El boom de las arenas silíceas para el fracking que vivió Río Negro durante los últimos años se fue desinflando y hoy las expectativas del sector están centradas en el salto de producción que deberá dar Vaca Muerta para afrontar la demanda que implican las obras de transporte como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y los gasoductos para los proyectos de exportación de GNL por la costa rionegrina.
En su mejor momento, las arenas de cercanía de Río Negro representaron el 40% del agente sostén de Vaca Muerta. Esto llevó a que en la provincia hubiese centenares de pedidos de explotación.
Decisiones e impacto en la producción
Pero la producción de Río Negro fue afectada por la decisión de YPF de utilizar solo material transportado desde Entre Ríos para los pozos de shale.
El argumento del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, es que las arenas de Entre Ríos tienen una mayor vida útil a lo largo del proceso de producción de los pozos de Vaca Muerta, que el material extraído en Río Negro. Esta decisión precipitó el levantamiento de las plantas de producción que la empresa estatal tenía en la provincia.
En paralelo, la crisis financiera de la empresa NRG, con sede en Allen, con la posterior convocatoria de acreedores, impactó en la producción desde Río Negro.
Elemento sostén clave
300
toneladas de arena puede necesitar una etapa de fractura y un pozo promedio tiene entre 45 y 50 etapas. Es decir, en cada pozo se necesitan entre 10 mil y 15 mil toneladas de arena.
Finalmente, hace pocas semanas y en otra noticia que se conoció en el sector, Aluvional, la empresa de Vista Energy, anunció que trasladará su planta que tenía a la altura de Regina a Neuquén, para optimizar la logística y garantizar un suministro más eficiente de arenas a las operaciones en la Cuenca Neuquina.
En este sentido, la empresa comunicó que cambiará su modelo operativo para poder tomar arenas de distintas locaciones, incorporando arenas de cercanía. Actualmente, Aluvional procesa las arenas que extrae de su cantera en Río Negro, pero no descartan a futuro dar con desarrollos aún más cercanos a los yacimientos.
“Estamos convencidos que Río Negro va a seguir siendo uno de los líderes en producción”
En este escenario, el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro, indicó que “hoy hay muchas canteras que están listas en Río Negro para poder seguir ofreciendo nuestras arenas al mercado para el fracking”.
El titular del área minera remarcó: “Estoy convencido que nuestras arenas realmente sirven porque cumplen con la normativa ISO, la normativa API, y todos los parámetros y rangos para poder producir en los pozos”.
“Incluso hay muchas operadoras que hoy siguen eligiendo nuestras arenas, y la demanda que va a tener Vaca Muertaen los próximos años va a implicar que no haya una discusión de qué arena sí o qué arena no”, indicó Aberastain Oro.
La producción de arenas en Río Negro, en su mejor momento, llegó a abastecer el 40% de la demanda que tuvo Vaca Muerta, lo que disparó los pedidos para abrir canteras.
En este sentido, el titular del área mencionó que la logística que demandará el salto de producción que tiene previsto Vaca Muerta, juega a favor de las arenas que se extraen en Río Negro.
“Estamos convencidos que Río Negro va a seguir siendo uno de los líderes en producción”.
“Creemos que esto es cíclico. Por eso estamos esperando que el año que viene sea un año de explosión de Vaca Muerta. Va haber un momento en que la logística va a matar a la producción. Y ahí se trabajará en ´blendear´ las arenas, y se mejorará la logística para llegar a la última milla con las arenas que sirvan”.
“Sean arenas de Río Negro, Chubut o Entre Ríos, se van a necesitar de todas estas arenas para poder cubrir la demanda que va a tener Vaca Muerta”.
300 toneladas de arena puede necesitar una etapa de fractura y un pozo promedio tiene entre 45 y 50 etapas. Es decir, en cada pozo se necesitan entre 10 mil y 15 mil toneladas de arena.
Asuntos Municipales ratificó el acuerdo entre la provincia y TMF Trust Company (Argentina) SA
La comisión de Asuntos Municipales, Turismo y Transporte (F) emitió despacho unánime a la propuesta presentada por el gobernador Rolando Figueroa para que la Cámara ratifique el Acuerdo Marco celebrado entre la provincia y TMF TRUST COMPANY (ARGENTINA) S.A destinado a la ejecución de 51 kilómetros de pavimentación en tramos de las rutas provinciales 8 y 17 con una inversión de 51 millones de dólares que aportará el sector privado.
Se trata de un acuerdo para asfaltar y construir un by pass entre ambas rutas, obras que permitirán desviar el tránsito pesado que se traslada por la zona productiva de Vaca Muerta. La modalidad para recuperar la inversión se realizará a través del cobro de un peaje.
