Con un paso acelerado, el megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza con las instalaciones de superficies y la planificación de las pruebas hidráulicas. El ducto que exportará el petróleo de Vaca Muerta ya tiene soldados los 440 kilómetros que unen Allen y Punta Colorada, en el Golfo San Matías.
Con la finalización de la etapa de soldaduras, la obra logró completar el cierre metálico entre mayo y noviembre. El ducto fue impulsado por el consorcio liderado por YPF, junto a Vista Energy, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol junto a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
Se prevé que para finales de 2026 comiencen las operaciones con una capacidad inicial de exportaciones de 180.000 barriles diarios. Se busca incrementar los despachos a 550.000 barriles por día en 2027 en busca de lograr 750.000 barriles diarios para 2028, para lo cual se requerirá una ampliación.
Por el momento, los trabajos avanzan con la primera fase del caño que conecta la estación de bombeo de Allen con el río Negro. La inversión total de la obra es de 3.000 millones de dólares, con un sistema que incluirá cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días calendarios corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE en el marco del Energy Day realizado por EconoJournal.
Por su parte, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, destacó que la obra alcanzó niveles de eficiencia inesperados y explicó que la obra ingresó en una etapa decisiva con las instalaciones de superficie y las pruebas hidráulicas.“(…) Esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. El objetivo es dejar todo listo “un par de meses antes de tiempo”, remarcó.
La meta está puesta en aumentar la capacidad de evacuación de shale neuquino. El siguiente paso consiste en las instalaciones de superficie, válvulas, equipos de bombeo, controles y automatizaciones junto a las pruebas hidráulicas que buscan asegurar la confiabilidad del sistema.
Vaca Muerta atraviesa una etapa de expansión que solo podrá sostenerse con más inversiones en transporte, mayor capacidad de evacuación de la producción y reglas de juego estables a largo plazo. En este escenario, el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) es una de las herramientas que cambia la ecuación para avivar proyectos de gran escala en el sector.
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Entre las obras de mayor impacto estratégico para el próximo ciclo de expansión se destaca el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). El proyecto, desarrollado por un consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, permitirá trasladar el petróleo desde el núcleo productivo de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación sobre el litoral atlántico de Río Negro.
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En paralelo, avanza el proyecto de exportación de gas natural licuado que encabeza Southern Energy (SESA), la sociedad conformada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El primero de los buques de licuefacción, el Hilli Episeyo, comenzará a operar en 2027, mientras que el segundo, el MK II, se sumará en 2028. Esta semana, se selló un acuerdo de largo plazo con la empresa alemana SEFE (Securing Energy for Europe) para exportar durante 8 años.
A este entramado de planes se suma el anuncio de Camuzzi en el negocio del GNL, con una iniciativa propia de exportación que fue comunicada oficialmente durante el evento Energy Day 2025 organizado por Econojournal en el Club Hípico Alemán, en la Ciudad de Buenos Aires.
El “amanecer” del shale argentino
Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, realizó una evaluación optimista sobre el presente de Vaca Muerta y el futuro de la industria, aunque advirtió sobre los desafíos para acelerar el desarrollo del yacimiento no convencional, durante la apertura del encuentro.
“En el 2012, había que creer que el recurso estaba ahí, que Vaca Muerta era importante para la industria y para el país, y que valía la pena probar”, recordó Galuccio sobre los primeros años del desarrollo. “Doce años más tarde, la cuenca neuquina produce 550.000 barriles por día, el 100% de la producción de la Argentina”, afirmó.
Pese a los avances, el CEO de Vista aclaró que el desarrollo todavía está por debajo del potencial. “Hoy tenemos 40 equipos de perforación en la Argentina. Estados Unidos tiene 450 en el ocaso y nosotros tenemos 40 en el amanecer”, señaló.
Galuccio también comparó el desarrollo local con los proyectos offshore de Brasil, donde reconoció una alta rentabilidad, pero marcó una diferencia estructural a favor del shale argentino: la rapidez de respuesta frente a los vaivenes del mercado. “En un mundo volátil, tener un recurso de ciclo corto te da una ventaja competitiva increíble. Brasil no tiene el ciclo corto que tenemos nosotros. Detener hoy 15 FPSO que están viniendo para Brasil no es a costo cero. Nosotros podemos frenar, arrancar y acelerar en plazos de tres meses”, sostuvo el CEO de Vista.
A su vez, el ejecutivo planteó que la Argentina necesita dar un nuevo salto en la forma de desarrollar Vaca Muerta. “Hemos llegado al límite de lo que podemos llegar con la tecnología que tenemos. Tenemos que cambiar el juego: ser mucho más disruptivos en cuanto a lo que hacemos y cómo lo hacemos, tanto en la cadena de supply, para lo que es factory drilling en el no convencional, y por el otro lado, en el uso de la tecnología», afirmó.
Según explicó, el principal desafío para atraer compañías internacionales ya no está en el riesgo geológico, sino en el llamado “overground risk” (riesgo de superficie). “Las compañías independientes norteamericanas se sienten rápidamente cómodas con la roca. Donde tenemos el desafío como país es en que se sientan cómodas con las reglas de superficie: cómo trabajamos, cómo es el sistema de impuestos, cómo es el sistema de regalías”, sostuvo.
Miguel Galuccio Vista Energy CEO
Miguel Galuccio ponderó la estrategia de Vista Energy en Vaca Muerta.
Desde el Grupo Techint, el vicepresidente institucional Javier Martínez Álvarez analizó las implicancias del escenario internacional, el cual está atravesado por tensiones geopolíticas, cambios en el comercio y una reconfiguración de prioridades energéticas a nivel mundial. De acuerdo al ingeniero, la transición energética «perdió protagonismo» frente a la necesidad de garantizar energía accesible y segura, un giro que devuelve centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. “Tenemos el impacto de la inteligencia artificial con ese cambio de percepción respecto a la evolución del consumo de energía en el mundo”, sostuvo.
