sin precedentes en la historia reciente del mundo, con una escalada de los precios del petróleo y el gas, bloqueos logísticos, riesgo de desabastecimiento y el fantasma de una inflación global con recesión que trajo al presente la situación de los años ’70, cuando hubo dos impactos: uno en 1973 y otro en 1979, que cambiaron el mapa geopolítico y dieron inicio a nuevos movimientos sociales y culturales.
El resumen de lo ocurrido hace casi cinco décadas atrás podría ser que un simple barril de petróleo generó el surgimiento del punk, un sonido musical novedoso crudo, con letras de protestas, lleno de ira y que se convirtió en una respuesta cultural a una situación económica. La realidad actual muestra un escenario con similitudes en su génesis, pero sin certezas del desenlace.
En los ’70 y desde el 28 de febrero de 2026 el mundo entró en crisis energética. «Tenemos una infraestructura basada en el petróleo que lleva 120 años en funcionamiento. Nuestras vidas enteras dependen de ella y se nos va a acabar antes de encontrar un sustituto«, dice Billy Bob Thornton en la serie Landman, donde interpreta a Tommy Norris, el responsable de toda la operación de una empresa de hidrocarburos en Houston, la meca del shale. Si la materia prima fundamental del planeta está en problemas, el problema es total.
Desde el comienzo de los ataques de Estados Unidos e Israel a Irán el precio del crudo subió más de un 50%, tocó los 120 dólares, un techo que alcanzaba desde la pandemia y flota por encima de los 100 USD desde hace semanas, mientras los mensajes de Donald Trump no encuentra un receptor para poner fin al conflicto. La situación del gas es similar y, para completar el menú, la logística está colapsando por el bloqueo iraní al Estrecho de Ormuz, por donde pasa el 25% de los hidrocarburos de la Tierra. La situación es compleja y sin rumbo, pero no es novedosa.
En 1973 el mundo se paralizó. Todo comenzó el 23 de agosto con una reunión secreta de los países árabes para acordar nuevas condiciones de comercialización de crudo, el 15 de septiembre la OPEP (un organismo que recién tenía una década de vida) abre una negociación para elevar los precios, el 6 de octubre estalla la guerra de guerra de Yom Kipur, el 15 los valores saltan un 15% y un día después los países productores detienen la producción y establecen un embargo para los envíos petrolíferos hacia Occidente, especialmente hacia Estados Unidos, uno de los grandes consumidores.

Lo que se vivió entre agosto de 1973 y abril de 1974 fue un guerra sin armas, sino con hostigamientos económicos que generaron altos niveles de desempleo e inflación, un crecimiento económico negativo y cambios en la política exterior de los países importadores de petróleo del mundo industrializado. Muchos gobiernos debieron tomar medidas de racionamiento drásticas como días sin circulación de vehículos, limitaciones de velocidad y prohibición de iluminación ornamental, entre otras.
Miles de persona caminan por una autopista vacía en Alemania durante la crisis del petróleo en 1973.
La respuesta social llegó en forma de rebelión cultural. La crisis del petróleo creó el caldo de cultivo perfecto para la rabia y el nihilismo, con su filosofía de que la vida carece de sentido, propósito y valor. La síntesis fue el punk y la cultural DIY (Do It Yourself, hazlo tu mismo), un sonido crudo, un mensaje contestatario como una reacción a la falta de empleo, las huelgas y el pesimismo generalizado. Una de las bandas precursoras de este movimiento en Gran Bretaña fue Sex Pistiols y su frase: «No hay futuro».

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La desesperanza de la juventud se expresó con ritmos rápidos, guitarras distorsionadas, melodías simples y toscas, letras de protesta y directas, y una estética rebelde para promover la autogestión y una actitud antisistema. Ramones, Blondie, The Misfits, The Velvet Underground, Iggy Pop y The Stooges, Patti Smith, The Clash, David Bowie, The Pretenders y The Who, fueron algunos de los principales exponentes. En Argentina los representantes fueron: Los Violadores 2 Minutos, Cadena Perpetua, Todos Tus Muertos, Flema y Ataque 77, que debe su nombre al movimiento punk under del año 1977.
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El petróleo no para