Al fundamentar la iniciativa, el diputado Ernesto Novoa (Comunidad) informó que la iniciativa tiene por objeto la aprobación legislativa del Acuerdo Marco celebrado entre la provincia y el Fideicomiso By Pass de Añelo, figura conformada por las empresas YPF S.A., Vista Energy Argentina S.A.U., Pluspetrol S.A., Pan American Energy S.L. Sucursal Argentina, Pampa Energía S.A., Tecpetrol S.A., Chevron Argentina S.R.L., Petrolera El Trébol S.A., y Total Austral S.A., que en su carácter de fiduciantes aportarán 51 millones de dólares.
En este sentido, señaló que el acuerdo prevé construir en 18 meses una obra vial bajo la modalidad de donación con cargo, estableciendo como condición que la misma se someta a un régimen de peaje administrado por la provincia, cuya recaudación se destinará en parte al repago de los aportes efectuados por las empresas fiduciantes, sin tener en consideración los gastos destinados a mantenimiento y administración.
Además, destacó que el riesgo para la provincia es nulo ya que solo interviene en recibir la obra y, en caso de que las empresas privadas no obtengan la rentabilidad acordada, habrá un seguro para responder ante dicha eventualidad. También manifestó que el acuerdo legislativo busca asegurar la validez jurídica del régimen de peaje, y garantizar la seguridad jurídica de la provincia y de las empresas participantes.
En otro tramo de la exposición, el legislador expresó que la actividad hidrocarburífera en la zona de Vaca Muerta generó un aumento en la circulación de vehículos de gran porte y equipos pesados sobre rutas que no fueron diseñadas para soportar ese nivel de exigencia, lo cual trae aparejado accidentes graves y fatales, saturación de los accesos a la localidad de Añelo y a los yacimientos.
Agregó que la actual situación genera retrasos en los tiempos de traslado, lo cual impacta negativamente en la seguridad y en la competitividad de la industria y en la calidad de vida de los habitantes de la región.
En este sentido, mencionó que la obra de asfalto es una respuesta inmediata y eficiente a esta problemática, dado que permitirá ordenar el tránsito pesado por una traza para tal fin y alivianando la circulación en las rutas y calles de Añelo.
Las comisiones de Asuntos Constitucionales (A) y, de Hacienda y Presupuesto, Cuentas y Obras Públicas (B) continuarán con su tratamiento.
En otro orden, el cuerpo retomó el análisis del tratamiento en conjunto de los proyectos de ley para regular y fomentar el Turismo Religioso como actividad turística, cultural, espiritual, y económica. Las propuestas fueron presentadas por las diputadas Mercedes Tulián (PRO-NCN) y Patricia Fernández (MPN).
Al tomar la palabra la diputada Verónica Lichter (PRO-NCN), indicó que el pasado 22 de agosto la Cámara aprobó la ley de Turismo y, consideró que la última redacción del proyecto de Turismo Religioso colisiona con esa norma. Los miembros de la comisión acordaron consensuar una redacción unificada en la próxima reunión.
La Petrolera Aconcagua Energía dio un paso fundamental en su proceso de reestructuración y saneamiento financiero al oficializar la cancelación de tres clases de Obligaciones Negociables (ONs) por un valor nominal superior a los 36,8 millones de dólares. Esta acción confirma la nueva etapa de ordenamiento de pasivos de la compañía que ahora se llama Tango Energy.
La cancelación abarca las Obligaciones Negociables Clase I (V/N US$ 12.000.000), Clase II (V/N US$ 15.000.000) y Clase V (V/N US$ 9.850.802), totalizando US$ 36.850.802.
La empresa informó que dichos títulos fueron totalmente canjeados en el marco de una operación previamente comunicada al mercado y se encuentran ahora en cartera de la Emisora.
Con esta maniobra, la compañía evita cualquier riesgo sobre el destino de los instrumentos, ya que serán cancelados en su totalidad y dados de baja conforme a la normativa vigente.
Es un paso definitivo en el saneamiento de deudas que llevaron a que la firma liderada por el exCEO de YPF, Pablo Iuliano, tomara el control de la petrolera junto a Vista Energy y Trafigura.
De Aconcagua a Tango Energy
El canje también está directamente ligado al inminente cambio de identidad de la firma. La compañía ya se encuentra tramitando su cambio de denominación social a Tango Energy Argentina S.A.
Iuliano ha sido el encargado de trazar un nuevo comienzo para Aconcagua, con el objetivo de dotar a la operadora de mayor previsibilidad y capacidad de repago.