“A mí me gusta jugar siempre con el ejemplo de Noruega y Nigeria. Dos países que producen cantidad similar de crudo. Hicieron dos cosas muy distintas con su desarrollo petrolero. Uno hizo un desarrollo deliberado de industrias de servicio y de producto y hoy son sofisticadísimos proveedores de industrias offshore mundial. El otro no hizo nada”, explicó. En ese contraste, ubicó a la Argentina ante una oportunidad histórica de reproducir un modelo de desarrollo industrial integrado al sector hidrocarburífero.
“La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la de desarrollar valor agregado. No se puede sin Vaca Muerta, pero con Vaca Muerta no alcanza. Yo creo que este proyecto excede un gobierno, es un proyecto nacional», señaló.
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Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint.
Avances en las obras del VMOS
El VMOS marca un hito clave para la infraestructura del país. La traza del oleoducto se extiende a lo largo de 437 kilómetros, con un diámetro de 30 pulgadas. El primer tramo une Allen con Chelforó, con una extensión de 110 kilómetros, mientras que el segundo va desde Chelforó hasta Punta Colorada, a lo largo de 327 kilómetros, donde se construye una terminal lista para operar buques de gran porte tipo VLCC. La ejecución quedó en manos de la UTE Techint–SACDE.
Pablo Brottier, director ejecutivo de Sacde, explicó que la obra ya completó su trazado principal: “En el VMOS se terminó de soldar este mes pasado y se ha terminado el cierre metálico, que significa que el ducto está totalmente construido de punta a punta”. “La primera soldadura se hizo en mayo y la última soldadura en noviembre, en 150 días corridos, con lluvia, con viento, con frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para Argentina”, declaró.
Por su parte, Alejo Calcagno, director de la Región Sur de Techint, habló sobre la evolución en productividad que permitió alcanzar este resultado: “Arrancamos con 80 juntas por día, pasamos a 100, 110 en reversión, y hoy terminamos con un récord de 175 por día”. Además, confirmó que la obra del ducto se completó “casi dos meses adelante del programa”.
El financiamiento como factor del desarrollo
En los paneles de “Desafíos en el Upstream de hidrocarburos”, el acceso al capital fue señalado como uno de los principales determinantes del ritmo de crecimiento de la cuenca neuquina. “Para seguir desarrollando Vaca Muerta hace falta un nivel de inversiones mucho más importante», dijo Sergio Mengoni, director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies Argentina.
“Es crucial que no nos quedemos con lo que tenemos y que seamos ambiciosos, y que sigamos trabajando a nivel de la industria con el Gobierno nacional, con el gobierno provincial, entre nosotros, para seguir atrayendo inversiones extranjeras”, agregó.
«Sigamos trabajando con la desregulación, sigamos trabajando para demostrar que Argentina puede ir más allá que un par de años de buenos mensajes, para que esto sea una continuidad y que sigamos convenciendo al mundo de que somos un país serio y que somos capaces de seguir desarrollando esta industria. No solamente vamos a tener financiamiento que podamos ir a buscar de aquí hacia afuera, sino también compañías como la nuestra que traigamos inversiones para invertir en el país”, sostuvo.
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El primer panel de “Desafíos en el Upstream de hidrocarburos”.
Desde Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción (E&P), declaró: “La velocidad del desarrollo, de ahora en adelante, va a depender muchísimo del precio del petróleo”. El directivo recordó la reciente colocación de deuda de la compañía: “Pudimos emitir unos 750 millones de dólares con una tasa de 7,62″. Los fondos se destinan al desarrollo de Los Toldos II: «Para que sepan algunos números, unos 2.600, 2.700 millones de dólares antes de la puesta en marcha para mediados del 2027, vamos a producir 70.000 barriles».
“El precio promedio del Brent en el año 24 fue de 80 dólares y estamos en 62, 63. Eso baja el nivel de flujo de caja disponible para reinvertir y le pone más presión sobre el financiamiento, añadió.
El proyecto de Southern Energy: inversiones a largo plazo
Al referirse al proyecto de SESA, Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE, señaló que el 2025 marca un punto de inflexión para la empresa por la magnitud del esfuerzo inversor en infraestructura que implica la obra. Explicó que solo el alquiler de los buques de licuefacción representa un compromiso del orden de los USD 15.000 millones a lo largo de 20 años, a lo que se suma la construcción de un gasoducto dedicado que unirá Vaca Muerta con el Golfo San Matías.
El ejecutivo precisó que ya se invierten unos 700 millones de dólares para conectar el Gasoducto San Martín y que, por otro lado, el desarrollo del upstream demandará otros USD 10.000 millones. “En total estamos hablando de 25 mil millones de dólares”, afirmó.
Asimismo, indicó que la propuesta «compite directamente con los proyectos de GNL de Estados Unidos, porque es un commodity, es un mercado único y competimos por los mismos mercados”. «La estabilidad macroeconómica en los 20 años del proyecto es fundamental”, dijo. «Cuanto más nos acerquemos al el sistema financiero, fiscal, de inversiones, americano, más competitivos vamos a poder ser», señaló Caretta.
Por su parte, Martín Rueda, managing director de Harbour Energy, se refirió al crecimiento de la compañía a nivel global y su compromiso en las inversiones locales, tras la incorporación de los activos de Wintershall Dea en 2024. Durante su participación en el panel, se refirió al acuerdo firmado por Southern Energy con la compañía alemana SEFE: “En mayo aprobábamos el FID del primer buque y hoy tenemos el FID de los dos buques aprobados, el RIGI aprobado, los permisos de exportación y los permisos ambientales. Va a una velocidad increíble”. El contrato contempla envíos por 2 millones de toneladas anuales.
