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Energía

GeoPark ya opera en sus dos bloques en Vaca Muerta

GeoPark Limited confirmó el cierre oficial de la adquisición del 100% de participación en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, ubicados en la ventana de petróleo negro de Vaca Muerta. La operación se concretó tras obtener todas las autorizaciones gubernamentales y regulatorias requeridas por la provincia de Neuquén.

El Gobierno neuquino emitió los decretos DECTO-2025-1226 y DECTO-2025-1270, que habilitaron el traspaso formal de los activos. Posteriormente, GeoPark firmó las escrituras públicas correspondientes con Pluspetrol S.A. y completó la transacción mediante el pago final de 115 millones de dólares.

Como parte del acuerdo, GeoPark transfirió un 5% de participación en Puesto Silva Oeste a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). De esta manera, la empresa estatal neuquina se incorpora como socio estratégico para acompañar el desarrollo del proyecto en la zona.

GeoPark, un nuevo operador en Vaca Muerta

La compañía destacó que esta operación representa un paso clave en su estrategia de expansión regional. Con este movimiento, GeoPark se convierte oficialmente en un nuevo operador en Vaca Muerta, una de las principales cuencas no convencionales de petróleo y gas del mundo.

“Este cierre representa un hito clave para GeoPark, ya que nos convertimos oficialmente en operadores en Vaca Muerta”, señaló Felipe Bayón, CEO de la compañía. “Agradecemos al Gobierno de Neuquén, a Pluspetrol y a GyP por su confianza y colaboración. Nuestros equipos ya están en terreno, listos para desarrollar estos activos con excelencia operativa, cuidado ambiental y responsabilidad social”, agregó.

La empresa subrayó que la finalización de la transacción refleja la colaboración efectiva entre el sector público y el privado. Además, reafirmó su compromiso de largo plazo con Argentina y su estrategia de inversión disciplinada y sostenible en hidrocarburos.

Plan de desarrollo y objetivos

El plan de la compañía se centra en la ventana de crudo de Vaca Muerta, donde buscará petróleo con una calidad de entre 30° y 35° API. Actualmente, Loma Jarillosa produce entre 1.800 y 2.000 barriles diarios. En Puesto Silva Oeste, que cuenta con una concesión de 35 años, la empresa proyecta un piloto inicial con un pozo firme y dos contingentes a perforar en los próximos tres años.

GeoPark apunta a elevar su producción total —hoy cercana a 28.000 barriles diarios en Colombia— hasta un rango de 40.000 a 45.000 barriles hacia finales de la década.

Un punto clave de la estrategia será la creación de un hub operativo entre Loma Jarillosa y Puesto Silva Oeste. El objetivo es generar sinergias, optimizar costos y evitar la duplicación de instalaciones. Inicialmente, la producción se transportará en camiones, aunque ya se evalúan alternativas para conectarse a ductos y facilidades existentes en la cuenca.

Inversiones e infraestructura

La empresa anticipó que los próximos dos años estarán marcados por fuertes inversiones en infraestructura. El capex será alto en relación con la producción inicial, con una estrategia financiera combinada: 60% se cubrirá con recursos propios y el resto con deuda.

La Comisión Nacional de Valores ya aprobó un cupo indicativo de 500 millones de dólares para colocar deuda local en Argentina. Además, GeoPark analiza la posibilidad de acudir a mercados internacionales y utilizar líneas de prepago de ventas futuras de crudo para completar su esquema de financiamiento.

Con este avance, la compañía refuerza su presencia en la región y consolida un nuevo capítulo en el desarrollo de Vaca Muerta.

La factura oculta de OpenAI: cuánto costará la energía del boom de datos en la Patagonia

La interrupción en un data center es el mayor temor de las grandes tecnológicas que están invirtiendo miles de millones de dólares en inteligencia artificial para, entre otras cosas, fortalecer el cuidado de los datos. Para que una IA generativa pueda operar eficientemente tiene que recurrir no solo a una alta capacidad de procesamiento sino también a una base de datos que sirva como entrenamiento del modelo. Y para todo esto se necesitan data centers.

