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YPF y ENI activan un FID de U$S 20.000 millones para exportar GNL

YPF y ENI firmaron el acuerdo de ingeniería final para el megaproyecto Argentina LNG, el paso previo a la decisión final de inversión (FID) por 20.000 millones de dólares. El desarrollo contempla una capacidad inicial de 12 MTPA, ampliable a 18 MTPA, y proyecciones de exportaciones por 20.000 millones de dólares anuales, consolidándose como la mayor inversión energética en la historia argentina.

La ceremonia tuvo lugar en la Torre YPF, en Puerto Madero (CABA), con la presencia de autoridades nacionales y provinciales, entre ellas el jefe de Gabinete Guillermo Francos, la representante de Río Negro Andrea Confini y el gobernador neuquino Rolando Figueroa.

Argentina LNG: un paso clave hacia el mercado global

El presidente de ENI, Claudio Descalzi, subrayó que el proyecto ya completó su etapa técnica y que ahora se avanzará con las licitaciones que definirán costos y contratos. “Es un paso muy importante porque Argentina tiene una de las reservas de gas natural más grandes del mundo. Es una oportunidad inmensa para el país y para el mercado global”, afirmó.

Descalzi explicó que Argentina se sumará al grupo de países exportadores de GNL junto con Estados Unidos y Catar. “Hablamos del primer LNG argentino a gran escala. Europa será un mercado clave. Con la prohibición del LNG ruso, las alternativas son Catar, América del Norte y América del Sur. Ustedes son los únicos”, remarcó.

El esquema financiero prevé una estructura de 70% deuda y 30% capital para la infraestructura flotante, mientras que la etapa de upstream requerirá un fuerte componente de inversión directa para garantizar la producción.

 

“En cuatro meses hicimos lo que a otros les lleva años”

Descalzi destacó la eficiencia del trabajo conjunto con YPF. “Normalmente, un joint venture tarda un par de años en llegar a esta instancia. El equipo de YPF lo hizo en cuatro meses. Eso habla de cultura, de compromiso y de pragmatismo compartido”, dijo.

En el esquema de trabajo, YPF liderará la producción en Vaca Muerta, mientras ENI aportará su experiencia en unidades flotantes de licuefacción. El objetivo es alcanzar el mercado internacional antes de 2029 para asegurar contratos de largo plazo que respalden la estructura de financiamiento.

“Vamos a venir frecuentemente a Argentina. Ya estamos abriendo una subsidiaria y vamos a traer gente. Es una oportunidad única y queremos que salga bien desde el inicio”, afirmó Descalzi.

YPF: “Este proyecto puede generar U$S 300.000 millones”

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recordó el camino recorrido desde que comenzaron a buscar socios estratégicos para desarrollar el proyecto. “Hace un año queríamos hacer LNG. ENI nos hizo muchas preguntas técnicas, y ahí supimos que podía ser nuestro socio ideal. Hoy estamos acá, dando un paso histórico”, señaló.

Marín explicó que el plan estratégico apunta a que Argentina logre exportar más de 30.000 millones de dólares anuales a partir de 2031, combinando petróleo y gas natural licuado. “La mitad ya está en marcha con el oleoducto financiado por el sector privado. Faltaba la parte más compleja: el LNG. Y hoy la estamos concretando”, dijo.

El proyecto Argentina LNG contempla unos 800 pozos y requerirá 25.000 millones de dólares en infraestructura y 15.000 millones de dólares en upstream. “Este desarrollo duplicará la actividad gasífera de Vaca Muerta y generará 50.000 empleos entre directos e indirectos de acá a 2030”, destacó.

Marín remarcó que este acuerdo puede representar 300.000 millones de dólares en exportaciones acumuladas entre 2031 y 2050, de los cuales YPF captaría alrededor de 100.000 millones de dólares. “La magnitud de esta inversión extranjera no tiene precedentes en Argentina. Vamos a buscar un Project Finance de 20.000 millones de dólares, diez veces más que el más grande que hubo hasta ahora”, aseguró.

“Es un antes y un después para el país. Este es el proyecto que puede cambiar a la Argentina”, subrayó el pope de la empresa de mayoría estatal.