Asimismo, confirmó que Harbour también busca avanzar en petróleo en el bloque San Roque, además de expandir su perfil gasífero. “Nos interesa crecer en gas y también estamos buscando crecer en crudo, con una producción segura, eficiente, responsable y que nos permita construir un negocio competitivo y durable en el tiempo”.
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Max Westen, vicepresidente de Estrategia de YPF, y Martín Rueda, managing director de Harbour Energy
De esta manera, Argentina empieza a construir su camino como un nuevo proveedor de gas natural licuado en el mercado global. Durante el panel “Una mirada cross sobre el mercado del GNL”, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas y Energía de PAE, explicó el proceso que llevó a firmar el contrato de exportación con SEFE: “Lo importante acá es cómo se posiciona Argentina como nuevo proveedor de GNL en el mundo. Sobre todo Europa, después de lo que pasó con Rusia y la dependencia de Rusia, de a poco ha ido buscando diversificar su importación de combustible”.
Uno de los factores clave para cerrar el acuerdo fue la relación previa con la firma europea, que ya opera como comprador del buque Hilli Episeyo en Camerún. “Ellos ya vienen operando con este barco como off-takers hace prácticamente 7 años, van a cumplir su octavo año el año que viene. Lo conocen al barco, están confiados con el barco, con la operación”, dijo.
Mercados de destino y competencia internacional
La ejecución del proyecto de SESA abre oportunidades no solo hacia Europa, sino también hacia América del Sur y el Caribe. Desde la visión de Excelerate Energy, Gabriela Aguilar explicó que Brasil será un actor central: “Brasil tiene seis terminales de importación de GNL, las cuales dos estamos también allí. En marzo se va a llevar a cabo la nueva licitación de generación eléctrica”.
Colombia, Chile y Uruguay también aparecen como mercados potenciales. A eso se suma el desarrollo de la pequeña y mediana escala: “Hoy por hoy, no solamente son mercados flexibles de corto plazo, sino también cómo desarrollar la pequeña y mediana escala, que es, por ejemplo, Caribe”. “Europa lo que busca también es la diversificación de la oferta. Todos los mercados buscan no tener un solo proveedor”, agregó.
Respecto de la evolución de los precios, Aguilar apuntó: “No hay que enfocarse en el tema del precio. El GNL es la respuesta a la sustentabilidad, a sustituir a los combustibles fósiles líquidos, y es la base para las energías renovables. La demanda va a estar motivada mucho más por otros componentes que por sólo precios».
Año inédito para YPF: producción y reordenamiento de activos
YPF cerró 2025 con resultados históricos en Vaca Muerta, impulsados por una reorientación de su presupuesto de inversiones hacia el no convencional, como parte de su plan 4×4. Así lo explicó Max Westen, vicepresidente de Estrategia de la compañía, al realizar un balance del año. “Empezamos a ver los resultados de dos años de trabajo muy fuerte», enfatizó.
Según detalló, la participación de Vaca Muerta dentro del presupuesto total de inversiones superó el 70%, cuando en 2023 era inferior al 50%, un cambio que se reflejó de manera directa en los niveles de producción. “Pasamos de 110.000 barriles casi dos años atrás, tocamos un pico de 200.000 barriles hace un par de días, compensando la pérdida de producción que tuvimos por los bloques inmaduros”, sostuvo.
Westen señaló que uno de los grandes hitos del año fue la puesta en marcha del VMOS, que permitió coordinar a toda la industria bajo una lógica de colaboración: «Si competíamos no había lugar para todos y, de esta forma, logramos habilitar un proyecto exportador para todos los jugadores”.
En paralelo, YPF avanzó con el desprendimiento de campos maduros a través del Proyecto Andes I, que incluyó entregas en Neuquén, Mendoza, Santa Cruz y Chubut. En total, la compañía ya transfirió 38 campos a nuevos operadores. También firmó un acuerdo con la provincia de Tierra del Fuego que aguarda aprobación legislativa, según detalló el ejecutivo durante su participación en el evento.
Previsiones en los precios del crudo
Frente a un escenario internacional de precios más bajos, con proyecciones en torno a los 55 o 60 dólares por barril hacia 2026, tanto Rueda como Westen coincidieron en la necesidad de sostener la competitividad. “Nosotros estamos preparando un presupuesto basado en niveles de precios bajos. Siempre tenemos que estar preparados para trabajar en escenarios bajos y capturar más valor cuando el precio sea alto”, dijo el ejecutivo de YPF. Y añadió: “Vaca Muerta tiene la capacidad de desarrollar valor, incluso a niveles de precios cada vez más bajos”.
En tanto, Rueda explicó que los proyectos de GNL requieren previsibilidad y un marco estable: “Son proyectos que operan con ciclos largos de inversiones intensivas en capital, por lo cual requieren de un marco regulatorio estable y predecible, y que seamos competitivos a lo largo de toda la cadena de valor”.
La alianza entre YPF, Eni y Adnoc en Vaca Muerta
Durante el último tiempo, YPF adquirió participaciones clave en bloques del norte de Vaca Muerta y avanzó con la incorporación de socios internacionales. “Hemos comprado un porcentaje de Sierra Chata, que es un bloque para habilitar el proyecto de LNG, y también adquirimos el 45% de dos bloques de Total, que, para nosotros, son bloques de calidad”, dijo Westen.
Sobre las próximas fases del proyecto Argentina LNG, detalló que el acuerdo con la italiana ENI y la compañía de Abu Dhabi, ADNOC, ya está confirmado: “Está cerrada técnicamente la cartera de contratación. ADNOC nos termina de consolidar un consorcio para un proyecto de 12 MTPA”.