En ese sentido, la noticia de que OpenAI invertirá 25.000 millones de dólares para construir un data center en la Patagonia, más allá del potencial que significa para el país, pone de relieve un largo debate entre las big tech sobre cómo conseguir un almacenamiento masivo de datos con altos estándares de seguridad y cómo lograr la garantía de un abastecimiento energético adecuado para tal consumo, entre otros desafíos.

Según datos de Uptime Institute, el 54% de las interrupciones en centros de datos cuestan más de US$100.000, y el 20% supera el millón de dólares. “En un mundo donde la IA depende de la continuidad, la seguridad va mucho más allá de proteger los datos de un ciberataque sino de asegurar la no interrupción del suministro”, comenta Daniel Fiorda, Director de Operaciones de SkyOnline, empresa de data center que se soporta en GPUs Nvidia para procesos de IA.

“Un corte, por breve que sea, no es un simple inconveniente; es una cascada de consecuencias económicas que se miden en miles de dólares por minuto, además del daño reputacional”, agrega Fiorda. Dentro del sector se conoce muy bien que la inactividad se paga muy cara. Más aún en la alta competencia tecnológica. Las empresas de Fortune Global 500 pierden aproximadamente 1.500 millones de dólares cada año por tiempos de inactividad no planificados, según un estudio de Siemens.

¿Cuánta energía necesitará OpenAI?

El data center que la firma de Sam Altman abrirá en la Patagonia tiene proyectado alcanzar 500 MW (megawatts) de potencia, lo que lo ubicaría entre los más grandes del mundo.

Para dimensionar la escala, esto implicaría un consumo anual de 4,38 TWh (teravatio-hora), mientras que el consumo total de electricidad en Argentina en el año 2024 se situó en aproximadamente en 138,8 TWh, según cifras de CAMMESA, la entidad que administra el mercado eléctrico mayorista en el país. Con éstos números, el consumo del data center equivaldría a cerca del 3% del consumo eléctrico total de Argentina.

El proyecto de OpenAI será desarrollado junto a la empresa argentina Sur Energy. Aunque todavía se desconoce quién será el “cloud developer” (profesional que diseña, desarrolla y mantiene aplicaciones y servicios en la nube) que acompañará la inversión, algunos grandes proveedores energéticos como Central Puerto y Genneia aparecen como alternativas.

Fiorda estima que el proyecto podría generar presiones en el sistema, pero que el país tiene mucho potencial de generación, incluso en fuentes renovables. También aclara que el problema excede a Argentina y se trata de una disyuntiva global. Según un informe publicado por The Guardian, la IA demandará para fines de este año 23 gigavatios, el doble de lo que consumen países europeos enteros como Países Bajos, Suiza o Austria.

La fiebre por la IA está redefiniendo el futuro energético porque la infraestructura de datos exige mucha demanda. Las cargas de trabajo que requieren, por ejemplo, las GPUs de Nvidia para el aprendizaje automático, consumen hasta 40 veces más energía que los servidores tradicionales.

¿Una posible salida?

El gobierno de Javier Milei lanzó en diciembre pasado un programa para alimentar con energía nuclear la futura demanda de energía por IA. El programa está a cargo de Demian Reidel, presidente de Nucleoeléctrica Argentina, empresa que opera los tres reactores del país: Atucha I, Atucha II y Embalse. El proyecto oficial baraja la incorporación de reactores nucleares modulares (SMR) para garantizar un suministro escalable y estable, además de vender el 44% de las acciones en licitaciones internacionales.

La apuesta por la energía nuclear es uno de los principales atractivos para abastecer la demanda. Sin embargo, Fiorda explica: “Un reactor nuclear por más chico que fuere requiere tiempo, lo mismo una línea de transmisión, un parque eólico o solar y ni que hablar una represa”. Y agrega: “Todo lo que es energía está sobredemandado y tienen tiempos de entrega mucho más extendidos de lo normal”.

“El mundo está rediseñando por completo los sistemas de refrigeración y las redes eléctricas para abastecer los data centers, por lo que cualquier nueva oportunidad energética podría ser de gran ayuda si logra concretarse en el tiempo”, dice Fiorda esperanzado. Aunque, sin embargo, enciende algunas luces de alerta: “A la par hay que asegurarse la llegada de los equipos de soporte y generadores, sin eso por más que tengas la energía no se puede desarrollar la actividad”.

