Seguridad jurídica y competitividad, las claves para impulsar las inversiones

Líderes de asociaciones energéticas de la región advirtieron que la principal barrera para atraer inversiones no es el contexto global, sino la falta de previsibilidad, competitividad y consensos internos, en un escenario donde el potencial energético de América Latina sigue sin traducirse en desarrollo sostenido, en el marco de la tercera jornada de la Conferencia Arpel 2026 que se desarrolla en Buenos Aires.

Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), sostuvo que “la soberanía nacional se define en gran parte por la soberanía energética” y alertó que “en algunos países habíamos perdido la pelea de la narrativa política”.

En la misma línea, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, señaló que la incertidumbre está “muy asociada a las reglas de juego”, mientras que Roberto Ardenghy, CEO del IBP de Brasil, afirmó que “la industria es muy fuerte y muy preparada” y que la transición energética “no es un fenómeno únicamente ambiental sino también económico”.

Desde Argentina, Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, remarcó que “tenemos que ser extremadamente competitivos” y que el eje es el “respeto al inversor”.

Asimismo, Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), advirtió que la inestabilidad política frena el desarrollo, mientras que Raúl García Carpio, Gerente de Hidrocarburos de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía de Perú (SNMPE), alertó que “desde 2010 no se actualiza la política energética nacional”.

En conjunto, los panelistas coincidieron en que, sin reglas estables, seguridad jurídica y visión de largo plazo, la región difícilmente podrá convertir su potencial energético en inversiones concretas y en los países en los que se está implementando la receta correcta, los resultados se están materializando; referido principalmente a Argentina y Brasil.

Riesgos globales y presión regulatoria marcan el escenario energético

Referentes globales del sector están de acuerdo en que el mundo enfrenta un escenario de mayores riesgos geopolíticos y regulatorios, que obliga a sostener inversiones tanto en hidrocarburos como en nuevas tecnologías. Carlos Garibaldi (Arpel) cuestionó enfoques simplistas al afirmar que “la reducción no es solución”, mientras Elizabeth Komiskey (IOGP) pidió una visión más práctica centrada en garantizar el acceso a la energía.

Jennifer Miskimins (SPE) alertó que “estamos experimentando el riesgo ahora mismo”, con un entorno más inestable, mientras Andrea Stegher (International Gas Union) reclamó regulaciones realistas y defendió la sostenibilidad como vía para “reducir la pobreza a través de la energía”.

En tanto, Brian Sullivan (Ipieca) advirtió sobre la volatilidad política y destacó la necesidad de recalibrar inversiones, subrayando que no se puede subestimar el rol de la energía en el progreso. En conjunto, el panel coincidió en que la seguridad energética, la estabilidad regulatoria y el pragmatismo serán claves para enfrentar un contexto global cada vez más incierto.

Inteligencia artificial: energía, trabajo y rentabilidad

Delfina Arambillet, de Globant, advirtió que el avance de la inteligencia artificial plantea al sector energético el desafío de abastecer una mayor demanda de energía y, al mismo tiempo, lograr que su adopción genere valor real.

Señaló que, aunque el 88% de las empresas ya usa IA, solo el 39% ve impacto en su rentabilidad —y muy limitado—, lo que evidencia problemas de implementación más que de acceso.

En ese marco, planteó la necesidad de aplicar la IA con estrategia, gobernanza y criterios éticos, y alertó que su avance obliga a rediseñar el trabajo, con humanos enfocados en supervisar sistemas, mientras las empresas aún están rezagadas en adaptar sus modelos para aprovechar su potencial.

Futuro del trabajo: jóvenes, universidades y empresas

La formación y el empleo de nuevos profesionales en un sector energético en plena transformación tecnológica fueron abordados en tres paneles desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes.

El auditorio reunió a representantes académicos de cinco universidades, líderes de talento humano y profesionales emergentes, quienes compartieron visiones sobre los desafíos tecnológicos y culturales del futuro laboral en la industria. “Los jóvenes no solo quieren un trabajo, buscan un propósito”, fue una de las principales conclusiones.

Riesgos climáticos: gestión, estrategia y resiliencia

Las empresas energéticas de la región están acelerando la incorporación de riesgos climáticos físicos en sus operaciones, con foco en lluvias extremas, sequías y degradación de infraestructura, coincidieron Diego Agrelo (YPF), Andrés Mendizábal (TGP), Geonavis Hernández (Ecopetrol) y Laura Kennett (Grupo Rosen), durante el panel moderado por Irene Alfaro.

Los panelistas coincidieron en que la resiliencia operativa requiere integrar datos, planificación y decisiones de inversión, priorizando riesgos materiales y fortaleciendo capacidades de monitoreo, predicción y respuesta. Entre las principales recomendaciones destacaron institucionalizar la gestión climática de forma transversal, involucrar a la alta dirección, mejorar la calidad y disponibilidad de datos y utilizar estos análisis como herramientas de gestión para garantizar la continuidad operativa en un contexto climático cada vez más exigente.