El impacto de este saneamiento financiero va más allá de los números, pues apunta a restablecer la confianza en el mercado y permitir que la nueva gestión se enfoque en la estrategia operativa en áreas clave de las cuencas hidrocarburíferas.
La toma de posesión de Aconcagua Energía por parte de Tango se dio precisamente con un aporte de capitalización de 36 millones de dólares destinados a sanear el pasivo más urgente de la operadora.
Vale recordar que los pasivos llegaron a representar 447.000 millones de pesos, equivalentes a 385 millones de dólares al momento de lanzar el plan de reestructuración.
La producción en Vaca Muerta no se detiene y así lo reflejan los nuevos datos de etapas de factura, claves para medir la actividad en la formación neuquina. En el mes de octubre, se alcanzaron las 2.020 etapas, contra las 1831 del mes anterior, lo que implica un crecimiento en la actividad de más del 10%.
El ritmo de Vaca Muerta lo marca YPF, que volvió a concentrar más de la mitad de la actividad, con 1.045 etapas realizadas. En segundo lugar, Pluspetrol alcanzó las 374 etapas, Vista Energy 228 y Tecpetrol 225, entre los primeros lugares.
El oficialismo de Rolando Figueroa en la Legislatura dio «vuelta la página» tras el resultado en las elecciones nacionales del domingo 26 y se prepara para iniciar este martes el debate que autoriza al gobernador a tomar dos créditos internacionales por 300 millones de dólares.
El mandatario envió ambos proyectos la semana pasada, finalizados los comicios legislativos en las que obtuvo el segundo lugar detrás de La Libertad Avanza. Son dos de varios que movilizarán a los diputados este mes, tras varias semanas de inactividad para volcarse a la campaña.
«Dimos vuelta la página», aseguró uno de los voceros del bloque rolista en la Cámara, quien adelantó que ahora se concentrarán en darle «velocidad» a las iniciativas del gobierno para llegar con nuevas sanciones antes de fin de año.
En la comisión de Asuntos Constitucionales de este martes, el presidente Ernesto Novoa (Comunidad) armó el temario con las autorizaciones para que Figueroa tome un crédito de 150 millones de dólares con el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) y otro por igual monto con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
Las condiciones de ambos préstamos incluyen un plazo total de 32 años para la cancelación, incluidos los años de gracia que pueden ser hasta siete, y una tasa de interés que se definirá al momento del acuerdo.
El destino de ambos créditos es realizar obras de infraestructura de servicios básicos, rutas y regularización de tierras. Figueroa aclaró sobre la urgencia de aprobarlos que el del BIRF ya está en instancias de aprobación del directorio, mientras que el del BID lo empezaría a debatir a comienzos de diciembre.
La ruta de las petroleras
Otro proyecto que comenzarán a tratar los diputados esta semana será el que ratifica el fideicomiso firmado por nueve empresas petroleras para financiar el asfalto de 51 kilómetros de las rutas 8 y 17 y la construcción del bypass de Añelo. Será el miércoles, en la comisión de Asuntos Municipales, Turismo y Transporte.
La ley busca avalar el acuerdo fue firmado con TMF Trust Company Argentina SA, la firma encargada de administrar el fideicomiso del que participan YPF, Vista Energy Argentina, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Chevron Argentina, Phoenix Global Resources, y Total Austral. También define cómo será el traspaso de la obra como «donación con cargo» una vez finalizada y establece el cobro de peajes para su mantenimiento y repago.
Los diputados también tienen por delante la aprobación de los presupuestos 2026 de los tres poderes del Estado, pero estos tomarían estado parlamentario recién la semana que viene.
A pesar de los pronósticos, que indicaban un freno en la actividad de Vaca Muerta al calor del clima electoral, octubre cerró con dos muy buenas noticias para la formación shale: la actividad en general, lejos de caer, se elevó un 10,32% en relación con el mes previo, y tuvo como uno de sus motores impulsores a los bloques del norte neuquino.
De acuerdo al informe especial que elabora el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, para la Fundación Contactos Energéticos, en octubre se realizaron en Vaca Muerta un total de 2.020 etapas de fracturas, un 10,32% más que las 1.831 que se habían dado en septiembre.
La actividad vino de la mano de siete de las 13 operadoras que tiene Vaca Muerta, pero con dos particularidades destacadas. Como es habitual, YPF concentró el grueso de los trabajos que se realizaron el mes pasado, abarcando más de la mitad de las fracturas de todo el ciclo, ya que la petrolera de bandera completó 1.045 etapas en octubre.
Pero el segundo factor característico de este mes es el más llamativo, dado que representa el inicio de un nuevo foco de desarrollo en Vaca Muerta, pues lo que se conoce como el «hub norte», es decir los bloques ubicados en el extremo norte de la formación concentraron casi una de cada cuatro etapas realizadas en octubre.