Vaca Muerta superaría las 28 mil etapas de fractura en 2026

Para tomar dimensión de la actividad que diagraman las operadoras en Vaca Muerta para el 2026 es necesario conocer las proyecciones sobre las etapas de fracturas. Las punciones son la mejor manera de conocer la actividad operativa de los yacimientos no convencionales.

Según el relevamiento que realizó Fundación Contactos Petroleros, que lidera Luciano Fucello, se estipula que para el 2025, las compañías alcanzarían las 28 mil etapas de fractura, lo que significaría un incremento interanual del 22%.

Hay que recordar que la Fundación también proyectó que este año se llegaría a las 24 mil etapas de fractura en la roca madre y, tal como informó eolomedia, hasta septiembre ya habían pasado la barrera de las 18 mil operaciones.

Los números de 2025 van según lo estimado y en solo nueve meses se superaron el total de punciones registradas en 2024, que se situaron en 17.814 fracturas.

Los líderes del fracking

En el estudio de mercado que realizó la Fundación se destaca que YPF continuará liderando ampliamente las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal llegaría a las 13.600 operaciones, lo que explicaría el 48,5% de las punciones en la roca madre.

En segundo lugar se ubicaría Vista Energy. La compañía liderada por Miguel Galuccio seguirá marcando el pulso del shale con 3.100 fracturas.

El podio sería cerrado por Pluspetrol. La compañía sumaría 2.500 fracturas en Vaca Muerta. La compañía dividirá sus operaciones en dos entidades diferentes: Pluspetrol se denominará para sus tareas en La Calera y Pluspetrol Cuenca Neuquina corresponde a los activos que le compraron ExxonMobil (Bajo del Choique – La Invernada). En la primera se esperan 800 fracturas mientras que la segunda se incrementará a 1.700 punciones.

Detrás se ubicaría Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint se anotaría con 2.400 operaciones en el shale.

El mapa de Vaca Muerta

Según el reporte, hay un grupo de tres compañías que superarían las mil etapas de fractura en Vaca Muerta. Pampa Energía alcanzaría las 1.600 punciones, Shell se anotaría con 1.500 punciones y Pan American Energy (PAE) llegaría a las 1.300 operaciones.

Phoenix Global Resources, Chevron y Capex no lograrían superar la barrera de las mil punciones, pero eso no quita merito a sus planes en el no convencional. Phoenix tendría planeado completar 840 fracturas, Chevron llegaría a las 600 y Capex sumaría 200 operaciones.

Además, el reporte estipula que tanto Geopark, como Tango Energy (exAconcagua Energía) y Fluxus no informaron sobre sus tareas en la roca madre. Geopark y Fluxux llegaron este año a Vaca Muerta y se espera por su desenlace en los próximos meses, mientras que Tango Energy reestructura su modelo de negocio enfocado en el shale.

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arenas al corazón de Vaca Muerta

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arena al yacimiento Bajada del Palo, en Vaca Muerta. Con esta reubicación, la compañía busca optimizar la logística y garantizar un suministro más eficiente de arenas a las operaciones en la Cuenca Neuquina.

La empresa cambiará su modelo operativo para poder tomar arenas de distintas locaciones, incorporando arenas de cercanía.

Los trabajos de traslado comenzarán en el cuarto trimestre de 2025, y se prevé que la planta entre en operación en su nueva localización durante el primer trimestre de 2026.

Aluvional opera una planta de procesamiento que, a través de sistemas de atrición, lavado y filtrado en húmedo, permite eliminar impurezas —como la arcilla— y obtener arenas silíceas con la granulometría requerida para la estimulación hidráulica de pozos no convencionales. Actualmente, la planta procesa unas 130 toneladas de arena cruda por hora.

Aluvional, un actor clave en Vaca Muerta

La fractura hidráulica en Vaca Muerta, al igual que en otras cuencas productoras, se basa en inyectar agua, arena y aditivos a alta presión para abrir microcanales en la roca madre. En ese proceso, la arena cumple un rol clave: mantiene abiertos esos conductos para que el petróleo y el gas puedan fluir hacia la superficie.

