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Energía

Neuquén quedó a un paso de los 650.000 barriles diarios

La producción de petróleo de Neuquén volvió a marcar un máximo histórico durante junio de 2026. La provincia alcanzó los 648.114 barriles por día, un volumen que representa un crecimiento del 1,86% respecto de mayo y un salto del 30,48% frente al mismo mes del año pasado. El registro consolida el protagonismo de Vaca Muerta en la expansión de los hidrocarburos argentinos.

El desempeño también se refleja en el acumulado del año. Entre enero y junio, la producción de petróleo fue un 32,62% superior a la registrada durante el mismo período de 2025, una evolución que confirma la continuidad del crecimiento de la actividad en los principales desarrollos no convencionales de la provincia.

Los datos oficiales muestran que el incremento mensual estuvo impulsado por el aporte de varias áreas de Vaca Muerta. Bajo del Choique-La Invernada encabezó la lista con 11.183 barriles diarios adicionales, seguida por Cruz de Lorena, La Amarga Chica, Bajada de Añelo y La Calera, que también registraron fuertes incrementos.

El gas también alcanzó un máximo histórico

La producción de gas en Neuquén acompañó esa tendencia y estableció un nuevo récord provincial. Durante junio llegó a 118,64 millones de metros cúbicos diarios, lo que significó un incremento del 3,04% respecto de mayo y una mejora del 5,12% frente al mismo mes de 2025.

En el balance del primer semestre, la producción de gas acumuló una suba del 6,96% respecto del período enero-junio del año anterior. Aunque el crecimiento fue más moderado que el observado en petróleo, los datos reflejan una expansión sostenida del sistema productivo neuquino.

Las mayores variaciones mensuales se concentraron en La Calera, que sumó un millón de metros cúbicos diarios adicionales. También crecieron Sierra Chata, Aguada Pichana Oeste, Bajo del Choique-La Invernada, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Bajada de Añelo, consolidando el aporte de los principales bloques gasíferos.

Vaca Muerta: YPF incorpora a Eni y XRG al desarrollo del upstream de Argentina LNG

El no convencional domina en Neuquén

Los números ratifican el peso que tiene el desarrollo no convencional dentro de la matriz hidrocarburífera de Neuquén. En junio, la producción de petróleo proveniente de este segmento alcanzó los 630.234 barriles diarios, equivalentes al 97,24% del total extraído en la provincia.

En el caso del gas no convencional, el volumen llegó a 108,42 millones de metros cúbicos por día, lo que representó el 91,38% de toda la producción provincial. Dentro de ese universo, el shale gas explicó el 82,35% del gas producido en Neuquén, confirmando el predominio de este tipo de desarrollo.

El informe oficial también aclaró que, para la elaboración de las estadísticas correspondientes a junio, se utilizaron estimaciones de producción para las áreas operadas por Bentia Energy, debido a la disponibilidad de la información al momento de confeccionar el relevamiento.

Naturgy cierra un semestre récord: sube el beneficio, baja la deuda y llega el dividendo

Naturgy cerró el primer semestre de 2026 con un Ebitda de 2.975 millones de euros, un 5% más que en el mismo período del año pasado. El beneficio neto trepó un 6%, hasta los 1.215 millones, pese a un contexto internacional atravesado por la incertidumbre geopolítica.

La energética viene de un semestre exigente, con un mercado energético todavía sensible a cualquier sobresalto internacional. Aun así, la compañía logró sostener el ritmo de crecimiento que viene mostrando desde el arranque de su Plan Estratégico 2025-2027, sin resignar disciplina en la gestión.

Detrás de esos números hay un modelo de negocio integrado que la empresa repite como mantra en cada balance: generación, distribución y comercialización funcionando como un engranaje. Esa estructura, dicen en la compañía, es la que amortigua los golpes cuando el escenario se pone difícil.

Un balance más sólido

El balance financiero también mejoró en el semestre. La deuda neta bajó a 11.745 millones de euros al cierre de junio, contra los 12.317 millones registrados a fines de 2025, apoyada en una fuerte generación de caja durante esos seis meses.

La ratio deuda neta sobre Ebitda quedó en 2,2 veces, un nivel que le da a Naturgy margen de sobra para salir a buscar nuevas oportunidades de crecimiento, sin descuidar la disciplina financiera que la compañía repite que la caracteriza desde hace años.

