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Los detalles del acuerdo entre Southern Energy y SEFE

Southern Energy firmó un mega acuerdo con la compañía estatal alemana SEFE (Securing Energy for Europe) para exportar GNL (gas natural licuado) por 8 años. El convenio ratifica el rol que tendrá el shale gas en el futuro y Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas y Energía de Pan American Energy (PAE), detalló los fundamentos técnicos, comerciales y estratégicos que permitieron cerrar el primer contrato de venta de GNL a largo plazo.

El acuerdo forma parte del proyecto que permitirá exportar gas de Vaca Muerta desde Río Negro, con un desarrollo que incluye dos barcos, nuevas conexiones gasíferas y un gasoducto dedicado de casi 500 kilómetros.

En el marco del Energy Day, organizado por EconoJournal, el también Chairman de Southern Energy, sostuvo que el entendimiento alcanzado con la alemana fue posible por el potencial argentino y por la credibilidad operativa que encontró el comprador. “¿Cómo convencimos a SEFE de firmar esto? Primero con mucho trabajo, pero quizás me parece que lo importante acá es cómo se posiciona Argentina como nuevo proveedor de GNL en el mundo”, afirmó.

Europa fue determinante en este proceso. Tras la crisis derivada de la dependencia del gas ruso, los países del bloque aceleraron la diversificación de proveedores. Para el directivo, ese nuevo mapa energético abrió una oportunidad para un país que nunca había exportado GNL desde su propio sistema. “Argentina es un nuevo punto al mundo de ofrecer LNG. No existía”, remarcó.

El MKII de Southern Energy producirá 3,5 millones de toneladas de GNL al año y consolidará al Golfo San Matías como hub exportador.

Europa y la confianza en el proyecto argentino

Freire explicó que SEFE no es un comprador casual y que la relación previa con el barco licuefactor fue un punto decisivo. “Hoy ellos son los actuales off-takers, o sea, son los compradores del gas del Hilli, del primer barco, en Camerún. Lo conocen al barco, están confiados con la operación”, dijo.

Esa familiaridad con la tecnología fue clave. SEFE opera el Hilli Episeyo desde hace casi ocho años, lo que reduce la incertidumbre técnica para el futuro proyecto argentino. A eso se sumó el interés europeo por contar con nuevas fuentes de abastecimiento sin los riesgos geopolíticos presentes en otras regiones productoras.

Freyre destacó que Argentina ofrece un entorno estable para un proyecto de largo plazo. “Ayudó también a Argentina como punto nuevo de acceso al mercado de GNL, una zona que no tiene los riesgos que por ahí tienen geopolíticos que pueden tener otras zonas”, señaló.

A pesar de la complejidad de este tipo de acuerdos, la negociación avanzó con mayor velocidad de lo habitual. Según el ejecutivo, “cada acuerdo de estos lleva muchísimo tiempo, son acuerdos complejos, de mucha plata y muchos riesgos”, pero aún así lograron completarlo en poco más de un año desde el inicio de las conversaciones.

La rapidez general del proyecto también sorprendió a la compañía. “Empezamos en octubre del 2023 con un primer Teams con la gente de Golar, hicimos toda la permisología, obtuvimos el segundo RIGI, el permiso ambiental para los dos barcos y el permiso de exportación de GNL por 30 años”, repasó.

SESA recibió el visto bueno para exportar GNL desde Vaca Muerta.

Southern Energy y una inversión de más de U$S 1.000 millones

La iniciativa fue originalmente concebida como un proyecto estacional, apoyado en una conexión al Gasoducto San Martín y en una derivación offshore de cinco kilómetros. Los caños para ese primer tramo llegaron recientemente al puerto de San Antonio Este y comenzarán a instalarse en los próximos meses.

El Hilli Episeyo, entrará en operación a mediados de 2027, con una capacidad de procesamiento cercana a los 11 millones de metros cúbicos por día. Para el MKII, segundo barco que está previsto para 2028, la disponibilidad de gas por red no será suficiente. Por eso la alianza avanza con infraestructura adicional.