Uno de los cambios más importantes en esta etapa operativa es la sustitución de la arena seca por arena húmeda. A diferencia de la primera, que debe someterse a un costoso proceso de lavado y secado en hornos alimentados a gas, la arena húmeda conserva hasta un 6 % de agua, evitando así todo ese circuito industrial previo.

La mejora genera un doble beneficio. Por un lado, reduce las emisiones de gases de efecto invernadero al eliminar el uso de hornos para el secado. Por otro, implica un ahorro económico significativo para las operadoras. Hoy, el costo de una tonelada de arena ronda los 180 dólares cuando proviene de Entre Ríos y cerca de 140 dólares si llega desde Río Negro. Con la adopción de arena húmeda, las proyecciones apuntan a reducir el valor a unos 115 dólares ya colocada en el pozo.

A gran escala, ese cambio representa cifras concretas: cada pad de cuatro pozos demanda alrededor de 45.000 toneladas de arena, lo que podría traducirse en un ahorro de medio millón de dólares por pozo y hasta 2 millones por pad.

Una técnica probada en EEUU

La fractura hidráulica en Vaca Muerta se realizó tradicionalmente con arena seca. Sin embargo, desde 2019 en Estados Unidos y en los últimos dos años en Argentina, comenzó a probarse con arena húmeda, una alternativa más económica y sustentable.

La pionera en incorporar esta tecnología en el país fue Vista Energy, que perforó sus primeros pozos bajo esta modalidad. A partir de esa experiencia, la compañía optimizó sus operaciones: reemplazó las sand boxes iniciales, incorporó camiones tolva para el transporte y rediseñó el sistema dosificador de arena, lo que mejoró la fluidez y la eficiencia en cada etapa del proceso de fractura.

PECOM designa a Horacio Bustillo como nuevo CEO

PECOM anunció la designación de Horacio Bustillo como nuevo CEO de la compañía, cargo que asumirá a partir del 1° de noviembre. Bustillo es ingeniero industrial graduado con honores en la Universidad Austral y cuenta con un MBA de la Universidad de Harvard. Posee más de 20 años de trayectoria nacional e internacional en el sector energético, con experiencia en liderazgo, crecimiento y transformación de empresas de servicios petroleros y energía en América Latina, Estados Unidos, Asia y África.

A lo largo de su carrera, se desempeñó en posiciones de conducción en SLB (Schlumberger) y Pacific Drilling, donde lideró equipos en distintos mercados del mundo. Más recientemente, fue CEO regional de Bond Energy Solutions en Colombia y Chile, y anteriormente Gerente General de AESA Servicios Petroleros, donde lideró su posicionamiento como contratista principal en Vaca Muerta.

Con una fuerte orientación a la eficiencia, la innovación y la gestión del cambio, la llegada de Horacio Bustillo representa un paso clave en el proceso de transformación que PECOM viene impulsando para consolidar su modelo de negocios enfocado en tres verticales estratégicos:

  • Upstream: producción eficiente en campos maduros, aplicando tecnologías de recuperación terciaria.
  • Servicios y Soluciones Integrales: operación y mantenimiento, artificial lift y tratamientos químicos.
  • Ingeniería y Construcciones: obras de infraestructura en Vaca Muerta, energía eléctrica y minería.

“Estamos convencidos de que el liderazgo de Horacio aportará una nueva energía y una mirada estratégica clave para continuar fortaleciendo nuestro crecimiento”, afirmó Luis Pérez Companc, presidente de PECOM.

YPF avanza hacia un FID histórico con tres petroleras para un megadesarrollo de GNL

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, reveló que tres gigantes energéticos participarán en la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para un megaproyecto de gas natural licuado (GNL) que promete transformar la matriz exportadora de la Argentina.

“Es un acuerdo muy importante. Para lo que hemos firmado con Eni es un proyecto que puede tener el tamaño de todo lo que produce Vaca Muerta hoy de gas. Es decir, duplicar lo que produce hoy Vaca Muerta, que es 75 millones de metros cúbicos”, explicó Marín en diálogo con Infobae.