Cómo el gas de Vaca Muerta puede transformar el mapa energético de Sudamérica

Vaca Muerta, junto con otros grandes recursos gasíferos de la región, podría convertirse en uno de los principales motores de una nueva etapa de integración energética latinoamericana, de acuerdo con el reporte “Oportunidades para el desarrollo del gas en América Latina y el Caribe”, presentado durante la Conferencia ARPEL 2026.

El estudio fue elaborado de manera conjunta por la Unión Internacional del Gas (IGU), la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL) y la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE). El documento analiza el papel que puede desempeñar el gas natural en la transición energética regional.

A pesar de contar con abundantes recursos, América Latina y el Caribe representaron apenas el 5% de la producción mundial de gas durante 2024. Según el informe, existe una amplia brecha entre el potencial geológico de la región y el nivel de aprovechamiento de esos recursos.

Infraestructura e inversiones para conectar la región

Para avanzar en una mayor integración energética, el reporte estima que serán necesarias inversiones superiores a US$ 10.000 millones destinadas a la construcción y ampliación de gasoductos de integración regional. La infraestructura aparece como uno de los principales desafíos para aprovechar el potencial gasífero existente.

El documento también advierte que la movilización de capital público y privado requerirá condiciones regulatorias estables. Según el análisis, los marcos jurídicos, los esquemas de financiamiento y las reglas del sector deberán mantenerse más allá de los ciclos políticos para atraer inversiones de largo plazo.

Dentro de ese escenario, las reservas de Vaca Muerta, los desarrollos offshore convencionales y los yacimientos presalinos de Brasil son señalados como activos capaces de impulsar una nueva fase de expansión energética en el Cono Sur. A ellos se suman las capacidades productivas de Venezuela, Bolivia, Perú y Trinidad y Tobago, además de las oportunidades exploratorias en Guyana y Surinam.

Beneficios para Argentina y los países vecinos

El informe sostiene que el crecimiento de la producción de gas argentino podría generar beneficios directos para Argentina mediante una reducción de las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y un aumento de las exportaciones energéticas. El documento plantea además que el país podría fortalecer su presencia en el mercado global de GNL.

A nivel regional, el reporte identifica oportunidades para distintos países. Brasil podría acceder a una fuente de energía más competitiva para sostener procesos de industrialización, mientras que Bolivia tendría la posibilidad de monetizar infraestructura de transporte actualmente subutilizada.

Para Chile y Uruguay, el acceso al gas proveniente de Argentina podría representar una alternativa de menor costo frente al GNL importado. De esta manera, la integración energética aparece como una herramienta para mejorar la competitividad y la seguridad del abastecimiento regional.

El gas como herramienta para reducir emisiones

Uno de los ejes centrales del documento es el papel del gas natural en los procesos de descarbonización. Según datos citados del IPCC, la sustitución de combustibles de mayor intensidad de carbono por gas permite reducciones significativas de emisiones en la generación eléctrica.

El reporte indica que el reemplazo del diésel puede disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero en aproximadamente un 24%, mientras que la sustitución del fuel oil alcanza una reducción cercana al 28%. En el caso del carbón, la baja puede llegar al 42% por unidad de energía primaria.

Además, el estudio destaca que el gas funciona como respaldo para las energías renovables, especialmente las fuentes variables como la solar y la eólica. Como ejemplo menciona la crisis hídrica registrada en Brasil durante 2021, cuando la generación eléctrica a gas debió incrementarse para evitar interrupciones en el suministro.

Transporte, desarrollo económico y acceso a la energía

La dependencia de combustibles líquidos sigue siendo elevada en varios países de América Central y el Caribe. Naciones como Granada, Haití, Barbados, Cuba, Nicaragua, Belice, Guyana y Surinam obtienen más del 50% de su electricidad a partir de derivados del petróleo.

En esos mercados, la incorporación del gas natural podría generar beneficios ambientales y económicos de manera relativamente rápida, sin exigir transformaciones estructurales profundas en los sistemas eléctricos. El informe considera que esta sustitución representa una de las oportunidades más inmediatas para avanzar en la transición energética.

En el sector del transporte pesado, el documento identifica al Gas Natural Comprimido (GNC) y al Gas Natural Licuado (GNL) como alternativas disponibles para reducir emisiones. Según el análisis, el cambio hacia estos combustibles puede disminuir alrededor de un 20% las emisiones respecto de otras opciones tradicionales.

Vaca Muerta y las nuevas oportunidades energéticas

Desde la perspectiva económica, la monetización de las reservas de gas de Vaca Muerta permitiría incrementar exportaciones, reducir importaciones energéticas y fortalecer las balanzas comerciales de distintos países. El reporte también vincula el acceso a energía asequible con mejoras en indicadores sociales.

Como ejemplo, menciona el caso de Colombia, donde el Índice de Pobreza Energética Multidimensional elaborado por Promigas registró una reducción de la pobreza energética entre 2022 y 2024. Según los datos citados, unas 300.000 personas dejaron de encontrarse en esa situación durante ese período.