Esa solidez no es un dato menor. Es, en gran medida, la que sostiene la decisión que más entusiasmo generó entre los accionistas en las últimas semanas, y la que explica por qué el mercado empezó a mirar distinto a la compañía.

El dividendo que celebran los accionistas

El Consejo de Administración aprobó el pago de un primer dividendo a cuenta del ejercicio 2026 de 0,60 euros por acción, que se abonará el próximo 29 de julio. La retribución está atada al mantenimiento del rating BBB, algo que hoy no aparece en riesgo.

A eso se suma otro hito: el free float de la acción ya supera el 46%, el nivel más alto en los más de 180 años de historia de la compañía. Naturgy lo presenta como el cumplimiento de un compromiso asumido hace tiempo con sus inversores.

“Naturgy vuelve a demostrar la solidez de su modelo de negocio y su capacidad para cumplir sus compromisos incluso en un entorno muy exigente”, resumió Francisco Reynés, presidente ejecutivo de la compañía, al presentar los resultados semestrales ante el mercado.

La compañía eleva sus previsiones y mira a 2026

Con ese respaldo, la compañía elevó sus previsiones para 2026. El Ebitda anual superará ahora los 5.500 millones de euros, un 4% más de lo previsto originalmente, y el beneficio neto se ubicará por encima de los 2.100 millones, un 10% más.

Ambas cifras quedan por encima del consenso que manejaba el mercado antes de este anuncio. La deuda neta, en tanto, se reducirá hasta los 13.000 millones de euros al cierre del año, un 4% menos que en la proyección anterior de la compañía.

Las inversiones del semestre se concentraron en redes de distribución y en proyectos de generación renovable, los dos ejes de crecimiento del plan vigente. En renovables, la capacidad instalada llegó a 8,4 GW, con otros 1,3 GW adicionales en construcción para lo que resta del año.

El propio mercado del gas mete algo de ruido en el horizonte: la evolución de los precios internacionales anticipa un invierno complejo, y la compañía ya trabaja para garantizar la seguridad de suministro de cara a los próximos meses del año.

Vista Energy avanza con el RIGI y una inversión de US$5.800 millones en Bandurria Norte

Vista Energy formalizó ante el Gobierno la solicitud de adhesión al RIGI para desarrollar Bandurria Norte, un bloque de Vaca Muerta donde todavía no hay pozos en producción. El proyecto contempla una inversión de US$5.800 millones y marca un paso más en la expansión de la petrolera que fundó y preside Miguel Galuccio.

El área tiene 26.500 acres, unas 10.700 hectáreas, y está operada en su totalidad por Vista, que controla el 100% de la participación. Se trata, además, del primer desarrollo de la compañía por fuera de su hub operativo tradicional en la cuenca neuquina, un dato que no pasó desapercibido entre los analistas del sector.

La presentación se dio el mismo día en que el Gobierno aprobó otro proyecto RIGI, el de Pampa Energía para Rincón de Aranda, por US$4.500 millones. Dos anuncios que confirman el ritmo que está tomando el régimen de grandes inversiones en Vaca Muerta durante este año.

Un plan que apunta a 332 pozos nuevos

El proyecto de Bandurria Norte prevé la perforación y completación de 332 pozos nuevos, con el objetivo de llegar a una producción de alrededor de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Es una escala considerable para un bloque que hoy arranca de cero.

A eso se suma un paquete de infraestructura pensado para sostener esa producción: una batería con capacidad para procesar cerca de 40.000 barriles de petróleo, una estación compresora, más oleoductos y gasoductos que conecten el área con el resto del sistema de transporte.

Nada de esto es sorpresa, en realidad. Galuccio ya había anticipado la jugada en abril, durante la presentación de resultados del primer trimestre, cuando habló de dos proyectos en danza para el RIGI: Bandurria Norte y Aguada Mora.

Una petrolera que no deja de crecer

Vista llega a este anuncio consolidada como el principal productor independiente de petróleo del país y el mayor exportador de crudo. No es un dato menor para entender por qué apuesta a un bloque nuevo, con toda la incertidumbre que eso implica.

Los números del segundo trimestre de 2026 acompañan esa lectura: la producción total llegó a 156.000 boe/d, un 32% más que un año atrás, mientras los ingresos treparon a US$1.150 millones, un 89% por encima del mismo período de 2025.