El CEO subrayó que la magnitud económica es difícil de dimensionar: “A veces firmás algo que puede valer 300 mil millones de dólares de exportaciones entre 2031 y 2050. Con esto tenemos allanado el objetivo de YPF de que Argentina exporte más de 30 mil millones de dólares a partir de 2031 si se ejecuta el proyecto”.

Shell, ENI y otra supermajor se suman al FID

Marín precisó que se firmó un “technical FID”, es decir, la decisión técnica que define el proyecto. “Ahora falta que ingresen las empresas. Espero que lo haga Shell, con la que venimos trabajando, y una compañía más el mes que viene. Hay otras que quieren entrar, pero serán cuatro”, afirmó.

Una vez cerrada esa etapa, el paso siguiente será conseguir financiamiento. “La envergadura del financiamiento es gigante. Si el VMOS fue el más grande de la historia con 20 mil millones de dólares en exportación, este proyecto también va a dar 20 mil millones. Por eso digo que nos da 50 mil millones de dólares”, comparó.

Asimismo, el directivo explicó que se recurrirá a un esquema de project finance. “Para la gente, un project finance es como una hipoteca. Los bancos toman riesgo de proyecto, no está en el balance de la compañía y no hay garantía corporativa”, detalló. El monto que buscan es de 25 mil millones de dólares para infraestructura, de los cuales YPF deberá conseguir unos 17.500 millones.

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

“Es diez veces más grande que el VMOS”

Marín fue enfático: “Si el VMOS, con dos mil millones, fue el más grande de la historia, este es diez veces más. Soy optimista de que se va a dar. Las empresas argentinas no tienen espalda para conseguir ese dinero, pero YPF, junto con Eni, Shell y otra compañía, lo vamos a lograr”.

Para reforzar su optimismo, citó a Rystad Energy: “No lo decimos nosotros. Ellos afirman que los proyectos energéticos de Argentina son mejores que los americanos. Estamos desarrollando el proyecto en la ventana de gas y condensado, por eso hablo de 300 mil millones de dólares: 150 mil de gas y 150 mil de petróleo”.

Marín explicó que esta ventana permite ubicar el proyecto “entre los más rentables del mundo”. “Con el RIGI más la solidez del proyecto, estoy convencido de que vamos a conseguir la guita”, sostuvo con tono directo.

YPF y un marco legal que da confianza

El CEO subrayó que los inversores miran el largo plazo. “Si yo soy banco y me vienen con el RIGI más Vaca Muerta, yo no tendría mucha duda. Quisiera estar ahí porque Vaca Muerta es solvente y el RIGI es otra cosa”, dijo.

“Cuando trabajamos en proyectos petroleros de tan largo plazo, las coyunturas son ruido. Lo importante es el marco legal, el marco impositivo, las leyes provinciales, la calidad de Vaca Muerta, la rentabilidad y ponerlo a precios promedio bajos. Si ves que resiste, invertís sin dudar”, explicó Marín.

“Eso es lo que están haciendo estas compañías. Si no, no estarían viniendo”, afirmó el CEO de YPF. Además, adelantó que se sumará una supermajor “del tipo Shell” al consorcio que impulsará uno de los desarrollos más ambiciosos de la historia energética argentina.

Minería: una oportunidad para los petroleros de Chubut

La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa un proceso de declino natural en su producción petrolera. La reducción de equipos y la caída en la actividad ponen en riesgo miles de empleos directos e indirectos. En este contexto, la minería y, en particularmente, el uranio aparece como una alternativa laboral para los trabajadores afectados.

“Esta cuenca tiene uno de los capitales humanos más experimentados del país. Sería un error no aprovechar esa capacidad técnica en nuevas actividades”, aseguró Omar Adra, CEO de UrAmerica, en el panel “Chubut protagonista de la energía nuclear. Del recurso natural al valor productivo y social” en el marco de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia.

Según el ejecutivo, la transición hacia la minería no solo permitiría sostener empleo, sino también generar nuevas oportunidades de desarrollo regional.

Reconversión productiva con base local

Los trabajadores petroleros cuentan con conocimientos transferibles a la minería: perforación, operación, mantenimiento, seguridad industrial. “Muchos de los perfiles que hoy trabajan en la industria petrolera pueden reconvertirse con programas de capacitación relativamente cortos”, explicó.