El documento también destaca el potencial de los gases renovables, particularmente el biometano, como complemento del desarrollo gasífero regional. Según el informe, su integración permitiría generar nuevas fuentes de ingresos en zonas rurales, mejorar la gestión de residuos y aprovechar la infraestructura existente para reducir emisiones y ampliar el acceso a la energía.

Cacciola: “La oportunidad para desarrollar la minería en Argentina es ahora”

La minería atraviesa un escenario más favorable que el de un año atrás, impulsada por la implementación del RIGI y los recientes cambios regulatorios vinculados a la Ley de Glaciares. Así lo planteó el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, durante una jornada sobre competitividad de la cadena de valor minera.

El dirigente empresario consideró que el sector logró posicionarse en un lugar diferente dentro de la agenda económica nacional. “Hoy el sector está bastante mejor que hace un año porque se ha avanzado con los proyectos del RIGI y la reciente modificación de la Ley de Glaciares”, sostuvo Cacciola frente a empresarios y representantes de proveedores.

Además, remarcó que estos avances deben ser interpretados como señales positivas para el desarrollo de nuevas inversiones. Según explicó, la consolidación de reglas más claras y previsibles es uno de los factores que pueden permitir que la minería gane escala y mejore su competitividad frente a otros mercados internacionales.

Río Negro busca impulsar la minería.

Proveedores y estándares internacionales

Uno de los ejes centrales de la exposición estuvo enfocado en el desarrollo de proveedores mineros. Para Cacciola, las compañías demandan estándares internacionales de operación y seguridad que deben ser cumplidos por toda la cadena de valor para poder integrarse al negocio.

El presidente de CAEM explicó que las empresas buscan “estándares de clase mundial” y aclaró que no se trata únicamente de una discusión vinculada a costos o precios. “Esto no es una cuestión de precio, es una cuestión de riesgo bajo”, afirmó durante su exposición.

En ese sentido, vinculó la competitividad con la necesidad de alcanzar niveles de “cero accidentes”, avanzar en certificaciones y profundizar procesos de digitalización y automatización. También sostuvo que las exigencias que se aplican a las empresas mineras deben extenderse de igual manera a los proveedores locales.

Educación, ciencia e integración regional

Cacciola también destacó la necesidad de fortalecer el vínculo entre la industria, el sistema educativo y el sector científico. A su entender, la formación técnica y la innovación serán determinantes para que Argentina pueda desarrollar proveedores capaces de competir en proyectos de gran escala.

“Nos tenemos que poner a trabajar y no hay otro camino”, señaló el titular de la cámara minera, quien insistió en la importancia de concentrarse en los temas estructurales que condicionan el crecimiento de la actividad en el país.

Otro de los puntos que remarcó fue la necesidad de lograr una verdadera integración federal minera. Para Cacciola, el desafío pasa por garantizar que el desarrollo de la actividad tenga impacto concreto en las comunidades y regiones donde se ejecutan los proyectos extractivos.

La Mesa Federal Minera y el reclamo tributario

En ese marco, recordó el lanzamiento de la Mesa Federal Minera realizado el 7 de mayo en San Juan. Según explicó, el objetivo será elaborar un documento consensuado que permita definir prioridades y ordenar el trabajo conjunto entre provincias, empresas y proveedores.

El dirigente señaló que uno de los principales temas será revisar la carga impositiva que enfrentan las compañías. “Las provincias van a tener que hacer un esfuerzo para que las empresas puedan competir”, advirtió al referirse al peso de Ingresos Brutos, sellos y tasas municipales.

Para Cacciola, cumplir con estándares internacionales no alcanza si luego la estructura tributaria termina afectando la competitividad. “No sirve cumplir con los estándares si después con la carga tributaria no somos competitivos; no nos van a contratar”, sostuvo.

El desafío social de la minería

El presidente de CAEM también planteó que la expansión de la actividad traerá aparejados nuevos conflictos sociales y económicos. En ese contexto, consideró que la capacidad para administrar y resolver esas tensiones será clave para consolidar el crecimiento del sector.

“Las crisis del crecimiento van a traer conflicto”, afirmó Cacciola, quien remarcó que el éxito de la industria dependerá de la forma en que se enfrenten esos desafíos y de la capacidad para generar beneficios visibles en términos de empleo y desarrollo regional.

Finalmente, el dirigente volvió a insistir en que la minería argentina todavía enfrenta el desafío de consolidar legitimidad social. “Si no hacemos las cosas bien, la gente se va a aburrir de nosotros”, advirtió. Y concluyó con una definición que buscó transmitir urgencia: “Hay que ponerse a trabajar y la oportunidad es ahora”.

El impacto de Llancanelo en la estructura de PCR

Llancanelo se consolidó como el motor del crecimiento productivo de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR). Así quedó reflejado en el reporte de resultados de la compañía correspondiente al primer trimestre de 2026.

El documento reflejó un cambio estratégico hacia la extracción de crudo pesado en la provincia de Mendoza. Mientras los activos tradicionales declinaron, el bloque Llancanelo resultó fundamental para sostener los niveles operativos de la compañía. La producción de petróleo en Llancanelo alcanzó los 28.262 metros cúbicos, logrando un incremento del 34,58% interanual.