“Requiere un gasoducto dedicado. Estamos en el proceso de licitación de un gasoducto desde Tratayén hacia San Antonio Este, son más o menos 480 kilómetros, más de mil millones de dólares de inversión”, confirmó el Chairman de Southern Energy, . Ese nuevo ducto será el corazón del sistema de abastecimiento que permitirá sostener el proyecto durante décadas.

Según el directivo, esta infraestructura será determinante para convertir la exportación de GNL en un negocio continuo y no estacional. Al mismo tiempo, forma parte de un diseño de largo plazo que busca reforzar la seguridad energética nacional mientras habilita un nuevo flujo de divisas.

Southern Energy venderá gas durante ocho años a Alemania.

GNL argentino como la clave del futuro

El entendimiento con SEFE no solo garantiza volumen para el primer barco, sino que también fortalece la estructura financiera del proyecto. “Tener un contrato, si bien es un tercio de la capacidad, ya empezar a mostrarle a los bancos que vos tenés un off-taker y un off-taker de calidad es importante para la financiación”, afirmó.

Freyre explicó que Southern Energy encaró este desarrollo de manera inversa a lo habitual. “Partimos este proyecto al revés de lo que se hace un proyecto tradicional. Acá hicimos toda la vuelta inversa, y lo que nos faltaba era tener algún contrato de ventas de GNL”, dijo. El acuerdo con la alemana funciona como un catalizador del cierre financiero.

El ejecutivo adelantó que aún queda por comercializar un volumen significativo: tres millones de toneladas para el segundo barco. Esa búsqueda se iniciará, según anticipó, durante el primer semestre del próximo año. También mantendrán un porcentaje spot para capturar oportunidades de corto plazo.

Freyre confesó que esperaba otro perfil de comprador para el primer contrato. “Mi apuesta hubiese sido que el primer cliente iba a ser asiático, pero me equivoqué. Terminó siendo el europeo”, reconoció. Sin embargo, aclaró que el interés de Asia sigue vigente y será central en la siguiente etapa comercial.

Menos subsidios, más inversión: las claves del plan energético

En el Energy Day organizado por EconoJournal, Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, trazó un balance del año y delineó las claves de política energética para 2026. Según el funcionario, el Gobierno avanzó “de manera decisiva en la normalización del sistema energético argentino”, un proceso que combina reducción de los subsidios, desregulación y mayor participación privada.

Recordó que, al asumir, los subsidios energéticos representaban el 1,5% del PBI. “Con el esquema actual y las proyecciones del Presupuesto 2026 los reducimos a 0,5%”, indicó, para luego remarcar que el recorte “no es solo un ajuste fiscal”, sino parte de un proceso más amplio destinado a “ordenar el sector, bajar costos sistémicos e incentivar la inversión privada”.

González sostuvo que la reinstalación de la ecuación económica del sector fue determinante. “Revisamos tarifas que brindan previsibilidad y capacidad de financiamiento. Desregulamos progresivamente el mercado y habilitamos a los generadores a adquirir libremente su propio combustible”, explicó. Según dijo, todas estas señales ya se reflejan en el interés privado a través de “licitaciones hidroeléctricas, proyectos de almacenamiento en AMBA e iniciativas como la de TGS”.

De cara a lo que viene, anticipó un escenario favorable. “Para 2026 espero un año de consolidación: más inversión, más previsibilidad y un sector privado respondiendo a señales claras y estables”, afirmó.

YPF acelera en Vaca Muerta.

“Vaca Muerta recién empieza”: productividad y señales de mercado

Al abordar la agenda de hidrocarburos, González defendió la continuidad de los incentivos para la producción y la reducción de cargas impositivas. “El objetivo es seguir reduciendo impuestos distorsivos sin comprometer la disciplina fiscal”, señaló. En ese marco, recordó la eliminación de retenciones al crudo convencional y reconoció que, aunque “el impuesto sobre el no convencional es malo”, el contexto fiscal actual impide su eliminación.