Este enfoque permitiría crear empleo calificado y arraigado en la región, reduciendo la dependencia de ciclos petroleros cada vez más inestables.

UrAmerica planea impulsar convenios con instituciones técnicas, universidades y sindicatos para promover programas de formación específica. “Queremos trabajar con la gente de la región. No tiene sentido traer toda la mano de obra de afuera cuando aquí hay experiencia probada”, remarcó el CEO.

La reconversión laboral aparece así como un eje clave para que la minería no sea solo extractiva, sino también generadora de valor social.

El impacto de la minería

La pérdida de empleos petroleros afecta fuertemente la economía de ciudades como Comodoro Rivadavia y Rada Tilly. Comercios, servicios y actividades indirectas sufren las consecuencias. La minería, de avanzar, podría amortiguar ese impacto.

“Si logramos desarrollar esta industria con responsabilidad, puede ser un motor económico tan importante como lo fue el petróleo en su momento”, señaló el directivo.

El proceso no estará exento de tensiones. La obtención de licencia social, la adaptación normativa y la planificación a largo plazo serán determinantes. Sin embargo, desde UrAmerica insisten en que el potencial existe.

“No estamos hablando de reemplazar una industria por otra, sino de sumar. De darle una nueva oportunidad a una región que ha sido estratégica para el país”, afrimó el CEO.

Un clúster para reactivar la industria: el plan de las pymes para volver a crecer

La industria de servicios y provisión para el sector energético de Chubut enfrenta uno de los contextos más desafiantes de las últimas décadas. Menor actividad, falta de incentivos y altos costos operativos impactan directamente en la competitividad de las pymes locales. En este escenario, Fernando González, socio gerente de Nuevo Sur, propuso avanzar en la creación de un clúster empresarial que permita sostener y diversificar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Durante mucho tiempo estuvimos acostumbrados a que los negocios estaban en Comodoro. Hoy necesitamos aprovechar el conocimiento local para operar otras regiones desde acá. Pero para eso tienen que existir incentivos. Si no, es difícil competir con zonas donde los costos son más bajos”, advirtió González en el marco de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia.

Con 40 años de trayectoria y presencia en cinco provincias, la empresa familiar que lidera pasó de ser un proveedor local a convertirse en un actor logístico y de servicios con alcance regional. “El entorno cambia y uno tiene que cambiar. Las nuevas generaciones tenemos el desafío de dar continuidad y reinventarnos todo el tiempo en un país que no es sencillo de operar”, agregó.

González destacó que uno de los principales desafíos actuales es competir en un mercado abierto, donde las barreras comerciales prácticamente desaparecieron tras la pandemia. “Hoy es muy fácil acceder a un proveedor desde cualquier parte del mundo. Por eso hay que ser muy eficientes. La única forma de ser rentables es implementar procesos”, remarcó.

La firma gestiona 24.000 artículos en stock y automatizó buena parte de sus operaciones logísticas. “Reponer 24.000 artículos implica un sistema sofisticado. Tenemos procesos automáticos de reposición y mapas internos para reducir tiempos de preparación de pedidos. La logística es clave, tanto la controlable —dentro de la empresa— como la no controlable, que depende de terceros y de la infraestructura existente”, explicó.

En este punto, González subrayó que mejorar la logística en la región también requiere obras e inversión. “Medimos el movimiento de la zona por las toneladas que trasladan los transportistas. Si no hay obras ni negocios, es difícil sostener frecuencias y servicios logísticos de calidad”, apuntó.

“La ley de Compre Local es clave para Chubut”

Otro de los ejes planteados por González fue la necesidad de generar incentivos provinciales para retener y potenciar la actividad local. “En Santa Cruz, Neuquén y Río Negro existe la ley de Compre Local. En Chubut no. Nunca la necesitamos, pero ahora sí. No se trata de encarecer, sino de dar prioridad a quienes operan desde acá”, señaló.

Para el empresario, este tipo de instrumentos son fundamentales para competir en igualdad de condiciones con compañías de otras regiones. “Un esquema de incentivos puede hacer que empresas quieran instalarse en Chubut. Si no, seguirán operando desde lejos y nos costará cada vez más sostener empleo y actividad local”, advirtió.