Argentina y OLADE firman un convenio para potenciar la integración regional

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Consejo Federal de Inversiones (CFI) de Argentina firmaron un Convenio Marco de Cooperación Interinstitucional para impulsar el desarrollo y la integración energética a través de la planificación, la asistencia técnica y el intercambio de conocimientos.

El acuerdo se formalizó durante la Jornada Federal de Planificación Energética, organizada por el CFI, que reunió a ministras y ministros provinciales del área, equipos técnicos y organismos internacionales con el objetivo de construir una mirada compartida sobre el futuro energético del país.

El secretario general del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que “pensar la planificación energética desde una perspectiva federal implica construir, junto a las provincias, una hoja de ruta común que vincule la energía con el desarrollo productivo del país. Es una tarea colectiva que requiere cooperación, continuidad y visión de largo plazo.”

Por su parte, Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLADE, subrayó que “la planificación energética es una tarea profundamente política. En este sentido, el multilateralismo y el federalismo comparten una misma lógica: articulan realidades diversas, intereses y capacidades distintas para construir estrategias compartidas y sostenibles. No se trata solo de tener un plan, sino de sostener un proceso de planificación conjunto que exprese la cooperación entre países y territorios, capaz de adaptarse y responder a contextos geopolíticos, climáticos y tecnológicos en permanente cambio.”

Maiulini presentó las principales líneas de trabajo que impulsa OLADE en América Latina y el Caribe, orientadas a fortalecer la planificación y la integración energética, como el Consejo de Planificación Energética Regional, un espacio técnico-político que promueve la armonización de metodologías y escenarios entre los países; el reciente lanzamiento de ENLACE, un hub de conocimiento energético regional, el Proyecto de Integración Gasífera del Mercosur + Chile; la Iniciativa de Integración Energética CELAC–Unión Europea; el Grupo de Trabajo de Energía Nuclear y la Iniciativa Hydro for Net Zero, entre otros.

Asimismo, Rodrigo Moreno, consultor de OLADE, presentó el caso chileno de planificación energética de largo plazo, destacando la importancia de anticipar las necesidades del sistema y articular a los distintos actores públicos, privados y territoriales en la definición de escenarios futuros. Subrayó que esta mirada proactiva permite orientar las inversiones en infraestructura, facilitar la integración de energías renovables y asegurar una transición justa y ordenada.

El Convenio Marco establece mecanismos para desarrollar proyectos conjuntos de investigación, formación y fortalecimiento institucional, con foco en planificación energética, marcos regulatorios y convergencia regional. También prevé la realización de talleres, seminarios y publicaciones técnicas, el intercambio de experiencias y datos entre equipos de ambas instituciones, y la gestión de financiamiento para proyectos conjuntos que acompañen a las provincias en el diseño de estrategias energéticas sostenibles.

Con esta firma, OLADE y el CFI reafirman su compromiso con la cooperación interinstitucional y la planificación estratégica como pilares para una transición energética justa e integrada, entendiendo que los desafíos del desarrollo energético requieren acciones coordinadas y una visión común entre los países de América Latina y el Caribe.

Tettamanti: “Queremos energía al menor costo posible para impulsar el desarrollo”

La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, delineó en dos foros energéticos consecutivos la hoja de ruta de la política energética oficial. En ambos encuentros, planteó una transformación estructural orientada a reducir costos, garantizar la competencia y restablecer un marco regulatorio previsible.

Durante el Renewables & Electricity Day, la funcionaria remarcó que “el fin último de las políticas energéticas es que la Argentina pueda desarrollarse y crecer” y que para lograrlo “se necesita energía al mejor costo posible, tanto para que la industria produzca como para que el usuario consuma”.

Tettamanti destacó la necesidad de diferenciar claramente los segmentos de la cadena productiva. “Los monopolios naturales deben regularse con apego absoluto a la ley, garantizando tarifas justas y sostenibles”, sostuvo. Además, señaló que durante la última década solo en un breve período se respetaron plenamente las normas tarifarias, un escenario que el actual Gobierno no quiere repetir.

En ese marco, remarcó que el sector competitivo debe regirse por las reglas del libre mercado y la gestión privada. “Las inversiones deben responder a incentivos reales y no a decisiones discrecionales”, afirmó.

La secretaria explicó que el esquema energético argentino ya atravesó una etapa de privatización en los años 80, que se revirtió en los últimos años. “Hoy el objetivo es volver a privatizar la gestión, devolver al sector privado su rol de inversor y operador”, enfatizó.