Asimismo, advirtió que la caída del precio internacional del petróleo puede moderar el ritmo de actividad, aunque no provocar un freno abrupto. “Vaca Muerta tiene un diferencial clave: la productividad de nuestros pozos es dos o tres veces superior a la del Permian, aun con costos e impuestos mayores”, sostuvo.

El cambio estructural, según González, está en el nuevo régimen de precios. “Hoy los precios en Argentina son libres: se vende por paridad de exportación, sin precios artificiales como el ‘barril criollo’. Esta es una señal estructural que mejora la competitividad y la planificación de largo plazo”, remarcó.

El ingreso de Continental Resources a la formación neuquina fue para el funcionario una señal contundente. “Es una de las compañías independientes más relevantes de Estados Unidos. Su ingreso demuestra confianza en la competitividad estructural de la roca”, dijo. Y concluyó: “Vaca Muerta recién empieza: solo el 5% está desarrollado y la oportunidad a futuro es inmensa”.

Transición en el mercado de gas y compras de GNL

González insistió en que el Gobierno mantiene un proceso de salida progresiva del Estado de los mercados energéticos. “Estamos avanzando en retirar gradualmente a ENARSA del centro del mercado de gas, del mismo modo que estamos haciendo con CAMMESA en electricidad”, explicó.

Recordó que ENARSA se encuentra en un proceso de privatización y que su rol activo “ya no es necesario en un mercado que recuperó solvencia y capacidad de contratación”. Sobre el Plan Gas, afirmó que cumplió una función importante, pero que es tiempo de pasar a un nuevo esquema. “Hoy necesitamos que los productores contraten directamente con privados. Por eso estamos promoviendo esquemas voluntarios para que ese cambio ocurra de forma ordenada”, dijo.

Respecto al abastecimiento de GNL para el invierno, precisó que la prioridad es minimizar la carga fiscal. “Si logramos completar la transición antes del invierno, las compras estarán a cargo de comercializadores privados; si no, ENARSA se hará cargo una vez más”, adelantó. De todos modos, confió en que la competencia será determinante para mejorar precios: “Estoy convencido de que la competencia y la desregulación permitirán obtener precios más bajos”.

“Lo que estamos haciendo es transparentar el costo del sistema”, enfatizó.

Obras eléctricas y el salto del RIGI

González también detalló el avance en infraestructura eléctrica. Explicó que el Gobierno está terminando el diseño de la licitación para la expansión del sistema de transmisión AMBA I, que será ejecutada por el sector privado por primera vez en la historia. “Queremos garantizar un modelo robusto, atractivo y sin margen de error, porque al adjudicar la primera obra debemos lanzar inmediatamente las siguientes”, afirmó. Aunque esperaba publicarla antes de fin de año, dijo que se priorizó “que el diseño sea impecable”.

En cuanto al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), sostuvo que el programa atraviesa un momento de fuerte dinamismo. “El RIGI está siendo extraordinariamente exitoso. Hoy contamos con más de 27 proyectos presentados, mitad de energía y mitad de minería, y varios más en carpeta”, detalló.

Si bien todavía no se evaluó formalmente su extensión, González señaló que la decisión debería tomarse este verano. Su postura es clara: “Mi recomendación personal será prolongarlo, porque refleja el modelo económico al que aspiramos: sin retenciones, con impuestos más bajos y procedimientos ágiles”.

Camuzzi lanza “LNG del Plata”: inversión de U$S 3.900 millones para exportar gas de Vaca Muerta

Camuzzi Gas Inversora S.A., la compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció hoy la creación de “LNG del Plata”, el nuevo desarrollo energético de destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.

Con una inversión que alcanzará los U$S 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.

“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de U$S 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, acompañando de esta forma el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”, destacó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.

Cómo será el proyecto de Camuzzi

La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires; la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. En ese marco, la compañía se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones.

Las obras iniciarán en 2026, y se prevé el inicio de operaciones formales para 2028. Entre los meses de septiembre y mayo, LNG del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa. Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.

En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.

Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL.

