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Argentina

Equinor proyecta incrementar su producción en un 3%

El proceso de reordenamiento del portafolio global se consolidó como uno de los principales ejes estratégicos de Equinor durante 2025. La compañía noruega profundizó su política de desinversiones selectivas, reducción de riesgos y foco en proyectos de alto valor, con el objetivo de fortalecer su posición financiera y mejorar su capacidad para enfrentar un escenario energético marcado por la volatilidad.

En ese marco, la empresa confirmó la venta de sus activos en Vaca Muerta, una decisión que se inscribe dentro de su estrategia de “high-grading” del portafolio internacional. Según su presentación de resultados del cuarto trimestre y del ejercicio completo, la operación fue valuada en aproximadamente 1.100 millones de dólares, con un pago inicial de 550 millones de dólares al cierre.

El propio Anders Opedal, presidente y CEO de Equinor, remarcó que la operación forma parte de un proceso más amplio de optimización. “Esto supone otro paso importante en la continua calificación de alta calidad de cartera que hemos llevado a cabo durante el último año, que es un tema clave en la presentación de los resultados del cuarto trimestre y del año completo”, sostuvo, en referencia al enfoque adoptado por la compañía.

En paralelo al reordenamiento de activos, Equinor alcanzó en 2025 el mayor nivel de producción de su historia. La empresa informó una producción récord impulsada por el desempeño operativo y la entrada en funcionamiento de nuevos desarrollos, como Johan Castberg y Bacalhau, además del crecimiento en gas en Estados Unidos y Noruega.

Producción récord y nuevas apuestas para 2026

“Logramos la producción máxima histórica en 2025. Nunca en la historia de la empresa hemos producido tanto petróleo, gas y energía en un solo año”, destacó Opedal en su cuenta de LinkedIn.

La compañía también anticipó que este récord podría ser superado en el corto plazo. “Nuestra producción récord se debió a un sólido rendimiento operativo y a la aparición de nuevos campos, como Johan Castberg y Bacalhau. Sin embargo, probablemente el récord no dure mucho, ya que esperamos alcanzar un nuevo nivel récord de producción en 2026”, señaló el ejecutivo.

Según el informe financiero, Equinor proyecta un crecimiento cercano al 3% en la producción de petróleo y gas durante 2026, respaldado por nuevas inversiones, exploración en el Mar del Norte, Brasil y Angola, y un portafolio con más de 30 pozos planificados. A esto se suma una reducción de costos operativos y una baja del capex en áreas de menor rentabilidad.

El crecimiento de Equinor

En materia financiera, la empresa reportó en 2025 un flujo de caja operativo después de impuestos de casi 18.000 millones de dólares, una deuda neta controlada y una posición de liquidez superior a USD 19.000 millones. Estos indicadores permitieron sostener dividendos, programas de recompra de acciones y nuevas inversiones estratégicas.

Opedal contextualizó los resultados dentro del escenario global. “Estos resultados llegan en un momento de continua volatilidad en el precio del petróleo y tensión geopolítica. Sin embargo, con un flujo de caja reforzado y una mayor producción, estamos bien preparados para navegar la incertidumbre, gestionar periodos de precios más bajos y convertir las fluctuaciones del mercado en oportunidades”, afirmó.

Equinor redobla su apuesta por el offshore

El acuerdo entre Vista Energy y Equinor marca el retiro de la compañía noruega de Vaca Muerta. La transacción incluyó la participación no operada del 30% de Equinor en Bandurria Sur y su participación no operada del 50% en Bajo del Toro. Sin embargo, la empresa aseguró que su licencia offshore no está afectada por esta operación.

El monto total de la transacción se valora en aproximadamente 1.100 millones de dóalres. La transacción tiene una fecha efectiva del 1 de julio de 2025; los intereses devengados se incluirán y pagarán al cierre.

“Estamos materializando el valor de dos activos de alta calidad que hemos desarrollado activamente, mientras continuamos optimizando nuestra cartera internacional”, afirmó Philippe Mathieu, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción Internacional de Equinor.