Ese crecimiento no fue orgánico solamente. Este año Vista sumó los activos de Petronas en La Amarga Chica y también los de Equinor en la cuenca, dos operaciones que ampliaron su escala y reforzaron su base de reservas en Vaca Muerta.

Qué busca Vista Energy con el régimen

El atractivo del RIGI pasa por los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que ofrece a las grandes inversiones, algo que según Galuccio resulta clave para mejorar la rentabilidad de bloques que todavía no están desarrollados como Bandurria Norte.

Sin ese marco normativo, according to lo que planteó la propia compañía, el desarrollo masivo de este tipo de áreas recién se habría priorizado cerca de 2030. Ahora, el objetivo de Vista es acelerar ese calendario y sumar volumen exportable de crudo desde la Cuenca Neuquina.

GNL: Neuquén promulgó la ley que garantiza estabilidad fiscal por 30 años

La provincia de Neuquén dio un nuevo paso para avanzar con el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) al promulgar la Ley 3566, que ratifica el acuerdo firmado entre el gobierno provincial e YPF. La norma establece el marco jurídico que acompañará el proyecto exportador, garantiza estabilidad fiscal por hasta 30 años y busca generar condiciones para atraer inversiones vinculadas al RIGI.

Con la promulgación de la ley, el gobernador Rolando Figueroa oficializó el Acta Acuerdo suscripta el 4 de junio con la petrolera de mayoría estatal. La iniciativa apunta a brindar previsibilidad a uno de los proyectos energéticos más ambiciosos del país, destinado a transformar el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación con acceso a mercados internacionales.

Estabilidad fiscal para impulsar el proyecto de GNL

La Ley 3566 ratifica un régimen especial de incentivos para el desarrollo del proyecto de GNL, asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta que adhieran al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Entre ellas se encuentran Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.

La vigencia de esos beneficios estará condicionada al cumplimiento del RIGI, mientras que la Provincia otorgará estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores al inicio de cada etapa del proyecto. El objetivo es ofrecer previsibilidad a inversiones que demandan desembolsos multimillonarios y horizontes de desarrollo de varias décadas.

Durante el tratamiento legislativo de la iniciativa, Figueroa había definido el acuerdo como “una oportunidad histórica” para convertir el potencial gasífero de Neuquén en desarrollo económico sostenible. El mandatario sostuvo además que la estabilidad fiscal constituye una herramienta indispensable para atraer capitales de largo plazo.

Figueroa presentó un proyecto para potenciar el GNL y generar empleo e infraestructura.

Inversión en infraestructura y desarrollo regional

El acuerdo también establece que YPF asumirá un compromiso de inversión de 175 millones de dólares en infraestructura. Ese monto podrá ejecutarse mediante la construcción de obras o a través de aportes económicos destinados a proyectos que serán definidos en conjunto con el gobierno provincial.

Según lo previsto, esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas a la actividad hidrocarburífera, fortaleciendo la infraestructura, los servicios públicos y las condiciones de vida en las zonas de influencia del desarrollo energético.

La aprobación legislativa y su posterior promulgación representan un paso clave para otorgar seguridad jurídica a una iniciativa considerada estratégica para ampliar la capacidad de exportación del gas argentino y consolidar a Neuquén como el principal polo energético del país.

Un crecimiento mensual de 32,2% en Rincón del Mangrullo y un pozo histórico explicaron gran parte de la recuperación productiva de YPF durante mayo.

El GNL, una apuesta estratégica para Vaca Muerta

El proyecto de GNL busca agregar valor a la producción de Vaca Muerta, diversificar los mercados de exportación y potenciar la actividad económica a través de nuevas inversiones. Además del complejo de licuefacción, el desarrollo contempla la expansión de infraestructura específica para el transporte del gas.

Entre las obras previstas figura la construcción de un gasoducto dedicado al abastecimiento del complejo exportador, una infraestructura considerada esencial para incrementar la producción, sostener el crecimiento del sector y fortalecer el posicionamiento de Argentina como proveedor de gas natural licuado en el mercado internacional.

Cacheuta entra en escena: Mendoza busca definir si tiene potencial para producir shale

El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, puso en marcha una licitación pública para contratar una empresa especializada que realice una evaluación técnica integral de la Formación Cacheuta, con el objetivo de determinar si posee condiciones para convertirse en un desarrollo de shale oil y shale gas.