Chubut advierte que se reserva el derecho a vetar al comprador de Manantiales Behr

La definición sobre el futuro de Manantiales Behr transita su tramo final y hay una serie de interrogantes que mantiene en vilo a los actores de la Cuenca del Golfo San Jorge. Tal como informó eolomedia, YPF está evaluando internamente las tres ofertas más competitivas para desprenderse del yacimiento donde Rovella Carranza sería la favorita para quedarse con el mítico bloque del convencional.

En este sentido, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, confirmó que la provincia tiene facultades para aceptar o rechazar la cesión del área. La potestad deriva del marco legal que regula las concesiones y establece que el “titular del recurso”, en este caso la provincia, debe convalidar cualquier transferencia.

Ponce explicó que la intervención provincial no alcanza a la negociación entre las empresas, pero sí al control final del operador que quedará a cargo del yacimiento. “La provincia puede admitir o denegar la cesión siempre y cuando no se cumplan las condiciones. Eso implica evaluar si la empresa es competente, si el compromiso de inversión está asegurado y si es conveniente para la provincia”, señaló en diálogo con Canal 12.

La inversión futura, el criterio decisivo para Chubut

El ministro fue enfático al aclarar que el monto que YPF reciba por la venta no será determinante para Chubut. “Nosotros no ponderamos cuánto se le paga a YPF. Eso es secundario. Lo que ponderamos es cuánto se va a invertir en la provincia”, afirmó, en línea con la política provincial de priorizar la actividad, el empleo y la continuidad operativa sobre el valor de la transacción.

En ese marco, recordó que el antecedente de 2024, cuando la provincia autorizó la transferencia del clúster El Trébol – Escalante a PECOM, se resolvió bajo los mismos parámetros: competencia técnica, capacidad de inversión y conveniencia para el territorio. Esas variables volverán a ser centrales en la evaluación del futuro adjudicatario de Manantiales Behr.

Ponce también señaló que Chubut participa del proceso de manera indirecta, a través del director provincial que integra el directorio de YPF. Si bien el Plan Andes II de la compañía proyectaba cerrar la transferencia para el 1 de enero, los plazos se extenderán. Sin embargo, para la provincia, el calendario no es el punto crítico.

“Si las condiciones están dadas, el traspaso se puede hacer”

“Lo importante es que el titular del recurso es la provincia. Entonces, si las condiciones están dadas, si aseguramos una transición ordenada y si la empresa que continúa viene con un plan de inversiones superador, está todo para hacer este traspaso”, afirmó Ponce. El ministro remarcó que no existe un requisito legislativo para avanzar con la cesión, ya que la autorización recae en el Poder Ejecutivo.

Recordó que, cuando se aprobaron las prórrogas de concesiones de YPF en 2013, se estableció expresamente la posibilidad de que la compañía transfiriera activos, siempre con la convalidación provincial. Según Ponce, la normativa vigente mantiene intactas esas prerrogativas.

Consultado sobre qué quedará de YPF en Chubut tras la salida de sus áreas maduras, el ministro indicó que la compañía mantendrá sus ramas de downstream, principalmente vinculadas a combustibles. Pero fue más allá y planteó que la retirada de YPF del upstream convencional no es una novedad reciente.

“YPF no se está yendo hoy. Se está yendo desde hace 10 años”, afirmó. Recordó que, cuando comenzó su carrera en la industria, la empresa invertía alrededor de 1.200 millones de dólares anuales en la provincia, mientras que este año destinará menos de 200 millones. “Esta caída fue progresiva. Hace 10 años que se viene yendo”, remarcó.

En este escenario, Ponce planteó que la llegada de un nuevo operador puede resultar positiva si garantiza inversión, actividad y empleo. “No tenemos que tenerle miedo a lo nuevo; tenemos que tenerle miedo a las empresas que no quieren invertir”, aseguró.