“Esta transacción fortalece la flexibilidad financiera de Equinor mientras evaluamos oportunidades en nuestros mercados internacionales estratégicos, donde prevemos un crecimiento sustancial hacia 2030. Al mismo tiempo, mantenemos nuestra opcionalidad a través de nuestras posiciones offshore en Argentina”, agregó.

Equinor está presente en el país desde 2017, ingresando a Vaca Muerta mediante un acuerdo de exploración conjunta con YPF en el activo Bajo del Toro y luego ampliando su cartera en 2020 con la adquisición de Bandurria Sur. La participación de Equinor en la producción de esta área promedió 24.400 barriles de petróleo equivalente (boe) por día en el tercer trimestre de 2025. Bajo del Toro, que aún se encuentra en una fase temprana de desarrollo, aportó 2.100 boe netos por día.

Luego de Argerich, el offshore busca una nueva etapa.

El corazón de las operaciones de Equinor

En 2019, Equinor sumó ocho licencias de exploración offshore a su cartera en la Cuenca Argentina Norte y en las cuencas australes de Malvinas y Austral. La evaluación del subsuelo está en curso para determinar el camino comercialmente más atractivo para la cartera offshore. Actualmente no existen compromisos de perforación en las licencias.

“Esta es una decisión impulsada para incrementar el valor de nuestra cartera internacional y para agudizar nuestro enfoque en Argentina”, señaló Chris Golden, vicepresidente senior para Estados Unidos y Argentina en Exploración y Producción Internacional de Equinor.

El antecedente en el Mar Argentino

Argerich significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN)-100 generó grandes expectativas en la industria hidrocarburífera para encontrar un nuevo polo productivo, pero los resultados no fueron los esperados.

Es que en junio de 2024, el pozo no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.

Los especialistas estimaban que había un 20% de probabilidades de encontrar petróleo en el proyecto Argerich. El número era bajo, pero elevado en los valores que se manejan dentro de la exploración offshore.

Asimismo, la perforación de este primer pozo en aguas profundas fue un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina.

Ahora, Equinor apuntará todos sus cañones a la exploración de sus áreas en el Mar Argentino teniendo en cuenta que el offshore es su core bussiness.

Vaca Muerta y el dilema exportador: potencial enorme, riesgo político persistente

Vaca Muerta enfrenta una tensión estructural en su política energética: necesita acelerar exportaciones para generar divisas y reducir subsidios, pero la incertidumbre política, fiscal y regulatoria frena inversiones estratégicas.

Esa tensión quedó expuesta en el informe Energy Insights del Baker Institute, que analiza la relación entre potencial exportador y riesgo político en jurisdicciones con recursos no convencionales. El documento concluye que la geología argentina es competitiva, pero las condiciones institucionales continúan siendo el talón de Aquiles.

Vaca Muerta aparece como el caso testigo de este dilema. Con reservas abundantes, aprendizajes operativos y costos decrecientes, podría posicionarse como proveedor regional y global de LNG. Sin embargo, el riesgo país, la volatilidad cambiaria y la fragilidad de reglas de largo plazo desalientan proyectos de inversión intensiva.

El informe describe una paradoja: aun con retornos teóricos atractivos, la exposición al riesgo político reduce la disposición del capital global a comprometer inversiones por décadas. La necesidad de dólares obliga a pensar en exportaciones; el riesgo institucional, en cautela.

Vista aumentó su producción en Vaca Muerta.

El potencial exportador de Vaca Muerta y su ventana temporal

El Baker Institute subraya que la demanda global de gas licuado podría crecer en las próximas dos décadas, antes de un eventual declive asociado con la transición energética. Para Argentina, esa ventana no es indefinida.

Los proyectos de licuefacción requieren inversiones multimillonarias, acuerdos contractuales estables y acceso garantizado a divisas para repago de deuda.

El informe advierte que mientras otros productores consolidan posiciones competitivas, países con recursos pero sin estabilidad institucional corren riesgo de perder la oportunidad. En ese escenario, el potencial exportador argentino se vuelve un activo condicionado por decisiones administrativas.

El crecimiento reciente de producción en Vaca Muerta demuestra capacidad técnica, pero el salto exportador exige infraestructura: gasoductos, plantas de LNG y regulaciones previsibles.