En relación con la posible integración de estos socios al upstream, el directivo de la firma fue claro sobre la estrategia de YPF: “Una de las condiciones que pusimos desde el inicio es que el proyecto tiene que ser integrado, desde el upstream hasta la planta de licuefacción, para evitar asimetrías entre los socios. Hay conversaciones para que ENI y ADNOC se integren a algunos bloques”. Sin embargo, evitó dar precisiones sobre cuáles serían esas áreas.
Camuzzi presentó su proyecto de GNL
El anuncio sorpresa del evento estuvo a cargo de Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora, al presentar el nuevo proyecto de gas natural licuado que impulsa el grupo para llevar el gas de Vaca Muerta a los mercados internacionales. Se trata de “LNG del Plata”, una iniciativa de exportación mediante un buque de licuefacción flotante (Floating LNG) que se instalará en el Puerto La Plata, en la provincia de Buenos Aires, y que demandará una inversión estimada en USD 3.900 millones a lo largo de los próximos 20 años.
El proyecto, controlado por la empresa que opera Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, tiene un esquema dual: por un lado, permitirá exportar más de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, volúmenes equivalentes a más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, y, por otro, actuará como una herramienta de refuerzo para el abastecimiento del mercado interno durante los meses de mayor consumo. “Este proyecto no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, acompañando de esta forma el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”, destacó Macfarlane.
Midstream: obras para ampliar la infraestructura gasífera
El panel de Midstream estuvo atravesado por un mensaje común: sin obras de transporte y procesamiento, el potencial de la cuenca neuquina no podrá llevarse adelante plenamente. En ese marco, Oscar Sardi, CEO de TGS, detalló el alcance del proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), una obra que demandará una inversión privada de unos 560 millones de dólares, a la que se suman otros 220 millones en propuestas de menor tamaño.
“La obra, que fue adjudicada recientemente por la Secretaría de Energía, consta en potenciar un sistema que actualmente transporta 21 millones de metros cúbicos a través de un gasoducto de más de 570 km de longitud. El objetivo fundamental es agregar potencia a este gasoducto”, explicó Sardi.
«En estos momentos la Comisión Evaluadora de RIGI tiene el proyecto. Estamos en estos momentos en ajustes, pero está todo sobre la mesa y asumimos que en la próxima semana o mes entendemos que el proyecto va a estar aprobado”, sumó. “Vamos a hacer lo necesario para llegar al invierno 2027 y aportar un volumen importante de gas que va a generar beneficios en la balanza comercial de 700 millones de dólares de ahorro y en beneficios fiscales del orden de los 450 millones”, detalló.
En paralelo, el ejecutivo de TGS se refirió al desarrollo de proyectos de procesamiento de líquidos de gas natural (NGLs): “Creo que son los proyectos que está necesitando nuestro país, nos tenemos que poner de acuerdo, ver cuál es el mejor, el más competitivo, pero lo que tenemos que tener claro es que tenemos que estar todos integrados para sacar un único proyecto que represente a la Argentina de la mejor forma y que los productos, cuando salen al mercado, puedan ser competitivos”.
Transporte de crudo: foco en la eliminación de cuellos de botella
Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, puso el foco en la urgencia de expandir la capacidad de transporte para sostener el crecimiento de la producción de la cuenca neuquina. La empresa viene de inaugurar en abril el proyecto Duplicar Plus, que permitió incrementar el transporte hacia los puertos de exportación.
“Estamos viendo que para mayo o junio del año que viene, el Duplicar Plus va a estar totalmente ocupado. Así que ya estamos iniciando las obras para ampliar esa capacidad en otros 200.000 barriles”, adelantó Hosel.
El ejecutivo también graficó con números el impacto exportador: “Si pensamos en Duplicar Plus, que iba a generar la posibilidad de exportar unos 6.000 millones de dólares de petróleo. Hoy Duplicar Plus está a casi el 85% de capacidad. Así que estamos llegando casi ya a probablemente unos 4.000, 4.500 millones de dólares”.
Además, anticipó que con la llegada del proyecto VMOS, se evitarán nuevos cuellos de botella en la cuenca. Por otra parte, hizo hincapie en la necesidad de avanzar hacia un operador único del sistema de transporte de crudo para ganar eficiencia. “Nosotros en Oldelval creemos que la cuenca, para transporte de petróleo, debería tener un solo operador para que sea eficiente, no solamente en costos sino que sea un transporte coordinado”, explicó. Y agregó: “Si querés transportar un millón de barriles no nos parece eficiente que haya dos o tres operadores transportándolo. Un solo operador puede coordinar un poco las moléculas para ordenar bien qué calidad tiene que salir por cada puerto”.
GLP y fraccionamiento
Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, brindó detalles sobre el plan de expansión que la empresa ejecuta en su planta de Bahía Blanca, con una inversión total de unos 260 millones de dólares para ampliar la capacidad de fraccionamiento y fortalecer las exportaciones de GLP. «La obra, que en 2026 estaríamos terminando, nos va a permitir ampliarnos hasta unas 2.300 toneladas incrementales. En la primera fase, que es la que pondríamos operativa el año que viene, de unas 850 toneladas”, explicó.
La estrategia de Mega apunta directamente a los mercados externos. “Hoy el mercado de GLP local está totalmente abastecido, con lo cual todo el crecimiento en producción es saldo exportable”, subrayó Córdoba.
En el corto plazo, la ampliación permitiría sumar unos 100 millones de dólares adicionales en exportaciones, y completar el nuevo tren de fraccionamiento aportaría otros 150 millones. Pero el verdadero salto llegaría con la duplicación total de la capacidad, según explicó el CEO de Mega. “Creo que es clave encontrar las estructuras más eficientes porque la competencia está fuera de Argentina. Nosotros no vamos a competir tanto localmente como vamos a competir con otras jurisdicciones que ofrezcan el mismo supply”, indicó.