Southern Energy aseguró ventas de GNL por U$S 7.000 millones a Alemania

Southern Energy avanzó en la internacionalización del gas argentino tras alcanzar un acuerdo histórico con la estatal alemana SEFE para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). El consorcio SESA integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG selló un compromiso comercial de largo plazo que marca un punto de inflexión en la estrategia exportadora de Vaca Muerta.

La operación implica la venta de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años. Los envíos comenzarán a fines de 2027, cuando el primer buque de licuefacción esté operativo en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro. Se trata del mayor contrato de exportación de GNL firmado por Argentina tanto en volumen como en duración, y coloca al país en una posición más relevante dentro del abastecimiento energético europeo.

Según estimaciones del consorcio, el valor total del acuerdo podría superar los USD 7.000 millones, sujeto a la evolución de los precios internacionales. Además de aportar divisas en un período prolongado, el compromiso garantiza demanda sostenida para el gas producido en Vaca Muerta y consolida su rol como plataforma para el desarrollo exportador.

Un contrato que marca un antes y un después

El acuerdo, enmarcado en un “Heads of Agreement”, representa un paso clave para la estrategia global de SESA. El consorcio prevé que las exportaciones desde Río Negro sean el puntal para consolidar a Argentina como proveedor confiable en un mercado que busca diversificar sus fuentes de abastecimiento tras la crisis energética en Europa.

El buque “Hilli Episeyo”, pieza central del proyecto, será el primero de los dos barcos de licuefacción que Southern Energy instalará en la zona. La venta comprometida con SEFE representa más del 80% de su capacidad anual, estimada en 2,45 millones de toneladas. Con la llegada del segundo buque, la capacidad total del proyecto alcanzará las 6 millones de toneladas anuales.

Durante la firma participaron ejecutivos de todas las compañías que integran el consorcio. Entre ellos estuvieron Marcos Bulgheroni, CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martín Rueda, managing director de Harbour Energy Argentina; y Federico Petersen, chief commercial officer de Golar LNG.

Rodolfo Freyre, chairman de Southern Energy, destacó la trascendencia del acuerdo al afirmar que permitirá concretar la primera exportación a gran escala de GNL desde Argentina, un paso decisivo para expandir el desarrollo de las reservas gasíferas nacionales. Desde SEFE, Frédéric Barnaud remarcó que este es el primer contrato de GNL de la compañía con un proveedor sudamericano, lo que refuerza su estrategia de diversificación geográfica y la seguridad energética del continente.

Un proyecto estratégico para Río Negro y para Argentina

Southern Energy confirmó que la inversión total estimada del proyecto supera los USD 15.000 millones. El objetivo es operar durante al menos veinte años desde la costa rionegrina, en un esquema que combina infraestructura flotante, logística marítima y contratos de mediano y largo plazo.

Entre 2027 y 2035, el consorcio proyecta exportaciones superiores a los USD 20.000 millones. La ejecución del proyecto también generará alrededor de 1.900 empleos directos e indirectos en la etapa de construcción, con un fuerte enfoque en proveedores locales y mano de obra de Río Negro.

PECOM inauguró una planta de inyección de polímeros y acelera la producción en El Trébol-Escalante

PECOM puso en marcha una nueva planta de inyección de polímeros (PIU) en el yacimiento El Trébol-Escalante, con una inversión superior a US$ 8 millones.

La instalación permitirá incrementar el factor de recuperación de petróleo mediante la inyección de polímeros, optimizando el barrido del reservorio. La PIU posee tecnología de avanzada, lo que hace posible su operación y monitoreo de forma remota, optimizando la disponibilidad de la misma y los recursos asociados. Este método de recobro, ya testeado globalmente, contribuye a sostener e incluso aumentar la producción, potenciando la continuidad y productividad del yacimiento.

Desde que la compañía tomó el control de estos activos, ha sostenido una premisa clara: “no vinimos a administrar la curva de declino natural de los yacimientos, sino a trabajar activamente para hacer crecer la producción mediante tecnologías avanzadas. La puesta en marcha de esta nueva planta es un ejemplo concreto de esa estrategia y de la convicción de la compañía en el potencial de la Cuenca del Golfo San Jorge y forma parte de un plan de inversiones que en 2025 terminará totalizando más de US$ 70 millones.” afirmó Jorge López Kesler, Director de Operaciones de Upstream en PECOM.