El tiempo aparece como variable crítica. Si Argentina no avanza antes de que la transición energética reduzca el horizonte del gas, el potencial se diluirá.

Vaca Muerta sumó más infraestructura.

Riesgo político: la variable que redefine las inversiones

El informe señala que el riesgo político impacta en cuatro dimensiones: acceso a divisas, continuidad contractual, volatilidad tributaria y controles a exportaciones.

Las empresas evalúan no solo retornos esperados, sino probabilidad de que esos retornos puedan realizarse. En ese sentido, un entorno regulatorio cambiante pesa más que la calidad geológica del recurso.

El riesgo país encarece financiamiento externo y eleva los costos de capital. Esto obliga a proyectos a requerir tasas de retorno más altas o contratos con garantías soberanas que Argentina históricamente evitó.

La incertidumbre electoral aumenta la percepción de riesgo. El informe indica que la falta de consensos políticos transversales limita la previsibilidad necesaria para inversiones con horizontes de 20 o 30 años.

Incluso con incentivos fiscales, la ausencia de estabilidad complica la viabilidad de grandes proyectos de LNG.

Infraestructura y estrategias para reducir riesgo

El Baker Institute plantea que algunos mecanismos podrían atenuar el riesgo político percibido. Entre ellos, se destacan contratos dolarizados con garantías internacionales, esquemas de gobernanza corporativa transparentes y participación de organismos multilaterales en financiamiento.

El desarrollo de infraestructura modular aparece como alternativa. Los sistemas FLNG, señala el informe, reducen costos hundidos porque permiten trasladar unidades ante cambios regulatorios. Esta flexibilidad mitiga el riesgo soberano y podría acelerar inversiones.

Los gasoductos internos y plantas de tratamiento también requieren planificación coordinada. La fragmentación de proyectos aumenta costos y multiplica riesgos. Un marco integral, independiente del ciclo electoral, es condición para atraer capital sostenido.

Los consensos legislativos, la independencia regulatoria y la estabilidad macro son elementos claves para reducir la percepción de riesgo en el sector del gas.

Loma Campana es uno de los bloques más productivos de Vaca Muerta. Neuquén sigue creciendo en producción.

Un camino posible para Argentina

El país enfrenta una disyuntiva histórica. Si logra reducir riesgo político y fortalecer instituciones, podría aprovechar el momento y consolidarse como exportador de LNG.

Si no lo hace, el potencial de Vaca Muerta permanecerá restringido a ciclos internos, sin acelerar el salto exportador.

El informe del Baker Institute enfatiza que cambiar la percepción internacional es tan importante como construir infraestructura. La credibilidad regulatoria, la estabilidad fiscal y el acceso garantizado a divisas son condiciones tan esenciales como el recurso geológico.

El potencial está. La oportunidad existe. Pero el riesgo político define el ritmo y la dirección de la inversión.

Ante esto, Argentina deberá optar entre continuidad estratégica o improvisación coyuntural. La respuesta marcará el futuro energético y macroeconómico del país.

Minería y glaciares: el Senado deja la definición para febrero

La Cámara Alta dio un paso clave para la reforma que más expectativas genera en la industria minera. Tras dos jornadas de discusión, la Comisión de Minería, Energía y Combustibles del Senado emitió dictamen favorable al proyecto que plantea modificaciones a la Ley de Glaciares, acercándolo a la instancia de media sanción.

El debate fue conducido por el presidente de la comisión, el senador por Catamarca Flavio Fama, y contó con intervenciones de representantes de provincias con actividad minera, funcionarios del Poder Ejecutivo, cámaras empresariales, especialistas y organizaciones ambientalistas. La diversidad de voces reflejó las tensiones entre desarrollo productivo y protección ambiental.

La continuidad del tratamiento quedó suspendida debido a las restricciones de agenda legislativa asociadas al debate del Presupuesto 2026. En este contexto, la votación quedaría pendiente hasta después del 10 de febrero y requerirá una nueva convocatoria a sesiones extraordinarias.