La iniciativa apunta a consolidar toda la información geológica disponible sobre la Formación Cacheuta, organizar décadas de estudios técnicos y generar una base de conocimiento que permita reducir la incertidumbre sobre el potencial no convencional de este recurso. El proyecto forma parte de la estrategia energética anunciada por el gobernador Alfredo Cornejo durante la apertura de sesiones legislativas.

“La provincia tiene una extensa trayectoria petrolera y una enorme cantidad de información acumulada. Lo que buscamos es convertir esos datos en conocimiento útil para tomar mejores decisiones y evaluar con seriedad si Cacheuta representa una oportunidad de desarrollo futuro”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

La funcionaria explicó que el estudio permitirá integrar toda la información disponible, analizarla en profundidad e identificar si existen sectores con características geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que justifiquen nuevas etapas de investigación sobre el potencial no convencional.

YPF seguirá explorando la lengua mendocina de Vaca Muerta. Mendoza sigue con atención los planes de las compañías.

Mendoza explora Cacheuta

La Formación Cacheuta ocupa un lugar clave dentro de la Cuenca Cuyana, ya que constituye la roca madre del sistema petrolero mendocino y es el origen de buena parte de los hidrocarburos que impulsaron durante décadas la producción provincial.

Históricamente, el petróleo generado en esta formación migró hacia otras rocas reservorio, desde donde posteriormente fue producido. Sin embargo, el interrogante que ahora busca responder Mendoza es si parte de esos hidrocarburos permanecieron atrapados dentro de la propia roca madre, tal como ocurre en los principales desarrollos de shale del mundo.

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que el objetivo de la licitación no es comprobar si Cacheuta generó petróleo, un aspecto ampliamente respaldado por la evidencia técnica, sino determinar cuánto hidrocarburo pudo haber quedado retenido en la formación y en qué sectores existen condiciones favorables para un eventual desarrollo no convencional.

“El verdadero valor estratégico del estudio consiste en identificar dónde podrían existir condiciones geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que permitan considerar a Cacheuta como una oportunidad para el desarrollo de recursos no convencionales”, sostuvo Erio.

El funcionario también remarcó que Cacheuta no debe compararse directamente con Vaca Muerta. Mientras esta última es una formación de origen marino y cuenta con una amplia curva de aprendizaje tecnológico, Cacheuta posee un origen lacustre continental, lo que obliga a estudiar en detalle su mineralogía, madurez térmica, contenido orgánico, capacidad de retención de hidrocarburos y comportamiento frente a técnicas de estimulación hidráulica.

CGC cedió tres áreas en Mendoza.

Qué analizará el estudio técnico

La licitación contempla la elaboración de una base de datos integrada junto con mapas estructurales y sedimentarios, análisis geoquímicos, estudios de carbono orgánico total, caracterización petrofísica, análisis mineralógicos, evaluaciones geomecánicas y una jerarquización de las áreas con mayor interés técnico.

Además, el trabajo incluirá la construcción de distintos escenarios de desarrollo, la estimación de la potencialidad de los recursos, el análisis de las tecnologías que podrían aplicarse y la priorización de sectores según criterios de viabilidad geológica, infraestructura disponible, accesibilidad, sostenibilidad del recurso y competitividad económica.

La Cuenca Cuyana abarca aproximadamente 66.348 kilómetros cuadrados, cuenta con 35 áreas delimitadas, registra cerca de 3.100 pozos perforados y dispone de 1.754 km² de sísmica 3D, una base de información considerada suficiente para avanzar hacia una evaluación integral del potencial de la formación.

El estudio tendrá un plazo máximo de 14 meses y se desarrollará en distintas etapas que comprenderán la recopilación de información, el procesamiento de datos, el modelado geológico y la elaboración de un informe final. La apertura de ofertas fue fijada para el 4 de agosto de 2026.

La ruta que trazó YPF para el offshore

La exploración offshore, la alianza estratégica con Eni y el potencial geológico del Atlántico Sur fueron los principales ejes de la exposición del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante su visita a la Bolsa de Comercio de Córdoba. Allí explicó por qué la compañía decidió priorizar la búsqueda de nuevos recursos costa afuera.