Know-how de PECOM aplicado a aumentar la producción

El proyecto refleja la articulación del conocimiento técnico de tres áreas clave de PECOM, cuya integración resultó fundamental para este proyecto:

  • Exploración y Desarrollo: responsables de elaborar los planes de desarrollo y la identificación de nuevas zonas con potencial para la aplicación de tecnologías EOR (Enhanced Oil Recovery).
  • Ingeniería & Construcciones: encargados del diseño, ingeniería y montaje de la planta
  • Operaciones: responsables de la gestión eficiente del yacimiento y de la operación futura de la PIU.

La sinergia de estas tres áreas refleja el know-how propio de PECOM para diseñar, desarrollar y ejecutar proyectos que impactan directamente en el rendimiento productivo.

Articulación con pymes locales

La construcción y montaje de la planta también representó una oportunidad para potenciar el trabajo conjunto con proveedores locales, un eje estratégico del modelo de operación de PECOM. Entre ellos, se destaca la participación de la empresa local INCRO, que tuvo un rol central en la ingeniería y montaje de la instalación.

Este tipo de proyectos consolida un ecosistema de colaboración que impulsa el desarrollo regional, dinamiza la cadena de valor y refuerza el compromiso de PECOM con las pymes de la zona.

YPF y Eni explorarán un bloque a 200 km de las costas de Uruguay

YPF y Eni firmaron un acuerdo para explorar conjuntamente el bloque OFF-5, ubicado en aguas profundas a 200 km de la costa de Uruguay. Con una extensión aproximada de 17.000 km2 y una profundidad máxima de agua de 4.100 metros, el OFF-5 se encuentra en una zona considerada estratégica por su potencial geológico.

Estudios recientes indican similitudes con la cuenca Orange sobre el margen africano, en Namibia, donde se han realizado importantes descubrimientos de petróleo y gas. Ambos márgenes compartieron la misma evolución geológica antes de la separación continental, lo que, sumado a las similitudes observadas luego de la apertura del Atlántico, abre un importante potencial exploratorio en el Margen Americano.

“Este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Mediante el acuerdo suscrito, Eni Uruguay Ltd. adquiere una participación del 50% en el bloque OFF-5 y asumirá la operación tras el cierre de la transacción, sujeta a la aprobación de las autoridades uruguayas.

Este entendimiento refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo energético en la región y marca un paso importante en la cooperación internacional para proyectos offshore. Además, YPF y Eni firmaron recientemente un contrato para avanzar con la ingeniería de la etapa más grande del proyecto Argentina LNG, consolidando una relación estratégica que combina experiencia global y capacidades locales para impulsar el desarrollo energético en la región.

YPF y ENI, un vínculo estratégico

El avance en Uruguay se suma al trabajo conjunto que ambas compañías desarrollan en el país. El mes pasado, YPF y Eni firmaron en Buenos Aires el contrato de ingeniería de la etapa más relevante del proyecto Argentina LNG, que apunta a construir la mayor planta de licuefacción del país.

Ese documento define el diseño técnico y operativo de una iniciativa que prevé una inversión total estimada de 40.000 millones de dólares. De esa cifra, unos 25.000 millones se orientarán a la construcción de la terminal de licuefacción y la infraestructura asociada, mientras que otros 15.000 millones financiarán el desarrollo de tres bloques de gas húmedo en Vaca Muerta. El contrato representa un paso técnico previo a la Decisión Final de Inversión (FID), que se espera para el primer semestre de 2026.

El esquema de alianzas en torno al proyecto también registró un avance en noviembre, durante la feria energética ADIPEC 2025. En ese ámbito, YPF y Eni firmaron un “Framework Agreement” con XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC, la petrolera de Abu Dhabi.