El hub norte comenzó a tener peso
Vaca Muerta tiene una «zona caliente», un grupo de áreas en donde se concentra la mayor actividad y producción, que está en las inmediaciones de Añelo, a unos 100 kilómetros de Neuquén Capital.
Pero la formación no solo tiene más de 50 concesiones, sino que abarca 30.000 kilómetros cuadrados y entre ellos están las áreas del Norte, ubicadas cerca de Rincón de los Sauces, a unos 250 kilómetros de Neuquén Capital y muy cerca del límite con Mendoza.
Fucello destacó que durante el mes pasado fue notable la actividad en dos áreas de este hub norte: por un lado está el bloque Bajo del Choique – La Invernada, la gran apuesta que realizó Pluspetrol al comprarle los activos a ExxonMobil. Un área en la que la firma realizó 162 etapas de fractura el mes pasado, disponiendo para ello de un set de fractura abocado a esos trabajos.
Pero además, la petrolera del Grupo Techint, Tecpetrol, también sumó cañones en el norte de Vaca Muerta, con 225 etapas de fractura completadas en el área Los Toldos II Este, un bloque en el que también llevaron un set de fractura para buscar el petróleo que se espera de esa zona.
Las petroleras que impulsaron la actividad
En lo que hace a la actividad en general del mes, se marcó ya que YPF lideró las fracturas con 1045 etapas realizadas, seguida por Pluspetrol que realizó en total 374 punciones, Vista Energy realizó 228, Tecpetrol sumó 225, Pampa Energía realizó 135, Phoenix Global Resources sumó 9 al terminar su plan en Río Negro, y Shell hizo lo mismo y alcanzó a sumar 4 fracturas.
La medición de las etapas de fractura es el mejor parámetro para medir la actividad en un desarrollo no convencional, como es Vaca Muerta, donde los pozos tienen longitudes muy diferentes, y parámetros como la cantidad de perforadores activos tampoco es una garantía dado que los pozos se pueden perforar pero no completar.
Pero además, las etapas de fractura representan el paso previo a poner en producción los nuevos pozos, ya que se trata de trabajo que se realiza para incentivar la producción, abriendo canales en el interior de la roca que es Vaca Muerta con estas fracturas, para que así puedan fluir el gas y el petróleo.
Vaca Muerta sigue creciendo y se prepara terminar el año a todo vapor. Las compañías continúan desarrollando sus proyectos en vista de convertir a la roca madre en un polo exportador de la mano de las obras de infraestructura que están en carpeta y en ejecución.
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Según el informe que elabora Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, se establece que las compañías completaron 2.020 etapas de fractura en la roca madre durante octubre. Esto significa un incremento del 10% con respecto a septiembre en el segmento shale.
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Además, el informe también marca que el registro del décimo mes del año es uno de los más alto de este 2025. En enero se completaron 1.761 punciones, en febrero 1.978 operaciones, en marzo 1.960 fracturas, en abril -segunda marca top del año- se completaron 2.214 etapas, en mayo – cifra histórica para el shale- se realizaron 2.588 punciones y en junio se contabilizaron 1.968 operaciones. En tanto, julio cerró con 1.793 punciones y en agosto se completaron 2.163 fracturas. Mientras que en septiembre se realizaron 1.831 punciones.
El mapa de las empresas
El trabajo del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros también establece que YPF sigue liderando las operaciones en el shale. La empresa de mayoría estatal completó 1.045 punciones, lo que se traduce en el 51% del total en octubre.
Luego se ubicó Pluspetrol, que alcanzó unas 374 etapas de fractura en la formación. La empresa dividió sus operaciones en dos unidades: Pluspetrol concentra la actividad en La Calera, mientras que Pluspetrol Cuenca Neuquina está dirigida a los activos adquiridos a ExxonMobil en Bajo del Choique – La Invernada. En la primera logró 212 fracturas y en la segunda, 162 punciones.
El podio fue completado por Vista Energy. La empresa que lidera Miguel Galuccio fue responsable de 228 fracturas en la roca madre de la mano de sus proyectos Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este.
Muy cerca se ubicó Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint se anotó con 225 punciones y todas estuvieron vinculadas a Los Toldos Este 2, ubicado en la ventana petrolera de Vaca Muerta.
Asimismo, Pampa Energía registró 135 punciones de las cuales se ubicaron en Sierra Chata.
El registro es cerrado por Phoenix Global Resources (PGR) con 9 operaciones y Shell con 4 fracturas.