Petroquímica: presión, sobreoferta y oportunidades en Vaca Muerta
Dolores Brizuela, Country Manager de Dow, analizó la coyuntura global de la industria petroquímica, marcada por una fuerte sobreoferta, principalmente originada en China. “Hoy a nivel global, el sector está muy complicado por una sobre oferta de productos que se está viendo en casi todos los canales de la petroquímica, que se da por una combinación de una demanda que crece más lento de los niveles prepandemia y muchísima oferta nueva, principalmente en China”, describió. En el caso del polietileno, producto clave de su planta de Bahía Blanca, el crecimiento chino pasó de tasas del 10% anual a apenas el 3%, lo que generó una fuerte compresión de márgenes.
«Creo que Argentina, si hace bien la tarea, tiene una enorme oportunidad de que toda la cadena se pueda desarrollar. Me preocupa que, teniendo una materia prima que globalmente es competitiva, no podamos desarrollar toda la cadena de valor y terminemos exportando el commodity e importando el producto terminado, hay que trabajar bien en un plan de mediano y largo plazo, como hacen los chinos», aseguró.
El escenario político para el sector energético
En las elecciones legislativas de octubre, La Libertad Avanza se impuso en 15 provincias y superó el 40% a nivel nacional. En el sector energético, el resultado fue leído como una señal de estabilidad en las reglas de juego para los proyectos en marcha y los que están en carpeta. En esta línea, el RIGI es señalado por las empresas como uno de los instrumentos que inciden en la decisión de sostener o acelerar inversiones.
Martínez Álvarez se refirió al cambio de expectativas que atravesó el país tras los comicios: «Si nosotros veíamos nuestra situación dos meses antes de la elección, creo que ahí se veían los desafíos y las incertidumbres. No hay duda que el resultado electoral ha abierto oportunidades, vuelve a resetear de alguna manera expectativas, hay noticias favorables, la baja del riesgo país, que es absolutamente clave”, destacó.
Sin embargo, advirtió que ese nuevo contexto debe venir acompañado de señales de previsibilidad y cuidado del sector productivo. En ese punto, puso el foco en la presión fiscal que enfrentan las empresas en los distintos niveles del Estado. “Yo veo muchos gobernantes municipales o provinciales que manifiestan defender la industria y, sin embargo, cobran tasas. Veo una cierta voracidad o vocación fiscal. Yo le pondría un signo de prudencia. Tenemos que seguir cuidando Vaca Muerta”, mencionó el directivo de Grupo Techint.
Vista Energy Vaca Muerta shale oil Petróleo (4)
“La integración con Estados Unidos es absolutamente sabia. Es el camino correcto por motivos políticos, por motivos de valores, pero también por motivos comerciales”, añadió. «Este es un proyecto de todos. Las amenazas van a estar siempre al costado de la ruta, y es una industria que, además de traer divisas para el país, provee desarrollo, tiene una cadena de pymes que acompasan su propio desarrollo, la hace más fuerte y la protege para cuando venga el lobo feroz», dijo Martínez Álvarez.
Otro de los CEOs que se expresó sobre la posición del Gobierno nacional fue Galuccio, quien destacó el clima de diálogo con la actual gestión: “Hay un reconocimiento que lo que nosotros hacemos y el recurso que tenemos. No veo que tengamos el problema de tener un gobierno cerrado a tener la discusión, todo lo contrario, lo veo abierto, lo veo permeable, lo veo buscando soluciones. Estuve con el ministro de Economía el otro día y era una máquina de hacerme preguntas. Hay una apertura grande hacia qué podemos hacer. Es responsabilidad nuestra presentar soluciones y exponer qué es lo que necesitamos para invertir más, qué es lo que necesitamos para crecer».
También, el debate sobre el marco laboral ocupa un lugar central dentro de la agenda del sector. Frente a esto, los principales ejecutivos de la actividad fijaron su postura sobre la reforma laboral que impulsa la administración de Javier Milei. “Todo lo que ayude al marco regulatorio, que incluye el laboral, el impositivo y el acceso al capital, para poner a Argentina en un piso de igualdad con quienes competimos, es claramente clave”, opinó Ferreiro, de Tecpetrol.
Por otra parte, Brizuela puso el foco en la necesidad de reglas claras y reformas estructurales para atraer inversiones de largo plazo. “Tenemos que ser ágiles en todas estas reformas que la cadena de valor necesita: laborales, tributarias. La petroquímica es de ciclo largo. Estas inversiones entre que uno la decide y están operativas son cinco años”.
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile firmó este jueves contratos de suministro de petróleo por un valor proyectado de 12 mil millones de dólares con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, que se extenderán hasta junio de 2033.
La firma consolida la presencia Neuquén en el mercado regional, garantiza previsibilidad para los productores y profundiza la histórica integración energética con Chile, que vuelve a tomar impulso con una mirada estratégica de largo plazo.
El gobernador Rolando Figueroa destacó oportunamente que «Vaca Muerta nos da una oportunidad única que no podemos dejar pasar». En esta línea, mantuvo diferentes encuentros internacionales, junto con empresarios y operadoras, para poder consolidar inversiones y potenciar los recursos neuquinos, que incluyeron visitas a Estados Unidos, Brasil, Uruguay y Chile.
El acuerdo logrado recientemente supera incluso, el intercambio comercial anual entre Argentina y Chile, cercana a los 8 mil millones de dólares.
Desde Chile destacaron que la firma brindará seguridad y estabilidad de abastecimiento, reduce la dependencia del transporte marítimo y fortalece la cadena logística entre ambos países, aportando previsibilidad. Además contribuye a la competitividad de ENAP y a la seguridad energética de Chile.