Descentralización y rol de CAMMESA

Otro eje central es redefinir el papel de CAMMESA. Según Tettamanti, la propuesta es que la compañía vuelva a su función original de administrar el despacho eléctrico, mientras que el sector privado contrata libremente la energía. Los grandes usuarios podrán optar entre contratos a término o el mercado spot.

“Queremos que la competencia y el funcionamiento de los mercados aseguren la eficiencia en las decisiones”, dijo.

Asimismo, planteó que la reforma apunta a descentralizar la gestión de combustibles y la contratación de energía. Las distribuidoras seguirán teniendo generación asignada para la demanda residencial, pero deberán pagar precios estacionalizados al valor del spot o salir a contratar directamente.

Tettamanti subrayó que ninguna política pública puede sostenerse sin estabilidad macroeconómica. “El sector energético está altamente dolarizado; las decisiones deben ser consistentes con los lineamientos del Ministerio de Economía”, puntualizó.

También garantizó que el Gobierno mantendrá el respeto a los derechos adquiridos y al Plan Gas. “Respetar el Plan Gas significa respetar contratos, volúmenes y precios”, explicó.

En ese sentido, detalló que los contratos vigentes podrán mantenerse bajo las mismas condiciones, de forma optativa y con plena seguridad jurídica. Además, anunció la descentralización de la compra de combustibles, que dejará de concentrarse exclusivamente en ENARSA.

Lineamientos para el mercado de gas

Al día siguiente, durante el Congreso del Mercado de Gas organizado por ACIGRA, Tettamanti presentó los lineamientos centrales para la reestructuración del sector gasífero. Entre ellos, destacó la unificación de entes reguladores, la regularización tarifaria con mecanismos de actualización continua, la implementación transparente del passthrough de gas y la normalización del mercado mayorista.

También mencionó el reordenamiento del sistema de transporte con contratos firmes y la transferencia de la gestión de compra de gas a las distribuidoras, retirando la intervención directa de ENARSA.

“Para que haya inversión, las industrias necesitan previsibilidad”, afirmó Tettamanti al explicar el proceso de regularización tarifaria. La funcionaria indicó que la Revisión Quinquenal Tarifaria definió niveles en 30 cuotas y un mecanismo de actualización mensual para evitar la pérdida de valor real.

Sobre el passthrough de gas, explicó que ENARGAS estableció un procedimiento claro para que las distribuidoras adquieran el gas que suministran a los usuarios. “Queremos avanzar hacia la privatización de la gestión de compra de gas”, señaló.

Además, enfatizó la necesidad de reorganizar el sistema de transporte. “Si las distribuidoras no saben qué rutas de transporte firme tendrán para su demanda prioritaria, o las industrias desconocen de qué cuencas deben comprar, se vuelve muy difícil descentralizar y liberar el mercado de compra y venta de gas natural”, advirtió.

Hacia un esquema competitivo y estable

Para la secretaria, cada distribuidora debería contratar transporte en rutas que le permitan abastecer a sus usuarios y buscar contratos de suministro a largo plazo. Con ello, se apunta a un esquema en el que la competencia y la eficiencia marquen el ritmo del mercado energético argentino.

Tettamanti insistió en que las reformas tienen como norte un sistema basado en reglas claras, estabilidad macroeconómica y respeto a los contratos. “Queremos energía al menor costo posible para impulsar el desarrollo y garantizar previsibilidad a quienes invierten y consumen”, concluyó.

Central Puerto y Aluar van a competir por las represas del Comahue

La licitación de las cinco centrales hidroeléctricas del Comahue entró en su etapa decisiva. La secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el próximo 23 de octubre se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en adquirir los paquetes accionarios y operar las represas durante las próximas tres décadas.

El proceso incluye las concesiones de El Chocón-Arroyito, Alicurá, Piedra del Águila y Planicie Banderita, que en conjunto representan alrededor del 25% de la generación hidroeléctrica del país. La reprivatización se enmarca en el decreto 564/25, que definió la salida al mercado de las concesiones vencidas en 2023, originalmente privatizadas en 1993.