En ese marco, consideró que la creación de un clúster empresarial permitiría articular esfuerzos entre pymes, grandes operadoras y el Estado. “La idea del clúster es generar sinergia, apoyarnos y hacer cosas juntos. Todos juntos somos más. Lo vi en otras provincias que ni siquiera son petroleras y ya tienen clúster funcionando. Nosotros, que sí lo somos, no estamos ahí”, planteó.

Incentivos, inversión y previsibilidad

Para González, la creación de un clúster no debe confundirse con el rol de las cámaras empresariales: “Son cosas distintas pero complementarias. El clúster genera sinergia y trabajo conjunto. La cámara ayuda a crear condiciones impositivas y de inversión. Si logramos que ambas líneas avancen en paralelo, podemos generar un cambio real”.

También destacó la importancia de programas de desarrollo de proveedores locales, como el impulsado por Pan American Energy y Comodoro Conocimiento. “Todas las empresas grandes tienen planes de desarrollo de proveedores. Eso es clave. Nosotros apoyamos capacitaciones porque eso mejora nuestra competitividad”, dijo.

La diversificación es otra de las estrategias que Nuevo Sur viene impulsando para sostener su actividad. “Hoy tenemos operaciones en Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires. Inauguramos un centro logístico en Neuquén hace 90 días. Tenemos que movernos y reconvertirnos todo el tiempo para subsistir y crecer”, explicó González.

Mirada optimista hacia 2026

El empresario también se refirió al panorama económico y energético de la región. “Este año fue muy complicado. Pero soy optimista. Creo que el 2026 va a ser mejor que el 2025. Tiene que haber obras, inversión y previsibilidad. Si no hay obras, no hay negocios”, sostuvo.

“La cuenca es madura, pero no senil. Todavía tiene potencial. Necesitamos previsibilidad para planificar los próximos 24 meses y sostener la cadena de proveedores que da soporte a toda la industria”, agregó.

González enfatizó que, más allá del contexto, la estrategia de largo plazo debe centrarse en reforzar las capacidades locales. “Hay mucha gente capacitada en Comodoro. Si generamos incentivos, si armamos un clúster y si tenemos una política clara de Compre Local, podemos seguir siendo competitivos”, resumió.

El nuevo petróleo es la información: la apuesta tecnológica de las operadoras

La inteligencia artificial dejó de ser un concepto futurista para convertirse en una herramienta central en el petróleo argentino. Las principales operadoras del país están transformando sus operaciones mediante centros de control en tiempo real, drones, robótica y realidad aumentada. El objetivo es claro: ganar eficiencia, reducir riesgos y anticipar problemas antes de que ocurran.

Desde Vaca Muerta hasta Cerro Dragón, la innovación tecnológica está cambiando la manera en que se produce petróleo y gas. YPF, Pan American Energy y Tecpetrol encabezan este proceso con modelos distintos, pero con una misma dirección estratégica: usar datos e inteligencia artificial como motor de productividad.

Centros de inteligencia en tiempo real: el caso YPF

En diciembre de 2024, YPF inauguró en Buenos Aires su primer centro de operaciones de inteligencia en tiempo real para perforación y terminación de pozos. La iniciativa fue liderada por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, como parte de la estrategia para fijar nuevos estándares de eficiencia en Vaca Muerta.

El YPF Real Time Intelligence Center (RTIC) opera las 24 horas los siete días de la semana y permite controlar en simultáneo 20 equipos de torre y 8 sets de fractura. La sala procesa más de 100 variables en tiempo real y analiza más de 80 indicadores clave de desempeño. Esta infraestructura, potenciada por conectividad satelital de alta velocidad, permite que cada pozo sea monitoreado segundo a segundo.

En agosto de 2025, la compañía dio un paso más al inaugurar un RTIC en Neuquén, con capacidad para supervisar más de 2.000 pozos. Allí trabajan 130 personas en células operativas que monitorean perforación, mantenimiento, logística y transporte. El centro también controla la actividad de más de 290 camiones y 350 operarios en campo.

Los drones juegan un rol central. Ocho vuelos diarios permiten inspeccionar instalaciones, detectar anomalías y reportar eventos en tiempo real. “Queremos ser la empresa de no convencional más eficiente del mundo”, señaló Germán Piccin, gerente de Tecnología de YPF, durante la presentación del nuevo espacio.