Los contratos, que abastecerán alrededor del 35 por ciento de la demanda anual de crudo de ENAP, se sostendrán a través del Oleoducto Trasandino (OTASA), un sistema de más de 400 kilómetros que conecta Neuquén con la Región del Biobío. Tras 17 años sin actividad, el ducto retomó las operaciones luego de un proceso integral de rehabilitación.
Otro de los puntos claves del acuerdo es que abre la puerta internacional del Pacífico para la exportación de crudo de Vaca Muerta. Será a través del Terminal Marítimo de San Vicente, en Talcahuano.
Las autoridades de YPF destacaron el acuerdo de exportación del petróleo de Vaca Muerta que se firmó ayer con la chilena ENAP (Empresa Nacional de Petróleo de Chile), no solo por su magnitud económica de 12.000 millones de dólares, y su alcance temporal, sino también por la señal de compromiso sectorial que refleja.
El acuerdo que fue dado a conocer por EnergíaOn ayer, fue firmado por YPF junto a Vista Energy, Shell Argentina y Equinor y con Enap como comparadora, y abarca un volumen inicial de hasta 70.000 barriles diarios desde enero de 2026 a junio de 2033.
Más allá de las cifras, la petrolera de bandera puso en valor el esfuerzo conjunto de las principales operadoras de Vaca Muerta, un compromiso que considera esencial para el futuro energético del país.
YPF hizo hincapié en que: «Este acuerdo refleja el compromiso de las principales compañías del sector en trabajar colaborativamente para impulsar la producción y las exportaciones, consolidando al país como un proveedor confiable de energía para distintos mercados del mundo».
Este enfoque colaborativo ha permitido la optimización de la infraestructura crítica, como la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (OTA) y la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Norte, por donde ya se transporta el 40% de las exportaciones de la cuenca neuquina.
Cuánto petróleo ya fluye bajo la cordillera de Los Andes
El Oleoducto Trasandino es la principal vía de exportación del petróleo por ducto de Argentina pero además, es por momentos la principal vía en general de exportaciones ya que tiene un promedio diario de despachos de 70.000 barriles por día desde hace más de un año.
La reactivación de la línea de exportación, que estuvo 17 años inactiva por falta de petróleo, se dio en mayo de 2023 y desde entonces el comprador del petróleo argentino ha sido siempre Enap, dado que la red está diseñada para terminar directamente en sus refinerías.
El cambio en el acuerdo firmado ayer con las petroleras de Vaca Muerta está en que desde Enap finalmente se pusieron en condiciones las líneas de transporte de petróleo que forman parte del sistema del Oleoducto Trasandino pero del lado chileno.
En concreto, se trata de la vinculación entre la refinería de Talcahuano y la terminal portuaria. Un trabajo que Enap no había realizado al momento de la reactivación del resto de la línea, en buena medida ante la incertidumbre del petróleo que se le enviaría desde la Argentina.
Esto cambió y es lo que ahora permitirá que la línea que cruza por debajo la cordillera pueda llegar a su máxima capacidad de transporte que es de unos 109.000 barriles por día, sin el uso de polímeros, de ser necesario tal incremento en los despachos.
La capacidad de Vaca Muerta para generar divisas dio un salto cualitativo este jueves. En una operación sin precedentes, las principales operadoras de la cuenca neuquina —YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor— formalizaron un contrato de abastecimiento a largo plazo con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile. El acuerdo, valorado en US$ 12.000 millones, asegura la colocación del crudo argentino en el mercado trasandino durante los próximos ocho años, por un volumen de hasta 70.000 barriles diarios.
La magnitud de la cifra impacta en la balanza comercial: desde ENAP destacan que el intercambio total actual entre ambos países ronda los US$ 8.000 millones anuales. Este solo contrato redefine el peso específico de la energía en la relación bilateral.
Otasa: La llave de la rentabilidad
El eje central del negocio es la logística. El crudo fluirá exclusivamente a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), una infraestructura crítica que conecta los yacimientos de Neuquén con la Región del Biobío. El vínculo con Enap se profundizó también con la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Norte, infraestructura clave para optimizar la evacuación de crudo hacia Chile y, potencialmente a los mercados internacionales por el Pacífico. Actualmente, el 40% de las exportaciones de la cuenca neuquina se realizan por este sistema de transporte.
La reactivación de esta tubería en 2023 cambió la ecuación económica para los productores. Al cruzar la Cordillera de los Andes por ducto, las empresas eliminan los costos de fletes marítimos y el transporte por camiones. Esto se traduce, según fuentes del sector, en márgenes de ganancia superiores y una eficiencia operativa que blinda la competitividad del shale oil argentino frente a otros proveedores globales.
Validación internacional del crudo de Vaca Muerta
El contrato confirma la aceptación técnica del producto de Vaca Muerta. Las refinerías chilenas completaron un proceso de dos años de pruebas y adaptaciones industriales para procesar el crudo tipo Medanito, caracterizado por ser ligero y bajo en azufre.
Para ENAP, este acuerdo no es solo comercial, sino estratégico. Al asegurar el 35% de su demanda anual con petróleo argentino, la estatal chilena reduce su exposición a la volatilidad logística de otros mercados.
Julio Friedmann, gerente general de ENAP, calificó el acuerdo como la operación comercial más grande en la historia de la compañía:
“El resultado de este acuerdo contribuye a mejorar la competitividad de Enap y permite a nuestro país contar con mayor seguridad energética. Es un hito de mucha relevancia y coherencia con nuestro plan al 2040”, afirmó el ejecutivo.
“Este acuerdo refleja el compromiso de las principales compañías del sector en trabajar colaborativamente para impulsar la producción y las exportaciones, consolidando al país como un proveedor confiable de energía para distintos mercados del mundo”. indicaron las cinco compañías involucradas en el negocio, en un comunicado conjunto.