Durante la apertura del Renewables & Electricity Day, organizado por EconoJournal, Tettamanti expresó que su objetivo es que la licitación sea “muy exitosa, con mucha competencia y buenos operadores privados al frente de las centrales”.

Aluar evalúa los términos del proceso

Entre los actores interesados en el proceso aparece Aluar, la principal productora de aluminio del país y una de las grandes consumidoras de energía eléctrica del sistema. Su gerente de Recursos Energéticos, Gabriel Vendrell, valoró los esfuerzos del Gobierno por normalizar el sector eléctrico y destacó la claridad del marco regulatorio de la licitación.

“Creo que la legislación está bien armada, mejor que la de los años noventa, porque el régimen tarifario está incluido en el contrato de concesión. Eso le da mayor fortaleza jurídica para definir los ingresos y la valorización de las centrales”, sostuvo durante su participación en el panel.

Vendrell explicó que la posibilidad de participar del mercado a término contractual es uno de los atractivos del nuevo esquema, ya que habilita progresivamente a los adjudicatarios a vender hasta el 100% de su producción. No obstante, advirtió que la duración del plazo de concesión puede influir en el nivel de competencia y de inversión.

“Cuanto menor es el plazo, mayor la incertidumbre y más alta la tasa que se exige a los proyectos. Eso impacta en una menor recaudación. Pero entiendo las necesidades políticas de caja y que los fondos ingresen lo antes posible”, señaló.

A pesar de las tensiones propias del proceso, el ejecutivo se mostró optimista: “Los pliegos están bien armados, hay interesados y seguramente va a ser una licitación exitosa. Solo unos días de prórroga nos hubieran venido bien”.

Central Puerto confirmó su participación

Por su parte, Central Puerto, que actualmente tiene a su cargo la operación de Piedra del Águila, también confirmó su participación en el proceso. Su director comercial, Gabriel Ures, aseguró que la empresa competirá por continuar operando en el Comahue.

“Vamos a participar en ese proceso sin lugar a dudas”, afirmó Ures, destacando la alineación de la compañía con los objetivos planteados por la Secretaría de Energía para avanzar en la modernización del mercado eléctrico.

Central Puerto es uno de los principales generadores del país y el mayor consumidor de gas natural de la Argentina, con un consumo diario de alrededor de 15 millones de metros cúbicos. Ures subrayó la importancia de poder contratar libremente combustible y energía con grandes usuarios, y celebró las medidas del Gobierno orientadas a liberalizar el mercado.

“Queremos tener la gestión del combustible porque tenemos mucha eficiencia para aplicar en ese segmento. Los objetivos de la Secretaría están cien por ciento alineados con lo que venimos solicitando desde hace años”, sostuvo.

Capsa ratifica su compromiso con la Cuenca del Golfo San Jorge

Capsa ratificó que continuará en Chubut. Así lo confirmó Adolfo Storni, gerente general de la compañía, durante la Expo Industrial, Comercial e Innovación Tecnológica de Comodoro Rivadavia.

El directivo ponderó la decisión de la compañía de mantener y fortalecer sus operaciones en la provincia de Chubut. El ejecutivo destacó que el plan de la empresa apunta a un crecimiento sostenido en la Cuenca del Golfo San Jorge, con un enfoque en inversión, desarrollo y trabajo local.

“Nosotros tenemos vocación de crecer en Chubut todavía”, afirmó Storni, dejando en claro que la compañía no solo seguirá operando en la región, sino que planea expandir sus proyectos actuales y potenciar su infraestructura. “Ojalá que así sea”, añadió, en un mensaje que fue recibido con optimismo por el sector energético y las autoridades locales.

Capsa: inversión, empleo y continuidad operativa

El ejecutivo subrayó que Capsa proyecta una continuidad plena de sus actividades en la provincia, con la intención de activar campañas de perforación y reparación desde el primer día en cada proyecto que gestione. “Hoy muchos equipos están parados o en stand-by. Nosotros queremos poner todo eso en marcha desde el día uno”, sostuvo.

Según explicó, el objetivo de la compañía es poner en valor los yacimientos maduros y fortalecer la cadena de proveedores y contratistas que integran el ecosistema productivo regional. “Desde el día uno queremos meter mucha inversión, cuidar a la gente, cuidar a toda la cadena de valor y sinergizar todas las operaciones existentes con las nuevas”, señaló.