La firma destacó que estas áreas adquiridas en 2024 ofrecieron importantes oportunidades para el desarrollo y exploración de reservas. Al cierre del periodo previo, el activo contabilizó más de 3,4 millones de barriles en existencias certificadas. “Presenta importantes oportunidades de desarrollo“, afirmaron los directivos de PCR al analizar el potencial geológico mendocino.

Despliegue técnico en Malargüe y nuevos pozos

Durante el primer trimestre, la compañía ejecutó dos tareas de reparación de pozos en el área Llancanelo. Estas intervenciones técnicas buscaron maximizar la recuperación secundaria y elevar los volúmenes de crudo pesado comercializados. Asimismo, el equipo de perforación inició los trabajos para cumplir con una ambiciosa meta de cinco pozos nuevos previstos.

La estrategia en Mendoza buscó compensar la fuerte caída registrada en los yacimientos de la zona de Malargüe. En ese distrito, la producción total retrocedió un 42% respecto al mismo trimestre del año anterior. Sin embargo, la eficiencia operativa en Llancanelo permitió que el balance final mostrara una resiliencia superior a la esperada.

La empresa también gestionó ante el gobierno provincial una solicitud para reducir el esquema de regalías petroleras. Esta medida resultó clave para incentivar las inversiones necesarias y acelerar el desarrollo del campo hidrocarburífero. La meta de la operadora fue garantizar la sostenibilidad económica de sus proyectos de explotación a largo plazo.

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El cese de actividades en la provincia de La Pampa

En contraposición al éxito mendocino, la actividad en la provincia de La Pampa se detuvo completamente durante este periodo. La petrolera reportó que no se registraron nuevas perforaciones de pozos en ninguna de sus áreas pampeanas. El yacimiento El Medanito lideró este retroceso con una baja del 16,60% en su volumen de extracción trimestral.

La decisión de paralizar las inversiones respondió a la inminente finalización del contrato de concesión en junio de 2026. Según fuentes oficiales, resultó antieconómico continuar con la perforación de pozos ante la falta de una prórroga acordada. Esta situación administrativa afectó directamente la producción acumulada de crudo.

Los activos de Jagüel de los Machos también sufrieron el impacto del declive natural y la falta de estímulos. La extracción de petróleo disminuyó un 30,55% interanual, mientras que el gas retrocedió un 6,12%. Ante este escenario, la compañía redirigió su capital de inversión hacia activos con mayor horizonte de rentabilidad inmediata.

Contexto global y precios de exportación de energía

El panorama internacional estuvo marcado por el conflicto bélico en Medio Oriente y la volatilidad del Brent. Los precios globales superaron los 90 dólares por barril, beneficiando la rentabilidad de las exportaciones de energía. Bajo esta coyuntura, la empresa despachó al exterior 156.971 barriles con un precio promedio ponderado de 58,710 dólares.

A nivel local, el crudo tipo Medanito se comercializó a 71,380 dólares, favoreciendo el flujo de caja de la operadora. No obstante, la caída general de la industria de la construcción golpeó duramente a la división de cementos del grupo. Los despachos de este insumo cayeron un 22,81%, obligando a implementar fuertes reducciones de costos.

GeoPark fortaleció su caja y avanza en Vaca Muerta con un EBITDA que creció 54%

GeoPark arrancó 2026 con una mejora significativa de sus principales indicadores financieros, impulsada por un escenario internacional de mejores precios del petróleo, una mayor eficiencia comercial y un control más estricto de sus costos operativos. La compañía reportó un EBITDA ajustado de US$71,3 millones durante el primer trimestre, lo que representó un crecimiento del 54% frente al cierre de 2025.

La petrolera también avanzó con inversiones en Vaca Muerta, fortaleció su liquidez y consolidó su estructura financiera tras el ingreso de Grupo Gilinski como nuevo socio estratégico. Al mismo tiempo, mantuvo actividad en sus bloques de Colombia y profundizó su estrategia regional de crecimiento.

“Hemos tenido un sólido comienzo de 2026, con un crecimiento significativo en ingresos y EBITDA, respaldado por una ejecución operativa sólida, una mejor estrategia de precios y una gestión de costos disciplinada”, afirmó Felipe Bayon, CEO de GeoPark.

“Durante el trimestre, fortalecimos aún más nuestro balance, aumentamos la liquidez y continuamos avanzando en nuestras prioridades estratégicas, incluyendo la integración de Vaca Muerta y una asignación de capital disciplinada”, agregó.

Neuquén aprobó la llegada de Geopark a Vaca Muerta.

El Brent impulsó los ingresos

El desempeño de GeoPark estuvo respaldado por una mejora del precio internacional del petróleo. Durante el primer trimestre de 2026, el Brent promedió US$77,9 por barril, favorecido por tensiones geopolíticas y restricciones de oferta que impactaron en el mercado global de crudo.