Con este pacto, la provincia de Neuquén se asegura un horizonte de demanda estable que incentiva la inversión continua en perforación. Mientras Chile fortalece la producción de combustibles para su industria y transporte, Argentina consolida una vía de exportación robusta que promete aliviar la restricción externa de divisas por casi una década.
La Empresa Nacional del Petróleo de Chile (ENAP) abrió una nueva etapa en su abastecimiento energético al firmar un acuerdo que le permitirá comenzar a importar petróleo desde el yacimiento Vaca Muerta a partir de enero de 2026.
La operación, que se extenderá hasta 2033, fue pactada con cuatro productoras argentinas y marca un hito en la integración comercial entre ambos países, aun en un contexto de tensiones diplomáticas.
El entendimiento contempla tres componentes principales. Por un lado, un acuerdo marco que regula la venta de crudo y el uso del Terminal Marítimo San Vicente, infraestructura clave para las refinerías de Concón y Biobío.
A ello se suman cuatro contratos de suministro bajo modalidad DAP con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, que fijan volúmenes, precios referenciados y rutas de entrega, reduciendo los riesgos logísticos para la petrolera chilena.
Además, se incorporaron cuatro contratos de servicios que habilitan a los cargadores a exportar crudo desde el Terminal San Vicente cuando ENAP no adquiera la totalidad de los volúmenes disponibles, lo que amplía la capacidad operativa en la zona de Talcahuano y diversifica los usos del puerto.
La compañía proyecta que hasta un 35% de su demanda de crudo podrá ser abastecida por petróleo proveniente de Vaca Muerta durante la vigencia del acuerdo, lo que reforzará su continuidad productiva y reducirá costos asociados al transporte.
El Terminal San Vicente adquiere un rol estratégico en este nuevo esquema al permitir el arribo regular de cargamentos desde Argentina y ofrecer servicios adicionales para exportadores. Según lo informado a la Comisión para el Mercado Financiero (CMF), ENAP considera que esta operación fortalece la logística energética regional y optimiza el uso de activos marítimos con potencial de expansión.
El directorio de ENAP aprobó de manera unánime el proyecto, cuyo primer embarque está previsto para enero de 2026.
Chile se asegura el petróleo neuquino hasta junio de 2033
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La Empresa Nacional del Petróleo firmó contratos por US$12 mil millones para abastecerse con petróleo de Vaca Muerta. Neuquén se consolida en el mercado regional.
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La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile firmó este jueves contratos de suministro de petróleo por un valor proyectado de 12 mil millones de dólares con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, que se extenderán hasta junio de 2033. La firma consolida la presencia Neuquén en el mercado regional, garantiza previsibilidad para los productores y profundiza la histórica integración energética con Chile, que vuelve a tomar impulso con una mirada estratégica de largo plazo.
El gobernador Rolando Figueroa destacó oportunamente que «Vaca Muerta nos da una oportunidad única que no podemos dejar pasar». En esta línea, mantuvo diferentes encuentros internacionales, junto con empresarios y operadoras, para poder consolidar inversiones y potenciar los recursos neuquinos, que incluyeron visitas a Estados Unidos, Brasil, Uruguay y Chile.
El acuerdo logrado recientemente supera incluso, el intercambio comercial anual entre Argentina y Chile, cercana a los 8 mil millones de dólares.
Desde Chile destacaron que la firma brindará seguridad y estabilidad de abastecimiento, reduce la dependencia del transporte marítimo y fortalece la cadena logística entre ambos países, aportando previsibilidad. Además contribuye a la competitividad de ENAP y a la seguridad energética de Chile.
Los contratos, que abastecerán alrededor del 35 por ciento de la demanda anual de crudo de ENAP, se sostendrán a través del Oleoducto Trasandino (OTASA), un sistema de más de 400 kilómetros que conecta Neuquén con la Región del Biobío. Tras 17 años sin actividad, el ducto retomó las operaciones luego de un proceso integral de rehabilitación.
Otro de los puntos claves del acuerdo es que abre la puerta internacional del Pacífico para la exportación de crudo de Vaca Muerta. Será a través del Terminal Marítimo de San Vicente, en Talcahuano.
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile firmó este jueves contratos de suministro de petróleo por un valor proyectado de 12 mil millones de dólares con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, que se extenderán hasta junio de 2033.
La firma consolida la presencia Neuquén en el mercado regional, garantiza previsibilidad para los productores y profundiza la histórica integración energética con Chile, que vuelve a tomar impulso con una mirada estratégica de largo plazo.
El gobernador Rolando Figueroa destacó oportunamente que «Vaca Muerta nos da una oportunidad única que no podemos dejar pasar». En esta línea, mantuvo diferentes encuentros internacionales, junto con empresarios y operadoras, para poder consolidar inversiones y potenciar los recursos neuquinos, que incluyeron visitas a Estados Unidos, Brasil, Uruguay y Chile.
El acuerdo logrado recientemente supera incluso, el intercambio comercial anual entre Argentina y Chile, cercana a los 8 mil millones de dólares.
Desde Chile destacaron que la firma brindará seguridad y estabilidad de abastecimiento, reduce la dependencia del transporte marítimo y fortalece la cadena logística entre ambos países, aportando previsibilidad. Además contribuye a la competitividad de ENAP y a la seguridad energética de Chile.
Los contratos, que abastecerán alrededor del 35 por ciento de la demanda anual de crudo de ENAP, se sostendrán a través del Oleoducto Trasandino (OTASA), un sistema de más de 400 kilómetros que conecta Neuquén con la Región del Biobío. Tras 17 años sin actividad, el ducto retomó las operaciones luego de un proceso integral de rehabilitación.