Fama remarcó que “es posible cuidar el ambiente sin frenar el desarrollo”, y destacó la necesidad de consensos federales que atiendan las realidades de las provincias. La iniciativa incorpora dos modificaciones centrales respecto del marco vigente.

Por un lado, redefine el alcance de las áreas protegidas, restringiendo la prohibición de actividad en glaciares y zonas periglaciares únicamente a aquellos cuerpos de hielo que cumplan funciones hídricas estratégicas. Uno de los argumentos principales es que, a 15 años de la aprobación de la ley, el Instituto Nacional responsable del inventario apenas completó la primera etapa y no avanzó en la evaluación del impacto hídrico.

El proyecto también transfiere a las provincias la responsabilidad de delimitar estas áreas, con el objetivo de agilizar los estudios y avanzar en autorizaciones ambientales. Esa potestad responde a un reclamo recurrente de los gobernadores de distritos mineros, que cuestionan la incertidumbre legal vigente. El sanjuanino Marcelo Orrego consideró que la norma actual presenta “imprecisiones que generan interpretaciones distorsivas” e impiden un desarrollo sostenible.

Desde Catamarca, el gobernador Raúl Jalil sostuvo que la minería es clave en la transición energética y afirmó que los procesos para aprobar informes de impacto ambiental deben acelerarse. Las autoridades provinciales insisten en reducir la ambigüedad normativa para establecer con precisión dónde está permitida la exploración y dónde rige la prohibición.

El sector empresario también respaldó el proyecto. Desde CAMARCO señalaron que una redacción que dé certeza jurídica permitirá avanzar con responsabilidad ambiental y garantizar la protección del recurso hídrico, al tiempo que abre oportunidades de empleo en las economías regionales.

El debate seguirá abierto, con posturas encontradas sobre los riesgos ambientales y la necesidad de inversiones en un sector considerado estratégico para la transición energética global. El tratamiento legislativo en 2026 será decisivo para el futuro del marco regulatorio minero en Argentina.

Nación analizará incluir las inversiones para el upstream de Vaca Muerta en el RIGI

La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El principal objetivo es impulsar el desarrollo de Vaca Muerta.

Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.

El mandatario también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).

“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.

 

Vaca Muerta como punta de lanza

Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.

Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.

Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.

“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.

El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.

“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.

 

El futuro

Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.

“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.

GeoPark consideró que Parex subvaluó sus reservas

GeoPark salió a responder públicamente tras la decisión de Parex Resources de suspender las conversaciones para una posible adquisición. La empresa latinoamericana afirmó que actuó “de buena fe” durante más de seis semanas, aportando información técnica y financiera que justificaba un valor superior al ofrecido inicialmente.

Según la compañía, la propuesta de Parex del 4 de septiembre de 2025, de US$9 por acción, no contempló el crecimiento reciente ni la adquisición en Vaca Muerta, anunciada apenas semanas después. GeoPark insistió en que cualquier oferta creíble debe partir de un monto “de doble dígito”.

En un comunicado difundido desde Bogotá, GeoPark recordó que su directorio siempre está dispuesto a analizar alternativas que maximicen el valor para sus accionistas, pero remarcó que la oferta de Parex subvaluaba significativamente los activos actuales y el potencial futuro.

Neuquén aprobó la llegada de Geopark a Vaca Muerta.

Un paquete de información incremental que Parex no valorizó

Durante el proceso de diálogo, GeoPark abrió un data room virtual y habilitó reuniones entre los equipos directivos de ambas compañías. Allí, según explicó, entregó información técnica no pública que mostraba una empresa con más reservas, mejores perspectivas y un portafolio diversificado en expansión.

La incorporación del informe de reservas 2025 fue uno de los puntos centrales. El documento certificó un aumento del 38% interanual en reservas 2P, alcanzando 121 millones de barriles equivalentes, impulsado por operaciones en Colombia y por el nuevo activo argentino. Esto implicó una mejora del 48% respecto del nivel disponible cuando Parex hizo su oferta.

GeoPark también compartió datos que respaldan cerca de 18 millones de barriles adicionales de reservas riesgo en los bloques Llanos 34 y 123, aún pendientes de certificación. El informe incluyó, además, una suba del 22% en el petróleo original en sitio (OOIP) del Llanos 34, equivalente a 206 millones de barriles.