Ese escenario permitió que la compañía elevara su precio combinado de venta hasta US$60,4 por barril, frente a los US$54,8 registrados durante el cuarto trimestre de 2025. Aunque las coberturas y los diferenciales más amplios de Vasconia limitaron parte de esa mejora, la empresa destacó la efectividad de su estrategia comercial y de gestión de riesgos.

La producción de Colombia y Argentina, excluyendo las desinversiones realizadas en Ecuador y Brasil, aumentó 1% respecto del trimestre previo. Además, los volúmenes de ventas crecieron 8% gracias a la comercialización de producción diferida correspondiente al cierre de 2025.

“Además, la entrada de Grupo Gilinski como socio estratégico a largo plazo marca un hito importante, fortaleciendo nuestra alineación con los accionistas, nuestra posición financiera y brindándonos capacidad adicional para aprovechar oportunidades de crecimiento que generen valor”, sostuvo Felipe Bayon.

Vaca Muerta, entre las prioridades

Durante el trimestre, GeoPark destinó inversiones de capital por US$22 millones, orientadas principalmente al mantenimiento y mejora de producción en el bloque Llanos 34, en Colombia. Allí la compañía ejecutó una campaña integrada de perforación y reacondicionamiento de pozos.

La empresa también avanzó con tareas de perforación en el pozo Bisbita Norte-1, dentro del bloque Llanos 123, y continuó desarrollando infraestructura en las plataformas de Loma Jarillosa Este, uno de sus activos estratégicos en Vaca Muerta.

Según detalló la compañía, las obras en Argentina buscan consolidar las condiciones operativas necesarias para futuras campañas de perforación en la formación neuquina. GeoPark remarcó además que generó un EBITDA equivalente a 3,2 veces sus gastos de capital y alcanzó un retorno sobre el capital empleado del 19%.

“Seguimos bien posicionados para afrontar la volatilidad del mercado y aprovechar las oportunidades que se presenten”, señaló Bayon al analizar el contexto energético y financiero que enfrenta la compañía.

Felipe Bayón es el nuevo CEO de GeoPark.

Más liquidez y menor presión financiera

Uno de los puntos destacados del trimestre fue el fortalecimiento de la posición de caja. Al cierre de marzo, GeoPark contaba con US$274,9 millones en efectivo y equivalentes, impulsados por distintas operaciones financieras y extraordinarias.

Entre ellas sobresalieron los US$107 millones provenientes de la inversión de Grupo Gilinski, además de US$100,3 millones vinculados a la recuperación de fondos en fideicomiso y compensaciones relacionadas con la fallida transacción con Frontera Energy.

La empresa también obtuvo US$65 millones de deuda local para financiar la adquisición de activos de exploración y producción. Aun así, la deuda neta cerró en US$333,1 millones y el ratio de apalancamiento se mantuvo en 1,3 veces EBITDA, un nivel considerado manejable dentro de la industria.

GeoPark ratificó además su política activa de coberturas para protegerse frente a la volatilidad del mercado internacional. Para 2026, la compañía aseguró cobertura sobre aproximadamente 19.000 barriles diarios de producción mediante opciones de tres vías con distintos niveles de protección de precios.

GeoPark avanza con Vaca Muerta.

Dividendos y estrategia regional

El directorio de GeoPark aprobó el pago de un dividendo trimestral en efectivo de US$0,023 por acción, que será abonado el próximo 4 de junio a los accionistas registrados hasta el 20 de mayo de 2026.

La petrolera sostuvo que continuará enfocada en preservar liquidez, sostener disciplina financiera y avanzar en proyectos considerados estratégicos para su crecimiento regional. En ese esquema, Vaca Muerta aparece como uno de los activos centrales dentro de la expansión de la compañía en América Latina.

La empresa destacó que el fortalecimiento financiero alcanzado durante el trimestre le permitirá mantener flexibilidad operativa y aprovechar nuevas oportunidades de inversión en un contexto todavía marcado por volatilidad en los mercados energéticos internacionales.

Halliburton proveerá fracturas eléctricas y servicios digitales a YPF en Vaca Muerta

YPF adjudicó un contrato multimillonario de largo plazo a Halliburton para servicios integrados de completaciones no convencionales en Vaca Muerta. El acuerdo, resultado de un proceso competitivo, consolida una alianza estratégica plurianual en una de los plays más relevantes fuera de Estados Unidos.

El contrato establece una colaboración exclusiva y de varios años, que amplía la presencia de Halliburton en la Argentina y refuerza su papel en la ejecución de las etapas de fractura a gran escala. La compañía estadounidense señaló que la adjudicación refleja la confianza de YPF en su capacidad para entregar tecnología avanzada y eficiencia operativa.

En un comunicado oficial, el gigante de servicio destacó que el acuerdo “aumenta significativamente su huella en el país” y que la combinación de tecnología, escala y excelencia operativa es clave para el desarrollo del no convencional. La iniciativa apunta a elevar los estándares de productividad y de reducción de emisiones.