El ejecutivo sostuvo que la estrategia responde a criterios geológicos y a la experiencia obtenida en otras regiones del mundo, donde los descubrimientos recientes alimentan las expectativas sobre el potencial que podrían tener las cuencas marítimas de Argentina y Uruguay.

“Gestión activa del portafolio e YPF se está dedicando en exploración al offshore. Todo lo que da en África da en América y todo lo que da en América da en África“, subrayó.

YPF apuesta al potencial del Atlántico Sur

Marín explicó que los descubrimientos realizados frente a las costas africanas fortalecen la hipótesis de que existen condiciones similares del lado sudamericano, debido a la evolución geológica que compartieron ambos continentes antes de su separación.

Según describió, los recientes hallazgos registrados en Namibia y otros sectores del continente africano representan una referencia para orientar la estrategia exploratoria que desarrolla YPF junto con sus socios internacionales.

“Encontraron ahora en Namibia cualquier cantidad de petróleo. Si tengo que jugar una ficha, la juego y la vamos a jugar con Eni. Creo que a fines de 2027 o principios de 2028 iremos en Uruguay y, si da bien, venimos a la Argentina“, aseveró.

Marín sostuvo que el desarrollo de estos proyectos podría modificar la escala de producción hidrocarburífera del país y abrir una etapa completamente distinta para la industria energética, siempre condicionada al éxito de las campañas exploratorias previstas.

YPF y Eni avanzan con el offshore en las costas uruguayas

La geología como fundamento de la estrategia offshore

Durante su exposición, el CEO de YPF dedicó varios minutos a explicar las características geológicas que respaldan la apuesta de la compañía y señaló que determinados procesos sedimentarios permitieron la formación de sistemas petroleros comparables en ambos márgenes del Atlántico.

“Esto puede ser muchísimo más grande que Vaca Muerta si esto se da… puede llevar a millones y millones de barriles de producción”, ponderó.

El directivo indicó que la compañía procura concentrar inicialmente sus esfuerzos en las áreas donde existe mayor probabilidad de éxito, antes de avanzar hacia regiones que presentan un riesgo exploratorio superior.

“Lo que tenés que hacer en la vida es no innovar, primero ir a lo más seguro y después vamos al otro”, destacó.

Marín agregó que la elección de las áreas prioritarias también responde al interés demostrado por empresas internacionales con amplia experiencia en exploración offshore, un aspecto que consideró un respaldo adicional para la estrategia que impulsa YPF.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta ya alcanza estándares internacionales de productividad

Una estrategia que también destacó en Democracia y Desarrollo

Las definiciones formuladas en Córdoba se complementan con las expresadas días atrás durante el ciclo Democracia y Desarrollo, donde el presidente de YPF volvió a ubicar al offshore como uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía.

“Es mucho más seguro que del lado este. A Eni lo trajimos y se acaba de comprar la opción con Apache al lado. Los tipos encontraron cualquier cantidad en Namibia. Entonces yo digo: puede dar.”

En ese encuentro, Marín afirmó que la petrolera profundizará las inversiones destinadas a la exploración marítima y sostuvo que el desarrollo de esos recursos podría generar un impacto mucho mayor al que actualmente proyecta el mercado.

“Nosotros nos vamos a concentrar mucho en el offshore. El offshore puede dar vuelta a la Argentina mucho más de lo que todos creen”, aseguró el pope de la empresa de mayoría estatal.

Trafigura invertirá en una central de 273 MW que dejará el diésel para operar con gas natural

Trafigura y Generadora Metropolitana concretaron la adquisición de la Central Los Guindos, una usina de 273 MW ubicada en la comuna de Cabrero, en la Región del Biobío, en Chile. La operación representa el ingreso de la compañía global al negocio de generación eléctrica del país y contempla la reconversión de la planta para que opere con gas natural.

La central actualmente funciona con diésel, pero ambas empresas anunciaron que este mismo año comenzarán las obras para adaptar sus dos turbinas al uso de gas natural. La iniciativa forma parte de una estrategia orientada a incrementar la eficiencia de la instalación y acompañar la transición energética del sistema eléctrico chileno.

Con esta inversión, Trafigura amplía su presencia en el sector energético de América Latina y suma un activo que buscará desempeñar un papel de respaldo para la creciente incorporación de energías renovables en Chile.

La Central Los Guindos dejará el diésel para operar con gas natural

La Central Los Guindos cuenta con una capacidad instalada de 273 MW, distribuida en dos turbinas que actualmente utilizan diésel como combustible para la generación eléctrica.