Storni enfatizó que la visión de Capsa es productivista, orientada al desarrollo real de la industria. “No nos gusta ganar dinero en la mesa financiera ni especular. Nos da vergüenza tener equipos y gente parada cuando hay un reservorio que se puede desarrollar. Hay que encontrarle la vuelta para que todo encaje”, remarcó.

Sinergias regionales y visión de largo plazo

Para Storni, el valor diferencial de Capsa en la Cuenca del Golfo San Jorge radica en su capacidad de generar sinergias entre operaciones cercanas, lo que permite reducir costos y aumentar la eficiencia. “Cuando uno maneja varios proyectos desde la misma zona, se logran muchas economías de escala y ahorros que fortalecen toda la estructura productiva”, explicó.

El ejecutivo destacó además la experiencia técnica y el conocimiento del territorio como factores clave para continuar creciendo en Chubut. “Hay mucho trabajo por hacer, muchas oportunidades para desarrollar nuevos pozos, expandir la recuperación y mejorar los procesos existentes”, expresó, reafirmando el compromiso de la empresa con la innovación tecnológica y la eficiencia operativa.

Storni hizo hincapié en el rol social y económico que Capsa busca desempeñar en la provincia. “Por suerte, siempre encontramos el acompañamiento de los proveedores, de los contratistas, de los gremios y de nuestros empleados para que las cosas se puedan hacer y encajen”, señaló.

El ejecutivo aseguró que el objetivo de la compañía es generar trabajo, inversión y continuidad, pilares que considera esenciales para el desarrollo sustentable de la cuenca. “Lo que necesita la región en este momento es actividad, inversión y compromiso. Eso es lo que nosotros traemos a la mesa”, afirmó.

“Chubut es parte de nuestro futuro”

En su mensaje final, Storni reiteró que Capsa tiene una visión de largo plazo en Chubut, donde proyecta seguir aportando valor y generando crecimiento económico. “Tenemos una visión muy clara de lo que queremos: seguir invirtiendo, cuidando a la gente y potenciando lo que ya tenemos. Chubut es parte de nuestro futuro”, aseguró.

Con este anuncio, la compañía consolida su papel estratégico dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge, una de las regiones productivas más importantes del país. La decisión reafirma la confianza de Capsa en el potencial energético y humano del sur argentino, y su apuesta por seguir invirtiendo durante muchos años más.

“Vista se convirtió en el mayor exportador de energía del país”

Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de Vista Energy, fue el orador central del Foro Argentino de Inversiones organizado por ARCAP. Ante una audiencia de más de mil referentes de venture capital, empresarios y emprendedores, compartió la evolución de Vaca Muerta y el papel decisivo de Vista en el nuevo mapa energético de Argentina.

En su repaso, Galuccio recordó el escenario de 2012. “Argentina era importador de energía. Vaca Muerta era para creyentes. Vista no existía. Y si hablábamos de un barril net zero o de divisas para el país, parecía ciencia ficción”, expresó.

Con el paso de trece años, el panorama se transformó. Argentina alcanzó la condición de exportador estructural y neto de energía. Vaca Muerta es hoy reconocida a nivel global en el sector, y Vista se consolidó como la primera exportadora de crudo del país.

“En 2012 había déficit energético y colas en las estaciones de servicio por falta de combustible. Hoy Vaca Muerta representa el 60% de la producción nacional y contamos con un superávit de 7.000 millones de dólares en la balanza energética”, señaló.

El ejecutivo anticipó que en 2026 Vista producirá un barril net zero y pronosticó que para 2030 la industria energética generará 30.000 millones de dólares positivos para la economía argentina. “No hay fórmula secreta que reemplace el profesionalismo, el talento y la seriedad en lo que hacemos”, afirmó.

En su intervención también repasó el crecimiento de la compañía. “En Vista llevamos más de 6.000 millones de dólares invertidos en el país. Comenzamos con una operación que producía 24.000 barriles diarios con un EBITDA de 190 millones de dólares. Siete años después producimos 125.000 barriles, con un EBITDA de 1.600 millones para este año”, remarcó.

Galuccio subrayó que Vista se consolidó como la mayor productora independiente de petróleo de Argentina, solo detrás de YPF. Además, resaltó la importancia de innovar, atraer talento y ejecutar con agilidad para diferenciarse de las grandes corporaciones del sector.