Otro punto clave fue la integración de la operación de Vaca Muerta, que aportó 37 millones de barriles equivalentes en reservas 2P y extendió el índice de vida de reservas a 12,7 años. Para reforzar la transparencia hacia el mercado, GeoPark publicó su Reserves Report 2025 y las proyecciones 2026-2028.

Por qué el directorio rechazó la oferta de Parex

El directorio de GeoPark ya había descartado oficialmente la propuesta de Parex el 29 de octubre, por considerarla insuficiente. El proceso de revisión incluyó la formación de un Comité Especial de directores independientes para evaluar alternativas, desde una mejora de oferta hasta opciones estratégicas adicionales.

La empresa señaló que Parex mostró interés únicamente en los activos colombianos, descartando los argentinos por su falta de experiencia en recursos no convencionales y su visión negativa respecto a operar en Argentina. Para GeoPark, estas limitaciones explican por qué Parex no pudo reflejar el verdadero valor de su portafolio regional.

El desencanto final llegó el 1 de diciembre, cuando el CEO de Parex comunicó que la empresa no consideraba elevar su oferta más allá de los US$9 por acción. A partir de ese momento, GeoPark abrió una comunicación directa con el directorio de Parex para que reconsiderara su posición.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

Perspectivas: más EBITDA, menos deuda y dos motores de crecimiento

De cara a los próximos años, GeoPark proyecta más crecimiento. La compañía espera duplicar su EBITDA ajustado hacia 2028 gracias a una combinación de mayor producción, flujo de caja y diversificación geográfica.

En Colombia, el foco seguirá puesto en maximizar la producción y el cash flow del bloque Llanos 34 y otros activos estratégicos. GeoPark destacó que 2025 fue más sólido de lo previsto y que la producción alcanzó un punto de inflexión positivo antes de lo esperado. El crecimiento vendrá de técnicas de recuperación mejorada, optimización de base y resultados recientes de pozos.

En Argentina, el motor será Vaca Muerta. La compañía acelerará la perforación en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, con el objetivo de generar un salto en producción y caja. Para 2028, la formación no convencional neuquina se convertirá en una plataforma central dentro del portafolio de GeoPark.

La empresa reiteró que permanece abierta a recibir propuestas, siempre y cuando reflejen adecuadamente su valor actual y su potencial de largo plazo.

Enap anticipa nuevos convenios con Vaca Muerta

La firma del mayor contrato en la historia de Enap marcó un antes y un después para las relaciones energéticas entre Chile y Argentina. El acuerdo, sellado el miércoles 3 de diciembre en Buenos Aires, garantiza que el 35% del crudo que consume el país trasandino provendrá de Vaca Muerta, un hito celebrado por ambas naciones.

Julio Friedmann, CEO de la estatal chilena, viajó especialmente para cerrar el entendimiento con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor. En diálogo con La Tercera, el ejecutivo no solo destacó el impacto económico y logístico del convenio, sino que anticipó un panorama con más contratos futuros entre Enap y las operadoras del shale argentino.

Asimismo, el ejecutivo subrayó que Chile todavía no olvida la crisis del gas de 2004. Para Friedmann, ese antecedente sigue condicionando cualquier decisión estratégica y obliga a mantener un plan B que garantice abastecimiento incluso ante interrupciones imprevistas.

Un cambio estructural en el abastecimiento de Enap

Friedmann recordó que, hasta ahora, todo el crudo procesado en Chile llegaba por barco desde Brasil, Ecuador o Estados Unidos. Dependían de licitaciones internacionales, de los tiempos de cada proveedor y del costo logístico de mover cargamentos completos hasta los terminales de Quintero y San Vicente.

El esquema cambiará de raíz. El nuevo contrato permitirá que unos 70 mil barriles diarios lleguen directamente desde Vaca Muerta por el Oleoducto Trasandino, que conecta Neuquén con la refinería de Enap en Biobío. Esa cifra equivale al 35% del consumo anual de la empresa, un volumen sin precedentes en la historia energética chilena.