El proyecto prevé la reconversión de ambas unidades para que funcionen con gas natural en el corto plazo. Según informaron las compañías, esta transformación permitirá incrementar la potencia máxima de la central, además de reducir la intensidad de las emisiones asociadas a la operación.

Las empresas también señalaron que el cambio de combustible mejorará la eficiencia operativa y la flexibilidad de la planta, dos características consideradas fundamentales para respaldar un sistema eléctrico con una participación creciente de fuentes renovables.

Trafigura apuesta por expandirse en el mercado eléctrico chileno

La adquisición constituye la primera inversión de Trafigura en el sector eléctrico de Chile, un mercado que la empresa considera estratégico para su crecimiento regional.

“Chile representa un mercado estratégico para Trafigura en América Latina, y esta operación marca nuestro ingreso al sector eléctrico del país con un compromiso de largo plazo. Generadora Metropolitana aportará su experiencia operativa en el mercado local, respaldada por la experiencia logística y comercial que Trafigura ha desarrollado a lo largo de décadas en mercados energéticos de todo el mundo”, afirmó Gerardo Zmijak, director comercial de Trafigura en Argentina.

Como parte del acuerdo, Generadora Metropolitana tendrá a su cargo el 100% de la operación, la administración y la gestión integral de la Central Los Guindos, aprovechando su experiencia en el mercado eléctrico chileno.

Una inversión orientada a la transición energética

Desde Generadora Metropolitana destacaron que la incorporación de la central forma parte de su estrategia de expansión y del fortalecimiento de una matriz energética con menores emisiones.

“Esta adquisición es un paso concreto en nuestro plan de crecimiento y en la consolidación de una matriz energética más limpia y confiable. La reconversión de las dos unidades de Los Guindos a gas natural nos permitirá incorporar capacidad adicional con menores emisiones y, al mismo tiempo, aportar flexibilidad, seguridad y respaldo al sistema eléctrico, un aporte en la transición energética de Chile”, señaló Diego Hollweck, gerente general de la compañía.

Una vez finalizada la reconversión prevista para este año, la Central Los Guindos buscará consolidarse como un activo de respaldo para el sistema eléctrico chileno. Su operación con gas natural permitirá ofrecer mayor disponibilidad de generación y acompañar el crecimiento de las energías renovables mediante una infraestructura más flexible y eficiente.

Horacio Marín: “Comienza la etapa del 3x en la producción de YPF”

Horacio Marín anticipó una nueva para el shale. En el marco del evento “Democracia y Desarrollo – El Nuevo Mapa Geopolítico Global y sus Implicancias para la Argentina”, el presidente y CEO de YPF repasó el estado actual de Vaca Muerta y adelantó un cambio de escala en la producción de hidrocarburos para los próximos años.

“Yo no coincido cuando dicen que el desarrollo de Vaca Muerta está apenas arriba del 4%. Nadie sabe los extremos, pero en la cordillera es mucho más complejo”, afirmó Marín.

El directivo explicó que YPF tiene un programa para 2031 con el objetivo de desarrollar totalmente Vaca Muerta y alcanzar el plateau tanto de gas como de petróleo. Según Marín, todavía queda gas disponible para abastecer data centers y el mercado interno en los próximos años.

Marín también destacó el desembarco de compañías extranjeras en la cuenca neuquina. Mencionó la sociedad entre Pan American Energy y Continental, además de la participación de GeoPark, Vista y Pluspetrol, entre otras, en el desarrollo conjunto de Vaca Muerta, que crece a un ritmo cada vez más acelerado.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

Empieza la era del 3x de YPF

“Empezó ahora lo que diga YPF, agarrémonos, porque ahora empieza el 3x. Empezamos a aumentar la actividad fuertemente, y no solamente nosotros, también Pan American y todas las empresas”, señaló el CEO de la petrolera en el marco del evento organizado por Clarín.

El ejecutivo detalló que YPF pasó de 12 equipos de perforación en 2024 a 19 previstos para diciembre de este año. Con la misma inversión, la compañía pasó de 204 pozos perforados en 2024 a 253 en 2025, según los datos que presentó Marín.