Los trabajos en Vaca Muerta
En lo que respecta a las empresas de servicio, el mapa no registró grandes cambios. Tal como viene informando +e, SLB le arrebató el primer lugar a Halliburton y hay un nuevo líder en las empresas del fracking.
SLB completó 860 fracturas mientras que Halliburton se anotó con 714 punciones. Tanto los trabajadores de mameluco azul como los operarios de overol rojo representaron el 78% del fracking de Vaca Muerta.
Mientras que Tenaris realizó 234 operaciones y Servicios Petroleros Integrados (SPI), la empresa que fue creada por Pluspetrol tras adquirir los servicios de fractura de Weatherford en Argentina, completó 212 punciones.
La producción de hidrocarburos en Argentina no para de crecer. Si bien el convencional busca diversas herramientas para sobrevivir, el impulso de Vaca Muerta permite alcanzar nuevos récords y que el país sueñe con competir en las grandes ligas de petróleo y gas.
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La actividad se encuentra en pleno auge de la mano de proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el gas natural licuado (GNL). A esto hay que sumarle la oportunidad que se abre con las exportaciones de gas a Chile, Bolivia y Brasil. El panorama marca que Argentina se encamina a ser el corazón energético de la región y mostrarse como player de peso en el mundo.
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Pero ¿quiénes lideran hoy la producción del país? Según datos recientes de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por la consultora Ricsa, en septiembre un grupo reducido de compañías concentra la mayor parte del desarrollo energético, con fuerte presencia de Vaca Muerta.
El mapa petrolero
En el petróleo, YPF mantiene un liderazgo histórico. La empresa de mayoría estatal produce 382.723 barriles por día (bbl/d) de la mano de tanques como Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica. Sin embargo, Manantiales Behr, último bloque que le queda a la compañía en Chubut también tiene un rol predominante en sus datos.
El segundo lugar es para Pan American Energy (PAE), con 108.181 bbl/d. La compañía del holding Bulgheroni es la mayor productora privada del país y un jugador central en la Cuenca del Golfo San Jorge de la mano de Cerro Dragón. Además, se le suma el crecimiento que viene teniendo Lindero Atravesado en el shale oil.
El podio es completado por Vista Energy. La empresa fundada por Miguel Galuccio, ya se posiciona tercera con 77.442 bbl/d gracias al fuerte crecimiento en Vaca Muerta con arietes como Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica.
Pluspetrol aparece luego con 47.012 bbl/d, seguida por Shell, que produce 29.321 bbl/d y continúa expandiendo su actividad no convencional. Más atrás se ubican Tecpetrol con 24.300 bbl/d, Chevron con 18.959 bbl/d, Pampa Energía con 16.016 bbl/d y CGC (Compañía General de Combustibles) con 15.091 bbl/d.
¿Quién manda en el gas en Argentina?
En el terreno del gas natural se encuentra una disputa ajustada. YPF y TotalEnergies se disputan mes a mes el liderazgo en la materia. Los últimos datos de septiembre muestran que la compañía francesa encabeza la producción de gas con 31.598 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), principalmente desde los grandes desarrollos offshore de Tierra del Fuego.
Muy cerca quedó YPF con 31.417 Mm3/d, también con proyectos clave en Vaca Muerta. Mientras que Tecpetrol ocupa el tercer puesto con 19.789 Mm3/d, impulsada por su gran desarrollo de Fortín de Piedra que transformó la matriz energética del país.
Luego aparecen PAE con 15.263 Mm3/d, Pluspetrol con 11.796 Mm3/d y Pampa Energía con 10.281 Mm3/d, todas compañías con fuerte presencia en la Cuenca Neuquina. CGC aporta 5.153 Mm3/d y Quintana Energy completa el ranking con 1.652 Mm3/d.
Durante la última década, la exploración mundial de petróleo y gas se transformó de manera silenciosa pero profunda. Lo que en otros tiempos fue un motor de crecimiento del sector energético global y un componente esencial de los presupuestos, hoy ocupa un papel mucho más limitado. Los datos de Rystad Energy muestran que la curva de descubrimientos convencionales se redujo drásticamente: a comienzos de la década de 2010, el mundo superaba los 20.000 millones de barriles equivalentes de petróleo descubiertos cada año; en la actualidad, esa cifra se desmoronó a poco más de un tercio.
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El ritmo de descubrimientos se estabilizó en torno a los 8.000 millones de barriles equivalentes por año desde 2020, y en el último período, entre 2023 y septiembre de este año, descendió aún más, hasta apenas 5.500 millones. Este fenómeno no es solo un reflejo de menor inversión, sino de un cambio de paradigma: la exploración dejó de ser un proceso expansivo y territorial para convertirse en una actividad precisa, orientada y tecnológicamente sofisticada.