GNL: llegaron 10.000 toneladas de caños al puerto de San Antonio Este

El buque Billion Star (ex Timaru Star) llegó al puerto de San Antonio Este (SAE) con un cargamento de 10.000 toneladas de caños de acero, equivalentes a más de 2.200 unidades. El material está destinado a la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FLNG, impulsado por el consorcio Southern Energy, encabezado por Pan American Energy (PAE) junto a YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

Según se informó, se trata del primer embarque crítico de tuberías para esta obra de infraestructura estratégica, que permitirá abastecer a las plantas flotantes de licuefacción frente a la costa rionegrina y consolidará a la provincia como eje logístico del GNL argentino.

Material clave para el GNL argentino

Los caños serán utilizados en los tramos terrestres y submarinos del gasoducto que conectará la red troncal de gas con el sistema marítimo a la altura de Fuerte Argentino, donde se proyecta el montaje de las unidades flotantes de licuefacción.

Este gasoducto forma parte de la infraestructura necesaria para que Río Negro se inserte en el mercado global de exportación de Gas Natural Licuado, aprovechando el potencial de producción de Vaca Muerta y generando nuevas cadenas de valor en la provincia.

De acuerdo al cronograma operativo, la descarga de las 10.000 toneladas de caños comenzará el miércoles 26, bajo un plan especial de descarga, acopio y transporte terrestre hacia los futuros frentes de obra del gasoducto.

El operativo involucrará al personal portuario de San Antonio Este, empresas de logística, transporte y servicios vinculados, generando más trabajo portuario y movimiento económico en la región, y reforzando el rol del puerto como nodo estratégico para los grandes proyectos energéticos del país.

La producción de gas de YPF marcó el nivel más bajo en cinco años

La producción operada de gas de YPF alcanzó en octubre los 27,7 millones de metros cúbicos diarios, un nivel que representó una caída del 11,8% respecto de septiembre y del 9,4% frente al mismo mes de 2024. El volumen se ubicó como el registro más bajo para un mes de octubre en los últimos cinco años, según datos declarados ante la Secretaría de Energía.

El retroceso mensual estuvo vinculado a una baja estacional del consumo interno, que redujo la necesidad de despacho desde las áreas productoras. Aun así, la estructura de los principales bloques operados por la compañía permaneció estable, con movimientos en la posición relativa de cada área según su desempeño durante el período.

Las únicas áreas que mostraron incrementos frente a septiembre fueron desarrollos petroleros de Vaca Muerta, donde el gas asociado compensó parcialmente la caída general de los segmentos no convencionales y convencionales.

Cómo se compuso la producción de octubre

La Cuenca Neuquina volvió a concentrar la mayor parte del gas operado por YPF, con 25,6 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 92,33% sobre el total. La Cuenca del Golfo San Jorge aportó 1,44 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 5,21% del total, mientras que la Cuenca Austral sumó 682.647 metros cúbicos diarios y explicó el 2,46%.

El mercado del tight sigue cayendo.

Por tipo de recurso, el shale mantuvo su liderazgo con 15,7 millones de metros cúbicos diarios, lo que representó el 56,65% del total operado en el mes. El tight gas aportó 4,75 millones de metros cúbicos diarios y significó el 17,15%. La producción convencional alcanzó 7,26 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 26,20% del total.

De acuerdo con la información oficial, la producción de shale gas cayó 14,1% en octubre, mientras que el tight retrocedió 16% y el gas convencional disminuyó 2,83%. Estos movimientos contribuyeron al registro general del mes, marcado por la menor demanda estacional.

Las áreas que lideraron la producción de YPF

El top ten de bloques operados por YPF mostró una composición similar a la del mes previo. Loma La Lata – Sierra Barrosa encabezó el listado con 5,19 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 18,73% del total. Aguada de la Arena ocupó el segundo puesto con 3,49 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 12,32%.