Operaciones remotas y eficiencia: la estrategia de PAE

Mientras YPF consolida su sistema de inteligencia centralizada, Pan American Energy apuesta a la transformación digital en Cerro Dragón, el mayor yacimiento convencional del país. El Centro de Operación Remota (COR) de la compañía permite supervisar todo el campo desde una única sala, abandonando esquemas de supervisión dispersos y costosos.

Antes, las decisiones operativas se tomaban en forma descentralizada, con recorridos de hasta 20 kilómetros para tareas rutinarias. Hoy, un operador remoto puede abrir o cerrar válvulas desde la sala de control, y la información que antes demoraba dos días llega en tiempo real.

“Este tipo de estrategia nos permite ganar un pozo por día”, explicó Sebastián Federico, gerente del COR. Con la digitalización, PAE redujo a la mitad los recorridos en campo, que llegaban a dos millones de kilómetros mensuales, y apunta a seguir bajando esa cifra. La eficiencia no solo se mide en costos: también se traduce en mayor producción y seguridad.

El despliegue de drones y cámaras inteligentes llevó la supervisión a otro nivel. Actualmente, 10 drones realizan patrullajes diarios, detectan irregularidades y emiten automáticamente órdenes de trabajo. PAE planea aumentar esa flota a 40 unidades. Además, las cámaras térmicas permiten identificar fugas o fallas invisibles al ojo humano, lo que acelera las respuestas y minimiza riesgos.

La conectividad también es parte del ecosistema tecnológico. La instalación de antenas satelitales Starlink en camionetas y el sistema Drixit permiten monitorear en tiempo real la ubicación y condición de los trabajadores. “La idea no es controlar a la gente, sino darle herramientas para que pueda trabajar en el campo”, remarcó Federico.

Realidad aumentada, IA y drones: la visión de Tecpetrol

En el caso de Tecpetrol, la innovación tecnológica se organiza en tres frentes estratégicos: inteligencia artificial, ex reality (realidad extendida) y robótica con drones.

En diálogo con el canal del IAPG durante la AOG 2025, Alan Calvosa, IT Digital Innovation Manager de la compañía, el objetivo es imaginar “al operario del 2030”, equipado con herramientas que mejoren su seguridad y desempeño.

La empresa utiliza realidad virtual para capacitar a operarios en situaciones críticas antes de que pisen el campo. Se simulan cortes de energía, procesos de arranque de planta y procedimientos de contingencia. El hardware es importado, pero el desarrollo de software y la integración tecnológica se realizan con consultores locales.

En paralelo, Tecpetrol busca incorporar drones autónomos en Fortín de Piedra, su yacimiento estrella. La empresa ya opera un dron de este tipo en México y planea replicar esa tecnología en Argentina. Estos dispositivos permiten hacer vuelos programados, obtener imágenes térmicas y medir emisiones de metano sin necesidad de presencia humana en zonas de difícil acceso.

Fortín de Piedra representa el 16% de la producción de gas del país, por lo que cada mejora operativa tiene un impacto significativo. El despliegue de IA y robótica permitirá anticipar fallas, optimizar rutinas y aumentar la disponibilidad de los equipos en uno de los activos más importantes del sector energético nacional.

La expansión de la inteligencia artificial y la digitalización no es un fenómeno aislado. Es una estrategia transversal que cruza a las principales operadoras del país. Cada compañía adapta la tecnología a su perfil operativo, pero todas comparten un mismo lenguaje: datos, conectividad y eficiencia.

Los RTIC de YPF, el COR de PAE y los programas de innovación de Tecpetrol muestran que la industria hidrocarburífera argentina está atravesando un cambio estructural. El petróleo ya no se produce únicamente con equipos y válvulas: también se produce con información procesada en tiempo real.

Los operarios de campo se están transformando en operadores digitales, los recorridos manuales en vuelos de drones y las decisiones diferidas en respuestas instantáneas. La frontera entre el pozo y la pantalla es cada vez más delgada, y el futuro operativo se está definiendo hoy, en cada sala de control.

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.