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Las empresas de exploración y producción (E&P) redefinieron sus estrategias y concentraron sus esfuerzos en cuencas específicas, con el objetivo de maximizar el rendimiento de capital y reducir la exposición al riesgo geológico y financiero.
La tendencia general es clara: la exploración petrolera ya no busca abarcar grandes superficies ni abrir nuevas fronteras a gran escala, sino optimizar aquellas zonas con condiciones favorables para la extracción eficiente. Las grandes compañías internacionales y las petroleras nacionales priorizan regiones con infraestructura existente, costos logísticos bajos y datos geológicos de alta resolución. Este modelo, que Rystad denomina de “precisión estratégica”, representa el nuevo estándar de la industria global.
Las cuencas que concentran las inversiones
Las inversiones exploratorias se concentran cada vez más en un número reducido de cuencas con alto potencial de retorno. Las más destacadas en los últimos años son la Cuenca Orange, frente a las costas de Namibia; las aguas profundas de Surinam; y la cuenca presalina de Brasil. Estas regiones simbolizan el paso de un enfoque extensivo a uno selectivo, donde el éxito no se mide por la cantidad de pozos perforados, sino por la calidad geológica de los yacimientos descubiertos.
Este cambio estratégico tiene consecuencias directas sobre la distribución geográfica del éxito exploratorio. Mientras en décadas anteriores los descubrimientos significativos se repartían entre múltiples continentes y provincias petroleras, hoy la actividad se concentra en un pequeño grupo de países. Namibia, Guyana, Surinam y Brasil se convirtieron en los principales polos de desarrollo exploratorio de la última década.
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El Bloque Stabroek, operado por ExxonMobil, convirtió a Guyana en una potencia petrolera.
Las empresas globales, impulsadas por la búsqueda de eficiencia y sostenibilidad financiera, muestran una mayor disposición a asumir riesgos en estos mercados emergentes, donde los marcos fiscales son más flexibles y las oportunidades de retorno resultan más atractivas.
Para los países receptores de estas inversiones, el contexto es igualmente transformador. Las naciones emergentes que albergan las nuevas fronteras exploratorias ven en estos proyectos una oportunidad histórica para generar ingresos, atraer capital extranjero y reforzar su seguridad energética. En tanto, los países productores tradicionales, con cuencas maduras o en declino, enfrentan el desafío de revitalizar sus recursos mediante nuevas técnicas de prospección o desarrollos en aguas ultraprofundas.
Tres grandes hitos que transformaron la industia petrolera
La reconfiguración del mapa energético mundial se explica, en buena medida, por tres grandes hitos que marcaron la evolución reciente de la industria. El primero de ellos fue el descubrimiento del campo Tupi —rebautizado Lula— por Petrobras en 2006, en la Cuenca Santos frente a las costas de Brasil. Aquel hallazgo inauguró la era del presal y demostró la viabilidad de extraer hidrocarburos por debajo de gruesas capas de sal que antes se consideraban una barrera insuperable. El avance fue tanto tecnológico como geológico: la mejora en las imágenes sísmicas, la perforación direccional y la ingeniería submarina hicieron posible un salto de escala en la exploración global.
El segundo punto de inflexión llegó en 2015, con el descubrimiento del campo Liza por ExxonMobil en el bloque Stabroek, en aguas de Guyana. Esa perforación inicial dio origen a una de las provincias petrolíferas más exitosas del siglo XXI. Desde entonces, el consorcio liderado por la petrolera estadounidense ha identificado más de 30 yacimientos con recursos recuperables estimados en 13.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, a los que se suman 2.000 millones adicionales descubiertos en Surinam. En menos de una década, Guyana pasó de ser un territorio sin historia hidrocarburífera a convertirse en un actor central del Atlántico Sur y una referencia global en exploración offshore.
Petrobras Brasil offshore petróleo crudo.jpg
El tercer capítulo de esta transformación se desarrolla actualmente en Namibia. La Cuenca Orange, frente a las costas del país africano, ha revelado en los últimos tres años una serie de hallazgos significativos por parte de Shell, TotalEnergies y Galp Energia. Este conjunto de descubrimientos sugiere que Namibia podría convertirse en la próxima gran provincia petrolífera en aguas profundas, capaz de alterar el equilibrio de producción en el sur de África y abrir un nuevo ciclo de inversiones internacionales.