Por último, invitó a imaginar la posibilidad de replicar el modelo en otros sectores. “Argentina necesita muchos Vistas. Tres en el agro, tres en energía, otros en soluciones naturales. Ese es el camino para diversificar la economía y generar desarrollo sostenido”, concluyó.

YPF logró un nuevo récord con un pozo de más de 8.200 metros en Vaca Muerta

El desarrollo de Vaca Muerta sigue marcando hitos que reafirman su rol central en el mapa energético argentino. Cada récord refleja no solo un avance técnico, sino también el empuje de la industria para superar los límites en materia de exploración y producción.

En esta oportunidad, YPF completó uno de los pozos más largos de la historia del shale en Argentina. El pozo LLL-1681, ubicado en Loma Campana, alcanzó una longitud de 8.206 metros, posicionándose como una marca técnica inédita para la cuenca neuquina.

El anuncio fue realizado por AESA a través de sus canales institucionales. La empresa de servicios explicó que el logro consistió en completar el rotado y lavado del pozo en una sola carrera, lo que implicó un salto de eficiencia en el proceso.

El trabajo estuvo a cargo del equipo HCU (Hydraulic Completion Unit), diseñado especialmente para intervenir pozos con ramas horizontales de gran extensión. En este caso, la rama lateral alcanzó los 4.947 metros, un desafío técnico superado con éxito en coordinación con YPF.

AESA destacó que el resultado fue posible gracias al alineamiento estratégico con la petrolera estatal, que impulsa la utilización de tecnologías avanzadas en el marco de su Plan 4×4. La operación fue el resultado de una planificación detallada y un monitoreo constante en tiempo real.

YPF, innovación y eficiencia operativa

La empresa de servicios subrayó que el éxito se basó en tres pilares: el trabajo en equipo, la ejecución ajustada a cada detalle y la capacidad de realizar ajustes operativos sobre la marcha.

“Este resultado no solo representa un avance técnico, sino también una muestra del poder de la innovación y del compromiso con la eficiencia y la excelencia operativa que demanda el Plan 4×4 de YPF”, destacaron desde AESA.

De esta manera, YPF consolida su liderazgo en Vaca Muerta con la incorporación de técnicas que permiten optimizar tiempos y reducir riesgos en la operación de pozos de gran extensión.

Dos hitos en menos de una semana

El récord alcanzado con el pozo LLL-1681 se suma a otro logro reciente en la formación. Apenas seis días antes, YPF informó un nuevo récord de velocidad de fractura en Vaca Muerta, al completar 20 etapas por día con 21 horas de bombeo bajo la modalidad de fracturas simultáneas.

La noticia fue anunciada por el CEO y presidente de la compañía, Horacio Marín, a través de sus redes sociales. El directivo destacó que se trató de un resultado que “redefine los estándares operativos” y refuerza la capacidad de la empresa para enfrentar los próximos desafíos.

El hito se logró en el PAD LC335, donde se aplicó la modalidad de fracturas simultáneas para optimizar tiempos y recursos. Esta técnica, según explicó la compañía, permite mejorar la eficiencia en cada operación y marcar una diferencia competitiva dentro de la industria.

Tecnología y control remoto

Otro de los aspectos destacados de la marca alcanzada fue la operación remota. El procedimiento fue controlado en su totalidad desde la sala RTIC (Real Time Intelligence Center), que permite monitorear en tiempo real los parámetros de fractura y reducir los tiempos entre etapas.

YPF informó además que la operación se llevó a cabo de manera segura, sin registrar incidentes, lo que refuerza los estándares de seguridad que la compañía busca consolidar en cada nueva experiencia.

Marín resaltó la colaboración de los equipos que hicieron posible el logro. “Un gran trabajo del equipo YPF SA y SLB que representa un paso más hacia el futuro de la industria”, afirmó el directivo.

Con estos avances, Vaca Muerta ratifica su capacidad de seguir generando hitos en materia de desarrollo tecnológico, eficiencia operativa y producción energética. Los resultados de YPF muestran que la innovación y la excelencia técnica ya son parte de la nueva etapa de la cuenca neuquina.