El CEO explicó que la referencia de precios será el marcador internacional de Puerto Rosales, al que se sumarán ajustes logísticos y de calidad. De esta manera, la empresa accede a valores transparentes que ya no dependen del mercado spot, como ocurrió en los últimos meses.

La rehabilitación del oleoducto fue clave. Luego de 17 años de inactividad, su puesta a punto demandó dos años de trabajo y permitió iniciar pruebas con un 5% del abastecimiento antes de avanzar al 35% actual. Con el contrato firmado, el ahorro proyectado es de un dólar por barril, lo que equivale a unos 70 millones de dólares anuales.

Para una compañía que atravesó largos períodos de pérdidas, es un impacto significativo. Friedmann subrayó que Enap enfrenta costos crecientes en servicios, mantenimiento y mano de obra, por lo que contar con un volumen estable y más económico representa un alivio financiero estratégico.

Vista compró el 50% de la participación de Petronas en La Amarga Chica

Chile avanza con nuevos contratos, pero no olvida la crisis del gas de 2004

Cuando se le preguntó por el futuro, Friedmann fue claro: este contrato es solo el primero. Vaca Muerta continúa expandiéndose y nuevas empresas se suman a su desarrollo. El directivo sostuvo que las cuatro operadoras actuales podrían incluso aumentar su producción y ofrecer más crudo en los próximos años.

El CEO aseguró que Enap está abierta a avanzar con nuevos contratos si las condiciones se mantienen estables y ponderó que Argentina tiene capacidad para convertirse en un proveedor clave del Cono Sur durante las próximas décadas.

Sin embargo, la memoria energética chilena tiene cicatrices profundas. Friedmann mencionó, sin rodeos, la crisis del gas de 2004, cuando Argentina interrumpió abruptamente los envíos a Chile tras declarar una “fuerza mayor” que él califica como injustificada. Aunque el país disponía de gas, priorizó el abastecimiento de Buenos Aires ante temores sociales y políticos.

Ese antecedente condiciona cualquier negociación actual. “Hemos aprendido de la historia”, remarcó. Por eso diseñaron un plan de contingencia que permite a Chile volver a la importación marítima inmediata en caso de un corte sorpresivo. También construyeron dos estanques de 50 mil metros cúbicos que fortalecen la capacidad de almacenamiento y brindan mayor resiliencia ante imprevistos.

El contrato, además, está firmado bajo ley de Nueva York y contempla multas por incumplimiento por parte de las compañías argentinas. Friedmann enfatizó que, a diferencia del gasoducto en 2004, la figura de “fuerza mayor política” está expresamente incluida como causal de incumplimiento, lo que obliga a los cargadores a mantener el flujo salvo circunstancias extremas y verificables.

La visión del CEO: integración energética, costos competitivos y más acuerdos en camino

Para Enap, el acuerdo no solo significa ahorro y estabilidad, sino también una apuesta estratégica a la integración energética entre ambos países. Friedmann remarcó que Vaca Muerta ofrece crudos de alta calidad, volumen disponible y costos competitivos que permiten planificar a largo plazo.

El ejecutivo reconoció que el abastecimiento internacional por barco seguirá siendo una pata importante del esquema chileno, pero destacó que la diversificación es la mejor herramienta para evitar crisis como la de hace dos décadas. Con Vaca Muerta, Chile suma una fuente cercana, confiable y con un oleoducto operativo que reduce riesgos logísticos.

Sobre los próximos pasos, explicó que Enap mantendrá conversaciones permanentes con nuevas operadoras. Su expectativa es que la integración energética continúe creciendo, siempre bajo marcos contractuales sólidos y con garantías suficientes para ambos lados de la cordillera.

El acuerdo actual, dijo, marca solo el comienzo de una nueva etapa. “Este es el primer contrato”, insistió, dejando claro que Enap ya mira hacia los próximos desarrollos que pueda ofrecer el shale argentino.

PCR desembarca en EEUU con la compra de un proyecto shale en Oklahoma

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) oficializó su llegada a Estados Unidos con la adquisición de una participación promedio del 15% en Cherokee, un proyecto de hidrocarburos no convencionales ubicado en la cuenca Anadarko, en el condado de Roger Mills, en Oklahoma. La operación marca un antes y un después para la compañía, que acelera así su proceso de expansión internacional.