Mandan las supermajors
El protagonismo en estos desarrollos se reparte entre las grandes petroleras internacionales —ExxonMobil, TotalEnergies, Shell, Eni, BP y Chevron— y las compañías nacionales, como Petrobras, ADNOC y QatarEnergy. Según estimaciones de Rystad Energy, las seis grandes corporaciones internacionales representan alrededor del 22 por ciento de los volúmenes descubiertos desde 2015. A pesar del declive general en la exploración, estas empresas mantienen un rol central gracias a su capacidad financiera, su dominio tecnológico y su experiencia en la gestión de proyectos de alto riesgo.
Las compañías nacionales, por su parte, concentran sus esfuerzos en fortalecer la seguridad energética doméstica y expandir su presencia internacional mediante asociaciones estratégicas y exploraciones de frontera.
La contracción del volumen de descubrimientos tiene un correlato directo en el gasto global. El denominado expex —inversión anual en exploración— cayó desde un máximo histórico de 115.000 millones de dólares en 2013 a entre 50.000 y 60.000 millones en la actualidad. Esta reducción se explica por una combinación de factores: las presiones regulatorias derivadas de las políticas climáticas, el escrutinio de los inversores que demandan retornos estables y sostenibles, y una disciplina interna producto de las lecciones aprendidas tras años de sobreinversión.
Sin embargo, Rystad advierte que una disminución prolongada de la exploración puede generar tensiones futuras en la oferta global de hidrocarburos, comprometiendo la seguridad energética y la estabilidad de los precios.
Qué pasa con Vaca Muerta
Mientras el mapa mundial de la exploración se reduce y concentra, Argentina muestra otra dinámica. El desarrollo de la formación Vaca Muerta transformó al país en una de las pocas regiones del mundo donde las reservas de hidrocarburos aumentaron de manera sostenida en la última década. De acuerdo con el Reporte Anual Tendencias Oil & Gas Argentina, elaborado por la consultora Oil Production Consulting, entre 2013 y 2023 las reservas comprobadas de petróleo crecieron 28,8 por ciento, hasta alcanzar los 477.270 millones de metros cúbicos, mientras que las reservas de gas se incrementaron un 48,5 por ciento, hasta los 487.472 millones.
Vista Energy Vaca Muerta shale oil Petróleo (1)
Vista Energy sigue creciendo de la mano del shale oil.
Este crecimiento está directamente asociado con la expansión del desarrollo no convencional en la Cuenca Neuquina. Los yacimientos de shale oil y shale gas compensaron el declive de las áreas convencionales y reposicionaron al país en el escenario energético regional. La estructura de reservas revela una alta concentración empresarial. Pan American Energy (PAE), YPF y Vista Energy dominan el mercado de crudo, con una participación combinada superior al 75 por ciento. PAE encabeza el segmento de las reservas convencionales, con 175.994 millones de metros cúbicos, impulsada por la producción del yacimiento Cerro Dragón. YPF, por su parte, concentra la mayor parte de las reservas no convencionales, con 141.796 millones de metros cúbicos, lo que refuerza su papel estratégico en Vaca Muerta.
En el mercado gasífero, la distribución es más equilibrada. Total Austral lidera con 104.396 millones de metros cúbicos, seguida por Tecpetrol, con 100.709 millones, y Pan American Energy, con 87.251 millones. YPF y Pluspetrol completan el grupo de las principales productoras. La diferencia clave radica en el tipo de explotación: mientras Total Austral mantiene una posición dominante en gas convencional, Tecpetrol y YPF encabezan la producción no convencional en el shale neuquino.
La consolidación de Vaca Muerta se explica por la madurez de ciertos proyectos emblemáticos. Loma Campana, operado por YPF en asociación con Chevron, concentra el 19,4 por ciento de las reservas comprobadas de shale oil del país, con 47.990 millones de metros cúbicos. Le siguen La Amarga Chica, también de YPF, con 39.739 millones, y Bajada del Palo Oeste, de Vista Energy, con 30.952 millones. En el caso del gas, Fortín de Piedra —desarrollado por Tecpetrol— se destaca con 97.452 millones de metros cúbicos, equivalente al 20 por ciento del total nacional, mientras Aguada Pichana Oeste, de Pan American Energy, y La Calera, de Pluspetrol, completan el podio.
Las diferencias entre Neuquén y las otras cuencas exitosas
La dinámica de Vaca Muerta contrasta con la contracción global en al menos dos aspectos. En primer lugar, mientras las grandes compañías internacionales concentran su exploración en pocas cuencas offshore de alto riesgo y elevada inversión inicial, Argentina expande una frontera terrestre donde los recursos ya han sido comprobados y la curva de aprendizaje tecnológica está avanzada. En segundo lugar, el desarrollo neuquino combina actores públicos y privados, lo que facilita la coordinación de inversiones y la consolidación de infraestructura.