Vaca Muerta bate récords con sensores y drones

Vaca Muerta vive un salto productivo gracias a la digitalización. El monitoreo con sensores, drones y sistemas satelitales permitió reducir en más de 40% las fallas en ductos y optimizar la seguridad operativa. El avance tecnológico también modificó la organización laboral, con una reducción de tareas de campo y mayor centralización en centros de control remoto.

Hoy, desde oficinas ubicadas a cientos de kilómetros, se supervisan pozos en Neuquén en tiempo real. Datos de presión, temperatura y vibraciones llegan de inmediato a las salas de control, lo que permite anticipar fallas, ajustar procesos y garantizar continuidad. La operación evolucionó hacia un esquema más eficiente y digitalizado.

“Integrar tecnología no es solo instalar sensores o renovar hardware, es rediseñar la operación completa”, explica Christian Rodríguez, de Newtech Group. El crecimiento de la cuenca obligó a desarrollar sistemas capaces de sostener la complejidad de una producción en constante aumento.

Producción en crecimiento

Según Rystad Energy, Vaca Muerta llevó a Argentina a la autosuficiencia energética. En el primer trimestre de 2025, la producción de petróleo creció 26% y alcanzó los 447.000 barriles diarios. El gas seco subió 16%. Estos niveles redujeron importaciones y fortalecieron la balanza energética nacional.

Las inversiones son el otro gran motor. McKinsey estima que el desarrollo pleno de la formación requerirá unos US$ 45.000 millones. El plan proyecta duplicar la producción de crudo en cinco años y triplicarla hacia 2032, consolidando a Vaca Muerta como uno de los polos energéticos más relevantes del mundo.

YPF busca ser la más eficiente del mundo.

La infraestructura sigue siendo el principal desafío. Por eso, YPF, Shell, PAE, Tecpetrol, Vista, Total, Pampa, Chevron, Pluspetrol y Phoenix firmaron un acuerdo con Neuquén para pavimentar más de 60 kilómetros de rutas en Añelo, epicentro del shale. Además, avanza la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros hacia Punta Colorada.

El proyecto, adjudicado a la UTE Techint-Sacde, prevé estar operativo en 2026 con capacidad de 180.000 barriles diarios, y escalar hasta 550.000 en 2027. También contempla una terminal de exportación estratégica que permitirá a Argentina convertirse en un jugador global, con ingresos estimados en US$ 15.000 millones hacia 2030.

La tecnología de Vaca Muerta

Las nuevas redes de sensores ópticos y electromagnéticos, según el Departamento de Energía de Estados Unidos, anticipan eventos críticos con alta precisión. Así se reducen traslados innecesarios y exposición a riesgos. “Hoy los sensores son parte activa de la estrategia operativa”, afirma Rodríguez.

Los centros de control cuentan con videowalls de alta duración, procesadores de múltiples señales, cámaras PTZ y sistemas de videoconferencia de alto nivel. Todo se respalda con racks industriales protegidos, UPS y cableado certificado, capaces de soportar ambientes hostiles y garantizar continuidad operativa sin interrupciones.

Río Negro aprueba la primera concesión no convencional con PAE y Tango Energy

La provincia de Río Negro marcó un hito en su historia hidrocarburífera al otorgar la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en su territorio. La beneficiada es el área Loma Guadalosa, que será operada por Pan American Energy (PAE) junto con Tango Energy Argentina, compañía liderada por el ex YPF Pablo Iuliano.

El decreto provincial N° 827 habilita la reconversión del bloque por un plazo de 35 años, transformando una concesión convencional en un proyecto no convencional que apunta a la formación Vaca Muerta. Con esta decisión, Río Negro se suma con fuerza a la ola de inversiones que dinamizan la Cuenca Neuquina.

Un plan piloto millonario en Loma Guadalosa

Las compañías anunciaron un plan piloto de 36 millones de dólares que contempla la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral. El primero comenzará en 2026 e incluirá además un pozo vertical de igual profundidad.

Este piloto, que se extenderá por tres años, servirá para evaluar la productividad de la formación. Según los resultados, el desarrollo podría escalar hasta 44 pozos horizontales adicionales, consolidando a Loma Guadalosa como un nuevo polo de producción no convencional.

El área, ubicada a 60 kilómetros de Cipolletti y con una superficie de 101 km², cuenta con recursos prospectivos estimados en 48 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBOE).