Marín proyectó que el salto productivo se reflejará con fuerza recién hacia fines de 2027. Explicó que la creación de puestos de trabajo no es instantánea, ya que las inversiones y los compromisos de exportación asumidos por YPF maduran recién hacia 2031.

El círculo virtuoso y el RIGI

“El gran cambio es el cambio de gobierno, donde es friendly hacia los negocios, con el RIGI. El círculo virtuoso tiene tres actores: el gobierno nacional, que dio los incentivos correctos; el gobierno provincial y el gremio, que se acoplan a todo lo que estamos haciendo”, explicó Marín.

El CEO remarcó que, a diferencia de Estados Unidos, la Argentina todavía no cuenta con la logística necesaria para sostener cientos de equipos de perforación. Mientras en el Permian operan 450 equipos, YPF prevé llegar a entre 35 y 40 rigs propios en los próximos años.

Marín subrayó que el recurso de Vaca Muerta es de mejor calidad que el de las formaciones shale de Estados Unidos, aunque la falta de infraestructura sigue siendo un desafío. Por eso, dijo, la compañía decidió construir junto a otras petroleras la infraestructura necesaria para sostener el crecimiento.

Horacio Marín proyecta exportaciones energéticas por US$50.000 millones

Colaboración entre compañías y productividad

“Entendimos que había que trabajar colaborativamente. Significa desarrollar infraestructura entre todos, porque entre dos empresas se gana más haciendo un oleoducto que haciéndolo cada una por su cuenta”, sostuvo Marín durante su exposición.

Según el directivo, YPF impulsa proyectos conjuntos de infraestructura con otras petroleras para reducir costos logísticos en la cuenca. También remarcó que la compañía aplica un esquema de pago por productividad que alcanza a todos los niveles, incluido el personal de las estaciones de servicio.

“El aumento de producción que nosotros prevemos para fines del 2027 va a sorprender a todo el mundo el valor que vamos a poner”, subrayó Marín.

YPF incorpora a Eni y XRG como socios para desarrollar bloques de gas en Vaca Muerta

YPF anunció la incorporación de Eni y XRG al desarrollo del upstream del proyecto Argentina LNG mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que concentrará la titularidad de los bloques de gas de Vaca Muerta destinados a la iniciativa exportadora.

La compañía informó que la operación permitirá sumar a ambos socios al desarrollo de los activos que abastecerán el proyecto de gas natural licuado. La transacción todavía deberá cumplir una serie de condiciones, entre ellas la aprobación de la cesión de las áreas por parte de la autoridad competente.

“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Cómo quedará la participación en los bloques

La operación se concretará a través de la sociedad vehículo que, una vez completado el proceso y cumplidas las condiciones previstas, será la titular de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II, todos vinculados al desarrollo de Argentina LNG.

Según el esquema acordado, Eni y XRG adquirirán cada una el 32% del capital social de la compañía, mientras que YPF conservará el 36%. Desde la firma de los acuerdos, los bloques quedarán destinados exclusivamente al abastecimiento del proyecto.

Desde Eni destacaron que el ingreso al desarrollo de Vaca Muerta les permitirá fortalecer su presencia en la producción global de gas y ampliar su participación en toda la cadena del negocio del GNL, desde la extracción del recurso hasta el abastecimiento de clientes internacionales.

El gas del buque Hilli Episeyo saldrá del sistema actual.

La visión de los nuevos socios

Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, sostuvo que la incorporación al proyecto junto con YPF y XRG permitirá desarrollar recursos de gas a escala internacional y transformar el potencial de Vaca Muerta en una fuente competitiva de GNL para distintos mercados.

Por su parte, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó que Argentina cuenta con condiciones para incrementar su participación en el mercado mundial de gas y consideró que Argentina LNG será una pieza central para aprovechar esa oportunidad mediante un suministro confiable de gas natural licuado.

El directivo también destacó la alianza con YPF por su experiencia en el desarrollo de Vaca Muerta y señaló que la participación conjunta con Eni permitirá impulsar un proyecto de largo plazo con capacidad para convertirse en una nueva fuente de abastecimiento de GNL para los mercados internacionales.

El antecedente de la operación

La incorporación de ambos socios llega después de que, el 30 de abril, YPF adquiriera el 50% de participación que Pluspetrol mantenía en estos bloques mediante un intercambio de activos. Con esa operación, la petrolera estatal consolidó el control del 100% de las áreas involucradas.