Sin embargo, hay un elemento en común entre ambos escenarios: la concentración. A escala global, la concentración geográfica de los descubrimientos refleja la búsqueda de eficiencia. En el caso argentino, la concentración empresarial y geológica responde al potencial singular de Vaca Muerta, que se ha convertido en el núcleo del sistema energético nacional. En ambos casos, la lógica subyacente es la misma: reducir riesgos, optimizar el capital y asegurar la rentabilidad en un contexto de transformación estructural de la industria.
El informe de Rystad Energy concluye que, aunque el mundo avanza hacia la neutralidad de carbono, la exploración de hidrocarburos sigue siendo imprescindible. Sin nuevos descubrimientos, la disminución natural de la producción podría traducirse en escasez de suministro y en mayor volatilidad de precios. La estabilidad de la transición energética dependerá, por tanto, de mantener un flujo de exploración suficiente para sostener la oferta mientras las energías alternativas ganan participación.
En ese sentido, el contraste entre el repliegue global y la expansión argentina adquiere una relevancia particular. La experiencia de Vaca Muerta muestra que, incluso en un contexto de transición, los países con recursos no convencionales pueden incrementar sus reservas mediante desarrollos tecnológicamente avanzados y asociaciones estratégicas. Al mismo tiempo, el panorama mundial advierte que la reducción de la exploración convencional y offshore podría limitar la capacidad de respuesta del sistema energético ante variaciones de la demanda.
Un relevamiento realizado por la Secretaría de Trabajo de Río Negro confirmó que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) cumple con la Ley Provincial 5804, conocida como Ley 80/20, que establece la obligación de priorizar la contratación de mano de obra local. Según el informe, más del 80% de los trabajadores que participan de la obra son de origen rionegrino, un indicador del impacto positivo del megaproyecto sobre el empleo regional.
El estudio fue llevado a cabo por el área de Fiscalización de la Secretaría en el puesto operativo de la empresa OPS S.R.L., ubicado en el kilómetro 1070 de la Ruta Nacional 22, en Chelforó, donde se construyen los tanques de almacenamiento de petróleo que forman parte del sistema de bombeo del VMOS. De un total de 101 empleados, 82 son rionegrinos y 19 provienen de otras provincias, superando ampliamente la proporción exigida por ley.
La secretaria de Trabajo, María Martha Avilez, destacó que el cumplimiento de la norma “demuestra que nuestra provincia tiene trabajadores y trabajadoras capacitados y comprometidos”. Además, subrayó que el gobierno rionegrino acompaña “cada proyecto asegurando trabajo registrado, seguridad laboral y empleo local”.
Una obra estratégica para el desarrollo energético
El proyecto se encuentra actualmente en la etapa 3 de un total de 6, con tareas de enterramiento de cañerías para el sistema de bombeo, y tiene prevista su finalización para el 5 de mayo de 2026. La obra es considerada una de las más importantes del país, ya que conectará la cuenca neuquina con la terminal portuaria de Punta Colorada, permitiendo incrementar la capacidad de transporte y exportación de crudo desde Vaca Muerta.
De acuerdo con los avances informados por SACDE, una de las empresas ejecutoras, el ducto ya supera los 380 kilómetros de tendido, quedando unos 50 kilómetros para completar la línea troncal. La obra total contempla 437 kilómetros de extensión, divididos en dos tramos principales: Allen–Chelforó (110 km) y Chelforó–Punta Colorada (327 km).
Avances técnicos y récords de ejecución
El gerente de Operaciones de SACDE, Juan Carlos País, indicó que la instalación de cañerías “avanza a buen ritmo y sin mayores contratiempos logísticos”. Explicó que una vez asegurado el suministro de tuberías y el acceso a la traza, “el trabajo fluyó con normalidad”. La empresa alcanzó recientemente un récord de 175 soldaduras en un solo día, lo que permitió acortar los plazos previstos para la finalización.
El VMOS incluirá dos tanques de 55.000 m³ en Allen, seis tanques de 120.000 m³ en la terminal portuaria —los más grandes del país—, además de estaciones de bombeo intermedias y 28 instalaciones de superficie a lo largo del trazado.
Un impacto económico y logístico sin precedentes
La magnitud de la obra representa un punto de inflexión para la infraestructura energética de Argentina. Con un ducto de 30 pulgadas de diámetro, el sistema permitirá transportar 550.000 barriles diarios en su etapa inicial y escalar hasta 700.000 barriles por día en el futuro.
El proyecto, enmarcado dentro del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), es financiado por un consorcio de las principales petroleras que operan en el país, entre ellas YPF, Vista Energy, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol. Su entrada en operación, prevista para fines de 2026, consolidará a Río Negro como un nodo estratégico del nuevo mapa energético nacional.