Fractura eléctrica y automatización digital

El contrato incluye el despliegue internacional del sistema de fractura eléctrica ZEUS, que permitirá una mayor eficiencia energética y menor intensidad de emisiones. También contempla la implementación de OCTIV Auto Frac, una solución de automatización que optimiza la ejecución de fracturas en tiempo real.

Esta plataforma integra electrificación, automatización y flujos de trabajo digitales avanzados. Su objetivo es mejorar la consistencia operativa, reducir la variabilidad y optimizar el uso de recursos durante la estimulación hidráulica de pozos shale.

El enfoque conjunto representa un nuevo estándar para el desarrollo de Vaca Muerta a escala industrial. Al mismo tiempo, establece una base para incorporar inteligencia digital y monitoreo avanzado del subsuelo, facilitando decisiones más rápidas y basadas en datos durante las operaciones.

El crecimiento de Halliburton

El avance ocurre en un contexto de crecimiento para la producción de petróleo en Argentina, impulsada principalmente por Vaca Muerta. La roca madre aporta la mayor parte del crecimiento reciente, y las operaciones de completación resultan clave para sostener los niveles de productividad y recuperación.

Tal como viene informando eolomedia, Halliburton tuvo un desempeño destacado en marzo, cuando la actividad de fracking en Vaca Muerta alcanzó un máximo histórico. Según el relevamiento de NCS Multistage, la compañía realizó el 44% de las etapas de fractura del mes.

El informe señala que Halliburton completó 1.147 punciones en marzo. El volumen se distribuyó entre varias operadoras, con tareas para YPF, Pampa Energía, Pluspetrol y Shell.

Un acuerdo con impacto en el desarrollo

Según informó Halliburton, la adjudicación se alinea con el objetivo de maximizar la productividad y reducir costos por pozo mediante la adopción de tecnologías eléctricas y sistemas automatizados. El uso de una plataforma digital común permitirá la integración progresiva de nuevas soluciones y mejores prácticas.

La estrategia también busca reducir la intensidad de emisiones en el proceso de fractura, un punto clave en la agenda de eficiencia y sustentabilidad. La adopción de equipos eléctricos y la optimización operativa son herramientas centrales en este proceso.

Litio: por qué Argentina debería evitar competir con China en baterías

El mercado global del litio muestra una fuerte concentración en pocos países y una expansión acelerada de la demanda, impulsada por la transición energética. Argentina comienza a consolidarse como uno de los principales protagonistas de cara a la próxima década.

De acuerdo con el análisis de Ernesto Díaz, vicepresidente de Rystad Energy para Latinoamérica, el país tiene condiciones para posicionarse entre los mayores productores mundiales junto con Australia hacia 2030.

“Los datos recientes sobre producción global de litio dejan algo claro: el mercado ya está altamente concentrado y dominado por pocos actores, con Australia, Chile, China y Argentina liderando la oferta. Al mismo tiempo, la expansión proyectada de capacidad muestra que el crecimiento vendrá principalmente de operaciones upstream”, señaló.

El dilema sobre la cadena de valor

En paralelo al crecimiento de la producción de litio, se abre un debate central sobre el modelo de desarrollo que debería adoptar Argentina. La discusión gira en torno a avanzar en la industrialización o consolidar su rol como proveedor de productos procesados.

En ese sentido, Díaz plantea que la decisión debe basarse en criterios de competitividad y no en aspiraciones industriales que podrían implicar mayores riesgos.

“En este contexto, surge una pregunta clave para Argentina: ¿debería avanzar hacia la integración vertical y competir en la fabricación de componentes de baterías, o consolidarse como proveedor competitivo de carbonato e hidróxido de litio?”, advirtió.

“Mi visión es clara: Argentina debería profundizar su posicionamiento en la producción de litio grado batería, en lugar de intentar competir aguas abajo con China”, agregó.

Ventajas comparativas y enfoque productivo

El análisis destaca que Argentina cuenta con ventajas estructurales dentro del denominado “triángulo del litio”, lo que le permite competir en costos y calidad de recursos. Esto refuerza la idea de priorizar el desarrollo del segmento upstream.

El desafío, según el especialista, pasa por escalar la producción, mejorar la eficiencia y capturar valor en el procesamiento químico del mineral, donde existe una demanda global sostenida.

“Argentina forma parte del triángulo del litio, con recursos de clase mundial y costos competitivos. La prioridad debería ser escalar producción, mejorar eficiencia y capturar valor en el procesamiento químico, donde ya existe demanda global sostenida”, explicó.

Las barreras para fabricar baterías

Uno de los puntos centrales del análisis es la dificultad de avanzar en la fabricación de baterías. Se trata de una industria que requiere no solo inversión, sino también un ecosistema productivo complejo y altamente integrado.

La cadena de valor incluye desde la producción de cátodos hasta la fabricación de celdas, con fuertes vínculos con la industria automotriz y un alto nivel de desarrollo tecnológico.

“La fabricación de cátodos, celdas y baterías requiere ecosistemas industriales integrados, proximidad a fabricantes de autos, escala, tecnología y know-how acumulado. China no solo domina capacidad, sino toda la cadena de suministro”, sostuvo.