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Sex Pistol.
El punk dejó un legado profundo de autoexpresión, autogestión y critica social que transformó la música, la moda y la actitud juvenil desde entonces. Fue además pionero en la participación activa de las mujeres en diferentes ramas de la cultura y abrió la puerta a nuevos sonidos que proliferaron hasta la actualidad. Su marca tatuó la idea de que la autenticidad y energía pueden ser más potentes que la técnica refinada.
La segunda parte
El 17 de marzo de 1974 se firmó un acuerdo para levantar los embargos, la guerra económica terminó y el mundo parecía volver a girar, sin embargo la paz duró poco. En 1979, los efectos conjugados de la revolución iraní, la la caída del Sha y de la guerra Irán-Irak hicieron que el precio del petróleo suba un 270% en menos de dos años y alcanza los 39 dólares por barril, que teniendo en cuenta la inflación se corresponden con 150 dólares actuales. El cataclismo fue similar al de 1973 y la normalización comenzó en 1981 para dar vida a un nuevo período de crecimiento y estabilidad.
Ambos episodios vuelven al presente ante el conflicto en Medio Oriente con valores por encima de los 100 USD, riesgo de desabastecimiento y sin soluciones de corto plazo. «Es la mayor amenaza a la seguridad energética en la historia de la humanidad», dijo el director de la Agencia Internacional de Energía (AIE) Fatih Birol y consideró la situación actual es peor que las crisis petroleras de 1973 y 1979 juntas. Según detalló en los ’70 faltaron 5 millones de barriles diarios, hoy esa asciende a unos 11 millones de barriles diarios.
«En aquel entonces, el suministro mundial de petróleo solo disminuyó en un 5%. En este sentido, el impacto actual es más pronunciado que en 1973 y 1974», explicó Klaus-Jürgen Gern, del Instituto Kiel para la Economía Mundial, al medio alemán DW. «Los precios del petróleo se cuadruplicaron entre 1973 y 1974. En 1979, volvieron a triplicarse, los países consumidores se enfrentaban a precios que desconocían y nadie sabía cuánto tiempo se mantendrían elevados los precios del petróleo», agregó y concluyó que lo que vemos hoy es similar, pero con la reapeartura de Ormuz la situación debería estabilizarse rápido ya que Estados Unidos tiene un rol productor que no tenía 50 años atrás.
El interrogante común es qué pasará con la infraestructura energética dañada, que podría demandar de seis meses a cinco años de trabajo. Una opción son los países emergentes, entre los que figura Argentina. Un mundo más diversificado y nuevos actores hacen pensar que el planeta no enfrentará un colapso económico y sociales similar y no habrá un nuevo movimiento de rebeldía emergente.
Etiquetas: crisisguerramedio orientePetróleoprecio del barril de petróleopunk
06/04/2026
Surtidor criollo
El 1° de abril, YPF activó un mecanismo de estabilización de precios que frenó los aumentos en nafta y gasoil por un período de hasta 45 días en medio de la volatilidad del valor del barril de petróleo que, por la guerra en Medio Oriente, ya subió casi un 60%. La medida, anunciada por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, llegó en un contexto de fuerte presión sobre los combustibles cuyo impacto ya se había trasladado parcialmente al surtidor, con subas de hasta un 20% según relevamientos privados.
La decisión no fue unilateral. Se tomó en coordinación con el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía, que publicaron ese mismo día en el Boletín Oficial una serie de medidas orientadas a contener el traslado de los costos internacionales al precio final en las estaciones de servicio.
El mecanismo se denomina internamente «buffer de precios» y funciona como un amortiguador entre la volatilidad del mercado internacional y el bolsillo del consumidor. Durante el período de estabilización, los valores de nafta y gasoil no reflejarán de forma inmediata las fluctuaciones del crudo Brent. En cambio, YPF absorbe ese impacto a través de sus márgenes de refinación.
Desde @YPFoficial hemos decidido realizar un buffer de precios de combustibles por hasta 45 días, comenzando a partir del día de hoy. Esto nos permitirá mantener aproximadamente estables los precios en el surtidor.
Durante este periodo, desde YPF no trasladaremos a los… pic.twitter.com/gP5Zv01IaP
— Horacio Marín (@HoracioMarin_ok) April 2, 2026
Para sostener ese esquema, la medida se apoya en dos herramientas adicionales. Por un lado, el Gobierno postergó el incremento del componente impositivo ICL que estaba previsto. Por otro, el precio del bioetanol con el que las petroleras cumplen el corte obligatorio en las naftas también se redujo, lo que permite compensar parte del encarecimiento del componente fósil. A eso se suma la autorización previa para que las refinadoras aumenten de forma voluntaria la proporción de biocombustibles en su producto final, incorporando biodiesel o bioetanol en mayor medida para sustituir parcialmente el crudo.
No es un congelamiento
Marín fue explícito al respecto: «Operamos en una economía de libre mercado: las empresas observamos la oferta y la demanda y definimos las mejores estrategias comerciales para acompañar a nuestros clientes». El buffer no fija un precio máximo de forma indefinida ni implica subsidios cruzados. Hay otros componentes del precio de los combustibles —impuestos, biocombustibles, tipo de cambio— que siguen su propia dinámica más allá del valor del crudo.

Lo que sí se congela, al menos por 45 días, es el traslado del Brent al surtidor.
Por qué YPF tomó esta decisión
La respuesta corta es que los aumentos empezaban a erosionar las ventas. El consumo de gasoil ya venía cayendo cerca de un 7% interanual, una señal directa del nivel de actividad económica, y sostener los volúmenes de despacho es vital tanto para la salud financiera de la red de estaciones de servicio como para la propia compañía, que controla el 55% de las ventas minoristas del país.

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«Desde el comienzo de esta guerra en Medio Oriente, no buscamos especular con la alta volatilidad del precio internacional del petróleo, siendo nuestro objetivo generar valor en el largo plazo», explicó Marín al anunciar la medida.
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Vuelven los controles

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El horizonte de 45 días le da al Gobierno y a YPF margen para evaluar cómo evoluciona el conflicto geopolítico. El mercado, mientras tanto, sigue de cerca si el resto de las petroleras privadas acompañan la decisión o eligen otro camino.
Etiquetas: buffercombustibleshoracio marinPetróleovaca muertaYPF
06/04/2026