El anuncio fue comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), donde la empresa explicó que la adquisición se realizó a través de su subsidiaria PCR Energy OK LLC. La compañía destacó que el activo se encuentra orientado a la producción de shale oil y shale gas, dos segmentos estratégicos para su crecimiento futuro.

Según informó PCR, Cherokee es operado por la estadounidense Upland Exploration LLC y reúne condiciones geológicas y de infraestructura que lo convierten en un proyecto de escala relevante dentro del mapa energético de Estados Unidos. La incorporación de este activo posiciona a la empresa argentina dentro de uno de los mercados más competitivos y maduros del mundo.

La producción de petróleo alcanzó un hito histórico en 20 años.

Un activo con escala, pozos existentes y un plan de perforación ambicioso

De acuerdo con la documentación presentada, el proyecto abarca aproximadamente 66.700 acres minerales. Cuenta actualmente con seis pozos perforados y uno en ejecución, lo que permite a PCR acceder de manera inmediata a información productiva y operativa clave para su modelo de expansión.

El plan del operador prevé la perforación de 60 pozos adicionales durante los próximos cuatro años. Esta hoja de ruta coloca a Cherokee en una fase de crecimiento acelerado, con potencial para incrementar significativamente su producción de crudo y gas no convencional.

PCR destacó que el reservorio presenta niveles de productividad alentadores, un punto determinante para la decisión de inversión. La presencia de infraestructura cercana y un ecosistema energético desarrollado en la región permiten avanzar con eficiencia en cada etapa del proyecto.

Un paso estratégico en la internacionalización de PCR

La compañía remarcó que esta adquisición constituye “un hito en el proceso de expansión internacional”, al permitirle acceder a un activo de calidad en un mercado altamente competitivo. La apuesta por Estados Unidos se alinea con una estrategia más amplia de diversificación y crecimiento que PCR viene ejecutando en distintos frentes.

El desembarco en Oklahoma llega en un momento en que la empresa muestra una evolución sostenida tanto en energías renovables como en operaciones de hidrocarburos en Argentina. En los últimos meses, PCR inauguró junto a ArcelorMittal Acindar el primer parque híbrido eólico-solar del país, ubicado en Toro Negro, San Luis. Ese desarrollo combina 112 MW de energía eólica y 18 MW solares, totalizando 130 MW de capacidad instalada.

La compañía también profundiza inversiones en Mendoza, especialmente en el yacimiento Llancanelo, donde ejecuta una campaña de perforación orientada al desarrollo de crudo extrapesado. Allí, recientemente se completó un pozo de más de 2200 metros y se avanza con un segundo, como parte de un plan que prevé cinco pozos durante 2025.

Estas inversiones, complementarias pero independientes del proyecto en Estados Unidos, muestran una empresa en expansión simultánea en producción, infraestructura y energías limpias.

PCR se quedó con los clúster Llancanelo.

Relevancia estratégica para el futuro de la compañía

La operación confirma un cambio de escala en PCR. El ingreso a un activo shale en Estados Unidos no solo amplía su portafolio, sino que instala a la empresa dentro de un circuito productivo global que combina know how, inversión y acceso a mercados de hidrocarburos de alta competitividad.

La compañía resaltó ante la CNV que el activo adquirido ofrece un potencial atractivo y se adapta a su estrategia de crecimiento. Con el plan de perforación previsto y la estructura operativa ya existente, PCR incorporará información, experiencia y flujo productivo en un mercado clave para la evolución tecnológica del sector.

Este movimiento, sumado a sus inversiones recientes en Argentina, proyecta un 2026 con dinamismo para la empresa y consolida su posición como uno de los actores privados argentinos con mayor expansión en la industria energética.

Genneia abastecerá el 80% de la energía de las plantas de Coca-Cola

En un encuentro realizado en las oficinas de Coca-Cola Argentina, se concretó una alianza estratégica entre la compañía líder de bebidas y Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina.