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Riesgos y costos de la integración vertical

El avance hacia una integración vertical también implica mayores niveles de inversión y riesgos asociados a la volatilidad del mercado y a los cambios tecnológicos. Esto podría afectar la competitividad del país en el mediano plazo.

En este sentido, el especialista advierte que una estrategia de este tipo podría desviar recursos de los segmentos donde Argentina ya tiene ventajas consolidadas.

“Integrarse verticalmente implica inversiones significativamente mayores, ciclos de retorno más largos y mayor exposición a riesgos tecnológicos y de mercado. Para Argentina, esto podría diluir el foco y reducir la competitividad”, afirmó.

La ventana de oportunidad en el upstream

El crecimiento de la demanda global de litio abre una oportunidad concreta para expandir la producción en el corto plazo. La necesidad de abastecimiento inmediato refuerza el rol de los países productores en la cadena global.

En contraposición, los segmentos downstream aparecen más saturados y con mayor competencia, lo que limita las posibilidades de ingreso para nuevos actores.

“La demanda de litio está creciendo rápidamente y necesita oferta confiable hoy. Hay una ventana clara para capturar valor expandiendo producción upstream, mientras que downstream está más saturado y competitivo”, indicó.

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Una estrategia pragmática para el desarrollo

El planteo de Díaz no descarta la industrialización, pero propone abordarla de manera selectiva, a través de alianzas estratégicas y mejoras en la calidad del producto. Esto permitiría avanzar sin asumir riesgos excesivos.

El foco, en este esquema, debería estar en mejorar la infraestructura, garantizar estabilidad regulatoria y atraer inversiones que potencien el desarrollo del sector.

“Esto no implica renunciar a industrialización, sino priorizar la mejora en calidad, el desarrollo de infraestructura, la estabilidad regulatoria y la atracción de inversión extranjera, con integración selectiva”, aseguró.

Horacio Marín consideró que los consumidores “no iban a poder aguantar” los aumentos completos de los combustibles

La evolución de los precios de los combustibles volvió al centro del debate público en medio de la volatilidad internacional. En este marco, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó cómo la compañía enfrentó el impacto de la guerra en el valor del crudo y qué criterios siguió para definir los ajustes en surtidores.

En diálogo con radio Splendid, el ejecutivo remarcó que la empresa buscó preservar el vínculo con los consumidores y evitar saltos abruptos que pudieran profundizar la caída del consumo interno. Marín aseguró que aplicar de inmediato todo el incremento internacional hubiera generado un efecto adverso en la economía doméstica.

Una decisión basada en consumo, demanda y reputación

Marín recordó que el escenario se volvió crítico cuando los precios internacionales del crudo saltaron cerca de 50 dólares por barril en cuestión de días. Ante esa situación, reunió al comité ejecutivo y planteó su preocupación por el efecto inmediato que tendría un traslado pleno a los surtidores.

“Yo tengo acá una preocupación. Tenemos 90% de margen positiva. Nos debemos a los consumidores porque son nuestros clientes. Esta es una situación transitoria, una guerra transitoria donde lleva los precios y un incremento de hasta 50 dólares por barril. Trasladarlo el primer día sería un golpe enorme al consumo”, aseveró.

Asimismo, Marín señaló que, desde una perspectiva de oferta y demanda, pasar de 70 a 120 dólares implicaba un salto que podía provocar una caída severa en el consumo, además de un impacto social difícil de sostener.

Horacio Marín sostuvo que YPF continuará con el proyecto de GNL.

El compromiso de precios “honestos y morales”

El CEO sostuvo que el objetivo no era especular ni aprovechar la volatilidad global. Recordó que hace aproximadamente un año y medio hizo un compromiso público al afirmar que YPF tendría una política de precios “honesta y moral”.

“Nosotros vemos los resultados, generamos valor para los accionistas, pero también miramos a nuestros clientes. No vamos a especular. Cuando sube, sube; cuando baja, baja. No vamos a sostener aumentos artificiales”, consideró.

El ejecutivo destacó que la reputación de la empresa es un activo estratégico. “YPF es una empresa centenaria, es la marca de Argentina, y la gente debe sentir que no especulamos con ella”, afirmó Horacio Marín.

Impacto real, servicio y relación con el cliente

Marín afirmó que la empresa decidió trasladar solo el impacto real de los costos propios, sin adoptar el aumento total marcado por los mercados. Para ello, implementó un monitoreo diario del efecto en la estructura interna de costos.

“Decidimos trasladar al surtidor únicamente el impacto real en los costos. Día a día vamos viendo y ajustamos en función de eso, no en función del ruido internacional”, agregó.

El CEO también subrayó la importancia del servicio en las estaciones de la red YPF: baños limpios, buena gastronomía y atención diferencial. Todo, dijo, forma parte del vínculo de largo plazo que buscan sostener con los usuarios.

YPF redujo la importación de combustible.

Caída en el consumo y ajuste con “buffer”

Además, Marín reveló que la empresa detectó una baja en el consumo en las últimas semanas. Por ese motivo decidieron administrar las variaciones con un margen de amortiguación.