Río Neuquén se ubicó tercera con 3,25 millones de metros cúbicos diarios, seguida por Loma Campana con 3,12 millones de metros cúbicos diarios. En quinto lugar quedó Rincón del Mangrullo con 2,74 millones de metros cúbicos diarios. Más atrás aparecieron Bandurria Sur (1,87 millones), La Amarga Chica (1,6 millones), La Angostura Sur I (972.000 metros cúbicos), El Orejano (768.000 metros cúbicos) y La Ribera Bloque I (520.000 metros cúbicos).

GeoPark crece en Vaca Muerta y registra el mayor salto de reservas en años

GeoPark informó un crecimiento significativo en sus reservas de hidrocarburos durante 2025, impulsado por adquisiciones clave en Vaca Muerta y por una serie de revisiones técnicas en Colombia. De acuerdo con el informe realizado por la consultora independiente DeGolyer and MacNaughton (D&M), la empresa alcanzó una tasa de reemplazo de reservas 2P del 430%, el nivel más elevado de los últimos años.

La evaluación, realizada bajo los criterios PRMS, indica que las reservas probadas más probables (2P) aumentaron 38% interanual, llegando a 121 millones de barriles de petróleo equivalente (mmboe). Además, el Índice de Vida de Reservas (RLI) para esa categoría subió a 12,7 años, lo que supone un incremento del 80% frente a 2024.

Transformación del portafolio con enfoque en Vaca Muerta

El crecimiento de reservas responde, en gran medida, a la adquisición de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, ambos situados en la formación Vaca Muerta. Estas áreas, integradas al portafolio en octubre, ya representan el 30% de las reservas totales de la compañía.

La operación agregó 36,7 mmboe a la categoría 2P y habilitó la reclasificación de 3,4 mmboe como 2P y 24,6 mmboe como 3P en Puesto Silva Oeste. GeoPark prevé avanzar con un programa de perforación en la segunda parte de 2026, con el objetivo de alcanzar un plateau productivo de 20.000 barriles equivalentes diarios hacia 2028.

En la actualidad, Loma Jarillosa Este produce 1.860 boepd mediante seis pozos, donde la firma ya puso en marcha un plan de optimización a través de la instalación de nuevas bombas para potenciar la productividad.

En Colombia, las reservas 2P crecieron unos 2,6 mmboe, sin considerar el efecto de desinversiones. Este incremento provino de revisiones técnicas realizadas en los bloques CPO-5 y Llanos 123, donde se registraron nuevos descubrimientos en los campos Currucutú y Toritos, además de mejoras en el factor de recobro en Bisbita.

El bloque Llanos 34 mantiene su liderazgo como el principal aportante de reservas en el país, con proyectos de optimización que incluyen inyección de agua, CEOR, perforaciones infill y trabajos de reacondicionamiento de pozos.

GeoPark avanza en Vaca Muerta.

Disciplina de capital y eficiencia

La compañía resaltó que su costo de finding, development and acquisition (FD&A) en 2025 se ubicó en USD 4,3 por barril equivalente, un valor que considera competitivo frente a los estándares internacionales. GeoPark señaló que la combinación entre una base productiva madura en Colombia y las oportunidades de desarrollo en Vaca Muerta fortalecen un portafolio “más sólido, equilibrado y diversificado”.

Al cierre de 2025, las reservas probadas (1P) alcanzaron 69 mmboe, mientras que las 3P llegaron a 173 mmboe. A su vez, el valor presente neto después de impuestos de las reservas 2P (NPV10) fue estimado en USD 1.300 millones, equivalente a USD 15,8 por acción ajustado por deuda neta.

Un año de expansión estratégica

El CEO de GeoPark, Felipe Bayón, aseguró que estos resultados confirman la efectividad de las decisiones estratégicas tomadas por la compañía. “El marcado crecimiento de nuestras reservas demuestra el impacto de desarrollar un portafolio más resiliente, diversificado y preparado para el futuro”, afirmó. También resaltó el desempeño de los activos en Colombia, especialmente en Llanos y CPO-5.

El balance anual refleja que las reservas 2P pasaron de 87,6 mmboe en 2024 a 121,3 mmboe este año, pese a la producción anual de 10,2 mmboe y a desinversiones que restaron otros 5,5 mmboe.