Otro de los puntos claves del acuerdo es que abre la puerta internacional del Pacífico para la exportación de crudo de Vaca Muerta. Será a través del Terminal Marítimo de San Vicente, en Talcahuano.
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile firmó este jueves contratos de suministro de petróleo por un valor proyectado de 12 mil millones de dólares con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, que se extenderán hasta junio de 2033.
La firma consolida la presencia Neuquén en el mercado regional, garantiza previsibilidad para los productores y profundiza la histórica integración energética con Chile, que vuelve a tomar impulso con una mirada estratégica de largo plazo.
El gobernador Rolando Figueroa destacó oportunamente que «Vaca Muerta nos da una oportunidad única que no podemos dejar pasar». En esta línea, mantuvo diferentes encuentros internacionales, junto con empresarios y operadoras, para poder consolidar inversiones y potenciar los recursos neuquinos, que incluyeron visitas a Estados Unidos, Brasil, Uruguay y Chile.
El acuerdo logrado recientemente supera incluso, el intercambio comercial anual entre Argentina y Chile, cercana a los 8 mil millones de dólares.
Desde Chile destacaron que la firma brindará seguridad y estabilidad de abastecimiento, reduce la dependencia del transporte marítimo y fortalece la cadena logística entre ambos países, aportando previsibilidad. Además contribuye a la competitividad de ENAP y a la seguridad energética de Chile.
Los contratos, que abastecerán alrededor del 35 por ciento de la demanda anual de crudo de ENAP, se sostendrán a través del Oleoducto Trasandino (OTASA), un sistema de más de 400 kilómetros que conecta Neuquén con la Región del Biobío. Tras 17 años sin actividad, el ducto retomó las operaciones luego de un proceso integral de rehabilitación.
Otro de los puntos claves del acuerdo es que abre la puerta internacional del Pacífico para la exportación de crudo de Vaca Muerta. Será a través del Terminal Marítimo de San Vicente, en Talcahuano.
Durante 17 años, el Oleoducto Trasandino (Otasa), que une el norte de Neuquén con Chile, estuvo inactivo, sin llevar ni traer ni una sola molécula de hidrocarburos. Pero a poco más de dos años de su reactivación, ahora es el protagonista del mayor acuerdo firmado en la historia de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile (Enap) que pagará 12.000 millones de dólares para importar por poco más de 7 años petróleo de Vaca Muerta.
El anuncio fue realizado por Enap que dio cuenta que el contrato (técnicamente una serie de contratos idénticos) se firmó con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, y consiste en la exportación de parte de las productoras de Vaca Muerta de más de 75.000 barriles de petróleo por día desde enero de 2026 hasta junio de 2033 por Otasa.
«Los contratos, suscritos tras un proceso de negociación y pruebas operacionales de más de dos años, involucran un valor proyectado cercano a los 12.000 millones de dólares, convirtiéndolo en el mayor acuerdo comercial en la historia de Enap», marcó la empresa.
Que destacó para dimensionar, que «a modo de referencia, el intercambio comercial anual total entre Chile y Argentina es hoy cercano a 8.000 millones de dólares», a los cuales ahora se sumarán unos 1.500 millones de dólares anuales tan solo por estas exportaciones.
“Este es un hito de mucha relevancia y coherencia con las definiciones estratégicas que hemos adoptado y que está en línea con el plan que proyecta Enap al 2040. El resultado de este acuerdo contribuye a mejorar la competitividad de Enap y permite a nuestro país contar con mayor seguridad energética, pues podremos fortalecer la producción de combustibles fundamentales para las industrias, el transporte y la vida cotidiana de las personas”, aseguró el gerente general de Enap, Julio Friedmann.
La ventaja del despacho por oleoducto
La firma chilena detalló que las importaciones del crudo argentino «permitirán reforzar la seguridad y estabilidad del suministro de crudo hacia nuestro país, al conectar en forma continua por un oleoducto«. Ya que remarcaron que el volumen adquirido permitirán abastecer en torno al 35% de la demanda anual de crudo de Enap.
La firma estatal chilena puso de relevancia la importancia que para ese país tiene la importación del crudo a través de un oleoducto y no por la vía marítima, ya que recordó que ésta se ve impactada regularmente por elementos como las condiciones climáticas o la congestión portuaria.
Es por esto que los acuerdos contemplan el transporte a través del Oleoducto Trasandino, una línea que se reactivó el 25 de mayo de 2023 y que con sus 400 kilómetros de extensión, une la cabecera del ducto en Puesto Hernández, en el norte neuquino, con las instalaciones de Enap en Hualpén, Región del Biobío.
Chile exportará por Talcahuano el petróleo de Vaca Muerta que no procece
La firma chilena indicó además como uno de los puntos que los llevaron a sellar estos megacontratos, tras dos años y medio de importaciones, es que el crudo de Vaca Muerta tiene un menor contenido de azufre que el de otros productores. Un aspecto sobre el que destacaron que «resulta beneficioso desde el punto de vista ambiental».
Además, desde Enap indicaron que el acuerdo también refuerza el posicionamiento anunciado recientemente por Enap en torno a su negocio logístico, dado que hará posible la exportación del crudo de Vaca Muerta a través del Terminal Marítimo de San Vicente, ubicado en Talcahuano, potenciando este punto como un nuevo hub para la salida de este producto por el océano Pacífico.
Es decir, que el petróleo no que procesen las refinerías chilenas se podrá exportar desde ese complejo portuario ubicado sobre el Pacífico.
El gerente general de Enap resaltó que la transferencia por oleoducto reduce los tiempos de traslado del crudo y los costos financieros asociados, pero a la vez Enap mantiene vigentes sus capacidades de importación marítima internacional, fortaleciendo su flexibilidad ante contingencias que puedan ocurrir en la entrega desde Argentina.