El acuerdo permitirá abastecer la planta de concentrados de la compañía en la Ciudad de Buenos Aires y su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólicas y solares, reemplazando cerca del 80% del consumo energético anual. Dicha energía proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.

El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.

Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.

“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa.”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

En tanto, Leonardo Garcia, Gerente General de Argentina y Uruguay manifestó: “En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía”.

Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.

La producción de gas creció 3,1% y el shale ya explica más de la mitad

La producción de gas natural en Argentina mostró un desempeño positivo durante 2025. En septiembre, el volumen alcanzó los 147 MMm3/d, lo que representó un aumento del 3,1% respecto del mismo mes del año anterior. Este crecimiento se apoyó especialmente en el aporte del shale gas, que amplió su participación dentro del total nacional entre enero y septiembre.

El promedio acumulado de los primeros nueve meses del año llegó a 146,5 MMm3/d. El dato confirmó una tendencia ascendente que se consolidó a partir del aumento de la producción local y del avance sostenido del desarrollo no convencional. La estabilidad productiva también estuvo asociada a la mayor eficiencia operativa y al comportamiento de áreas clave dentro de la Cuenca Neuquina.

Entre enero y septiembre de 2025, el shale gas alcanzó una participación del 53% sobre la producción nacional de gas. Este nivel representó un incremento de tres puntos porcentuales respecto del mismo período de 2024 y reafirmó el rol del shale como principal motor de crecimiento dentro del sector energético.

Una parte de este avance se vinculó al aumento del gas asociado, que mostró un impulso mayor en varias áreas productivas. También se sumó la incorporación de nuevos pozos conectados en Vaca Muerta, que aportaron al incremento general pese a que la actividad mostró una ligera contracción en relación con el año previo.

El shale gas de Vaca Muerta sigue escribiendo historia.

El invierno marcó nuevos picos 

Durante el invierno 2025, la oferta total de gas natural alcanzó los 175 MMm3/d. El volumen implicó un incremento interanual del 2,7% y se logró principalmente gracias al crecimiento de la producción local, que sumó 8 MMm3/d adicionales respecto de 2024. La participación de las importaciones desde Bolivia fue mínima, lo que llevó la incidencia del gas nacional a más del 90% del total.

En julio se verificó un récord histórico, con una producción local que alcanzó los 161 MMm3/d. Ese comportamiento marcó un punto de inflexión, ya que permitió atender la demanda estacional en un período de consumo elevado. Este rendimiento se potenció gracias al aporte del shale, cuyo crecimiento interanual fue del 9% en agosto, impulsado por el incremento del gas asociado.

En Vaca Muerta, la actividad se mantuvo dinámica aunque con diferencias según las áreas. Entre enero y septiembre se conectaron 60 pozos gasíferos, doce menos que en igual período de 2024. Aun así, la cantidad de pozos permitió sostener los niveles de producción no convencional y mantener la tendencia ascendente del shale.

Aguada Pichana Oeste es una de las naves insignia de PAE en Vaca Muerta.

El gas de la Cuenca Neuquina

La Cuenca Neuquina volvió a consolidar su peso dentro de la oferta de gas del país. En septiembre de 2025, la producción llegó a 100 MMm3/d, mientras que el promedio de los primeros nueve meses alcanzó 106 MMm3/d, un 3,7% más que el año anterior. Estos niveles se sostuvieron gracias al avance del shale, que explicó el 74% de la producción de la cuenca durante el período.

El crecimiento interanual del shale dentro de la Cuenca Neuquina fue de cinco puntos porcentuales comparado con 2024 y mostró un salto considerable frente a 2019. La expansión estuvo asociada al aumento del gas seco y, especialmente, al crecimiento del gas asociado, que durante el invierno se incrementó un 32%. En contraste, la producción convencional tuvo una contracción del 10%.

Durante el invierno, la cuenca registró su propio máximo, alcanzando los 118 MMm3/d, lo que significó un incremento interanual del 4,1%. Este desempeño reforzó la relevancia del desarrollo no convencional, que siguió siendo el principal sostén de la oferta local en un contexto de alta demanda y bajos niveles de importación.