“Ahora vemos que hay una bajada de consumo y por eso estamos haciendo un buffer”, indicó.

VMOS: colocan el primer domo geodésico en Punta Colorada

La colocación del primer domo geodésico en el tanque 404 de la Terminal Punta Colorada marcó un nuevo avance en el proyecto VMOS. El hito permitió completar la primera etapa constructiva de una infraestructura diseñada para ampliar la capacidad logística del shale oil de Vaca Muerta, con estándares técnicos inéditos en la región.

Más de 60 trabajadores participaron del operativo, que incluyó maniobras de izaje de alta precisión para posicionar la estructura sobre el tanque. La tarea fue ejecutada con estrictos protocolos de seguridad y un nivel de coordinación que reflejó la complejidad del proyecto. La instalación del techo geodésico representó un desafío operativo y una validación del ritmo constructivo logrado en la terminal.

El tanque 404 destaca por su escala industrial y por los materiales involucrados en su construcción. Con 82 metros de diámetro y 35 metros de altura, se trata de una de las unidades de almacenamiento de mayor dimensión en obras energéticas argentinas.

El domo, íntegramente fabricado en aluminio, pesa 57 toneladas y fue diseñado para optimizar la integridad estructural y la eficiencia operativa del sistema de almacenamiento.

Un avance que consolida al VMOS

La construcción total del tanque demandó 1.500 toneladas de acero, 30.000 bulones y más de un millón de pulgadas de soldadura. Una vez operativo, tendrá capacidad para almacenar 120.000 metros cúbicos de petróleo, reforzando el perfil exportador del shale oil argentino y ofreciendo una plataforma más robusta para el desarrollo sostenido del sector energético.

Este hito se suma a otro avance relevante del proyecto VMOS: la finalización de la soldadura automática del Ducto Costero de 38”, ejecutada por la UTE Techint-Sacde. El tramo, construido bajo estrictos estándares de calidad (WPS), consolida la infraestructura de transporte que acompañará la expansión productiva y la futura capacidad de despacho desde Punta Colorada.

La continuidad de estas obras confirma el rol estratégico del yacimiento, la terminal y las empresas involucradas. YPF, CB&I y los equipos técnicos y de servicios celebraron el avance como un paso clave para fortalecer la competitividad energética nacional y acelerar la integración de Argentina en el mercado global de hidrocarburos no convencionales.

YPF y los combustibles: “Desde que empezó la guerra aumentamos un tercio de lo que correspondía”

El conflicto en Medio Oriente sigue presionando los precios internacionales del crudo y el mundo entró en una fuerte volatilidad. Argentina no es ajena a esta situación y Horacio Marín explicó que, pese a las subas de la cotización del Brent, YPF solo aplicó un tercio del ajuste que correspondía.

En diálogo con radio Mitre, el presidente y CEO de la empresa de mayoría estatal, reafirmó que la estrategia está enfocada en proteger al consumidor argentino evitando una corrección abrupta del precio en los surtidores.

Marín subrayó que trasladar el incremento total hubiese generado un impacto inmediato en la inflación y habría sido interpretado como una maniobra oportunista en medio de una crisis internacional.

Asimismo, el ejecutivo describió que la compañía se “congeló” en los valores de febrero, convencida de que el salto internacional sería transitorio y destacó que aplicar un aumento significativo con riesgo de revertirlo semanas después hubiera afectado la credibilidad de la empresa y alimentado la percepción de especulación.

Las razones detrás de la decisión

“Desde que empezó la guerra, YPF aumentó un tercio de lo que tendría que haber aumentado. Nos debemos al consumidor y no podíamos aplicar un ajuste tan grande. Si lo hacíamos y después bajaba, la gente iba a decir: ‘YPF especula’”, subrayó el pope de la empresa.

“Ganar unos millones más en una empresa que factura 20.000 millones de dólares es especulación. No estamos para eso, estamos para hacer lo que le conviene a la gente”, agregó.

Marín explicó que tanto YPF como el resto de las refinadoras actuaron con responsabilidad frente a la volatilidad internacional y reconoció que un traslado directo del Brent habría sido injustificado. “Lo que hicimos fue proteger al consumidor en un momento de enorme incertidumbre”, afirmó.

La visión sobre los precios futuros

Al analizar el escenario internacional, Marín señaló que la suba del Brent después de los ataques a infraestructuras energéticas generó una situación excepcional. Sin embargo, insistió en que YPF no podía responder con aumentos automáticos frente a una escalada cuyo alcance todavía es incierto.

Aunque el petróleo podría estabilizarse a un nivel más alto que antes del conflicto, el CEO indicó que eso no implica correcciones inmediatas en el mercado interno y ponderó que la política de precios de YPF seguirá siendo gradual y basada en criterios técnicos, no en variaciones diarias o semanales del mercado global.

También explicó que cualquier ajuste será analizado con cuidado y que la empresa prefiere evitar “picos bruscos” que afecten el poder adquisitivo y la inflación.