Argentina LNG es un proyecto integrado que busca desarrollar los recursos no convencionales de gas de Vaca Muerta mediante infraestructura de transporte y plantas de licuefacción para abastecer la creciente demanda internacional de gas natural licuado.

El costo de perforación y completación de un pozo en Vaca Muerta ronda entre los U$S 8,5 y U$S 13 millones

Nicolás Ziperovich, exCEO de San Antonio Internacional y Founder & Managing Director de Lumina Energy Solutions, realizó un análisis del underwriting completo de un nuevo operador en Vaca Muerta, desde la evaluación de subsuelo hasta la estrategia de salida, donde consideró que el riesgo real en la roca madre no es geológico sino de precio del petróleo.

La formación acumula alrededor de 16.000 millones de barriles de petróleo recuperable y más de 300 Tcf de gas, según datos de la EIA, lo que la posiciona entre las cuatro mejores plays de shale del mundo. Menos del 2% de los pozos que se perforarán eventualmente han sido ejecutados hasta la fecha, lo que dimensiona el potencial que resta por desarrollar.

“El rendimiento de los pozos centrales ahora rivaliza con el Permian, con IP30 de entre 1.000 y 2.000+ boepd desde laterales de más de 3.000 metros con más de 50 etapas de fractura“, señaló Ziperovich en su publicación en su cuenta de LinkedIn.

La economía de un pozo en Vaca Muerta

El análisis de Ziperovich desagrega la estructura de costos del ciclo completo: el costo de perforación y completación se ubica entre US$8,5 y US$13 millones por pozo, una reducción del 40 al 50% respecto de 2018, con margen adicional de baja gracias al pad drilling y los laterales más largos. El costo de caja total en madurez ronda los US$25–30 por barril, contemplando regalías de Neuquén del 12%.

A un Brent de US$70, los márgenes EBITDA alcanzan el 60%, con un punto de equilibrio de ciclo completo de entre US$38 y US$56 por barril sobre precio Medanito. La principal exposición es el precio del crudo, no la geología ni la ejecución operativa.

“La curva de costos es un problema de ejecución que se puede resolver. Pasar de diésel a gas y luego a red eléctrica quita entre US$2 y US$3 por barril del costo de lifting. Un programa de reutilización de agua del 40–50% elimina otros US$0,50–1,00”, explicó Ziperovich.

Vaca Muerta atrae inversores globales: la cuenca que rivaliza con el Permian y promete retornos del 22%.

El capital es pesado, pero financiable

Una plataforma de escala media, unas 50.000 acres, aproximadamente 200 pozos en siete años hasta alcanzar 40.000 boepd,  requiere una inversión total de entre US$2.800 y US$3.000 millones. De ese total, entre US$1.000 y US$1.200 millones corresponden a equity; el resto se estructura con reserve-based lending y flujo de caja reinvertido una vez que la producción escala. La perforación representa el 70% del capex, por lo que el costo por pozo y el ritmo de ejecución son las variables determinantes.

El precio de entrada al activo agrega otro argumento: la acreage se transa entre US$6.000 y US$14.000 por acre, un descuento del 70 al 90% respecto del Permian por roca comparable. Las obras de infraestructura en marcha —GPNK para gas y Vaca Muerta Sur para el crudo— y el régimen RIGI, que garantiza ingresos en dólares y estabilidad impositiva por 30 años, reducen el descuento Argentina que el mercado aún aplica.

“El descuento Argentina es más amplio que el riesgo que efectivamente queda. La ventaja ahora está en la construcción: qué acreage elegir, qué diseño de pozo, a qué velocidad perforar y cómo financiarlo sin regalar los retornos”, sostuvo Ziperovich.

San Antonio nombró a un nuevo CEO.

El caso de salida: IRR del 22% y una referencia que ya existe

El escenario base del modelo arroja una TIR de entre el 18 y el 22% sobre equity, con un múltiplo de entre 2,0 y 2,5 veces. La salida se estructura a entre 5 y 8 veces el EBITDA hacia una IOC, una NOC o el mercado de capitales. Vista Oil & Gas construyó una compañía valuada en más de US$4.000 millones en NYSE desde cero en 2017, en condiciones de infraestructura peores que las actuales.

“El consenso por fin alcanzó al macro. El filo ahora está en la construcción”, remarcó Ziperovich, sintetizando la tesis central del análisis.