Impacto económico y regalías para la provincia

El desarrollo no solo promete inversiones millonarias sino también mayores ingresos en regalías para Río Negro, generación de empleo local y un nuevo flujo de proveedores regionales. Además, la provincia recibirá un 2,5% del volumen total de hidrocarburos producidos en la CENCH, a través de su participación en la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial (EDHIPSA).

Previo a la reconversión, la concesión estaba en manos de Petrolera Aconcagua Energía, ahora bajo control de TANGO, junto con EDHIPSA. El decreto también aprobó la nueva distribución de participaciones: PAE retiene el 65% como operador, mientras que TANGO conserva el 35% restante.

Río Negro se suma al mapa del shale

Con este paso, la provincia se suma al grupo de jurisdicciones con proyectos no convencionales en marcha, un terreno hasta ahora dominado por Neuquén. El éxito del plan piloto será clave para definir la magnitud de las futuras inversiones y la consolidación de Río Negro como actor dentro del desarrollo de Vaca Muerta.

Vaca Muerta llevó a YPF a un récord histórico de producción: 11,56 millones de barriles

YPF lidera el desarrollo de Vaca Muerta y la compañía enfoca todos sus cañones a impulsar la producción del shale. Bajo esa premisa, la empresa se desprende de sus activos menos rentables y busca inyectar todos sus esfuerzos para impulsar el no convencional.

En este marco, la producción de petróleo de YPF durante agosto alcanzó un nivel récord de 11,56 millones de barriles, lo que equivale a un promedio de 373.214 barriles diarios. Según datos de la Secretaría de Energía analizados por Freelance Consultant y difundidos por el analista energético Fernando Salvetti, se trata de un crecimiento mensual del 2,28% frente a julio.

El desempeño estuvo claramente dominado por la Cuenca Neuquina, que aportó el 85% del total y marcó un alza del 2,94% mensual. En contraste, las cuencas Austral y del Golfo San Jorge registraron retrocesos. La influencia de Vaca Muerta resultó decisiva, ya que la formación explicó el 77% de la producción total del mes.

El peso del shale en el crecimiento

El motor principal de YPF fue el no convencional, que sumó 282.262 barriles diarios, equivalentes al 75,6% del total. Dentro de este segmento, el shale representó 280.266 barriles diarios, con un salto mensual del 3,31%. El tight, con un aporte menor de 1.996 barriles por día, también creció un 1,27% respecto a julio.

En paralelo, la producción convencional mostró un retroceso. El segmento aportó 90.953 barriles diarios, un 24,37% del total, con una baja del 0,74% frente al mes anterior. La tendencia confirma el desplazamiento progresivo del convencional frente al dinamismo del shale.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

Neuquén, la columna vertebral de YPF

Al desagregar por cuenca, los números ratifican la centralidad de Neuquén. En agosto, produjo 316.778 barriles diarios, equivalente al 84,88% del total nacional operado por YPF. En segundo lugar se ubicó el Golfo San Jorge con 55.254 barriles por día, un 14,81%, mientras que la cuenca Austral quedó reducida a apenas 1.181 barriles diarios (0,32%).

El análisis por formaciones también refleja la supremacía neuquina. Vaca Muerta aportó 280.409 barriles diarios, es decir el 76,85% del total. Bastante por detrás aparecen el Grupo Chubut con 24.957 barriles por día (6,84%), Bajo Barreal con 21.347 barriles (5,85%) y Rayoso con 13.242 barriles (3,63%). Cañadón Seco, con 7.362 barriles diarios, cerró en 2,02%.

Un récord con proyección exportadora

Los datos de agosto confirman la consolidación de YPF como operador clave en la expansión de Vaca Muerta. El crecimiento sostenido del shale impulsa la producción hacia nuevos máximos históricos y abre perspectivas para incrementar exportaciones de crudo en el corto plazo. Con la compañía alcanzando un récord de 11,56 millones de barriles, la proyección de un salto estructural en la balanza energética argentina gana cada vez más fuerza.

Si bien los números son sorprendentes, la compañía seguirá empujando su techo de la mano de los proyectos de exportación como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el Argentina LNG, que tal como informó +e, demandará un oleoducto que permitirá sumar nuevas reservas al Banco Central de la República Argentina (BCRA).