Petrobras concreta la primera importación de gas de Vaca Muerta

La empresa estatal brasileña Petrobras concretó por primera vez una importación de gas natural no convencional desde la formación Vaca Muerta, en la cuenca neuquina. La operación marcó un paso significativo en la integración energética del Cono Sur tras un año de negociaciones entre los gobiernos de Argentina, Bolivia y Brasil.

Según detalló la compañía, el viernes pasado se transportaron 100.000 metros cúbicos de gas natural mediante la red de gasoductos que vincula Argentina con Bolivia y, desde allí, con Brasil. El envío se realizó en colaboración con Pluspetrol, dentro de un acuerdo que habilita importaciones interrumpibles de hasta 2 millones de metros cúbicos.

Petrobras y una nueva ruta de abastecimiento energético

El director de Transición Energética y Sustentabilidad de Petrobras señaló que esta solución “abre una nueva posibilidad para la importación de gas natural en Brasil” y refleja el compromiso de la empresa con la expansión del suministro energético y el desarrollo sostenible del mercado gasífero.

La operación se concretó utilizando la infraestructura de gasoductos existente entre Argentina, Bolivia y Brasil, sin requerir inversiones adicionales. Este esquema representa un avance logístico y operativo que optimiza los corredores energéticos de la región.

No es la primera vez que el gas neuquino llega a Brasil. En abril, TotalEnergies abasteció a Matrix Energia, en São Paulo, con 500.000 metros cúbicos diarios durante diez días, utilizando los mismos ductos. Esa experiencia inicial permitió validar la capacidad técnica del sistema para exportaciones de mayor escala.

Potencial exportador de Vaca Muerta

El acuerdo entre Petrobras y Pluspetrol apunta a profundizar la integración energética regional y consolidar a Vaca Muerta como proveedor competitivo de gas natural en América del Sur. El envío experimental permitió evaluar aspectos técnicos, logísticos y comerciales, fundamentales para el desarrollo de un esquema de exportaciones regulares.

Para Brasil, esta alternativa amplía la diversificación de su matriz energética y reduce su dependencia del gas natural licuado importado. Además, aprovecha una infraestructura ya operativa que facilita la recepción de gas argentino sin nuevos desarrollos de transporte.

Para Argentina, la operación es un paso estratégico para posicionar a Vaca Muerta como un polo exportador regional. La posibilidad de aumentar los volúmenes enviados a mercados vecinos refuerza su rol dentro del mapa energético sudamericano y genera oportunidades para futuras inversiones en infraestructura de producción y transporte.

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

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

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

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

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

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

Descentralización y rol de CAMMESA

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

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

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

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

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

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

Lineamientos para el mercado de gas

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

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

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

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

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

Hacia un esquema competitivo y estable

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

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

Crown Point pisa fuerte en Chubut: cerró una compra clave

La operadora Crown Point Energía informó que completó la compra de la participación accionaria de Pampa Energía en las concesiones hidrocarburíferas de El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.

El anuncio se realizó mediante un hecho relevante presentado el 7 de octubre de 2025 ante la Comisión Nacional de Valores, en el que la compañía detalló el esquema económico de la operación, las condiciones regulatorias y los próximos pasos para sumar también las participaciones de Tecpetrol y YPF.

La transacción se enmarca en una estrategia de expansión que busca consolidar la posición de Crown Point en la región del Golfo San Jorge. La empresa señaló que el proceso incluye etapas diferenciadas de cierre, sujetas a aprobaciones regulatorias y condiciones contractuales.

Detalles de la compra a Pampa Energía

Según el comunicado enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), Crown Point adquirió la participación del 35,6706% que Pampa Energía poseía en las concesiones de explotación de las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga.

Para concretar esta primera etapa, la compañía pagó USD 300.000 a un tercero para asegurar el derecho a compra y USD 2 millones a Pampa Energía en contraprestación por la participación. Además, quedó establecida una contraprestación contingente de hasta USD 3,5 millones que podría abonarse posteriormente, de acuerdo con condiciones definidas en el contrato.

El hecho relevante aclara que esta adquisición ya se encuentra concretada, y representa un paso central dentro del esquema total de la operación planteada por Crown Point para quedarse con la mayoría accionaria en las concesiones hidrocarburíferas de Chubut.

Próximos pasos: Tecpetrol e YPF

En el mismo documento, la compañía confirmó que se encuentra en proceso de adquirir una participación adicional del 59,32947%, proveniente de Tecpetrol e YPF. El cierre de esta segunda etapa está previsto para el cuarto trimestre de 2025, sujeto al cumplimiento de una serie de condiciones regulatorias y contractuales.

Entre ellas se incluye la aprobación del Ministerio de Hidrocarburos de Chubut en los términos del artículo 72 de la Ley de Hidrocarburos N° 17.319, así como la autorización de la TSX Venture Exchange, dado que la empresa cotiza en ese mercado canadiense a través de su controlante Crown Point Energy Inc..

También se requiere la aprobación de socios en las uniones transitorias de empresas (UTEs) vinculadas a las concesiones, incluyendo a Petrominera Chubut S.E., así como el cumplimiento de condiciones de cierre habituales para este tipo de operaciones.

Crown Point llega a Chubut.

Financiamiento y condiciones regulatorias

Crown Point informó que está gestionando el financiamiento necesario para afrontar el precio de compra de las participaciones de Tecpetrol e YPF. La compañía no precisó montos en este hecho relevante, pero señaló que el objetivo es asegurar la operación dentro de los plazos previstos para el cierre definitivo.

Además, la transacción deberá superar instancias regulatorias clave, incluyendo la aprobación ambiental por parte de la provincia de Chubut y la validación de la operación en el mercado canadiense, donde la empresa cotiza.

La compañía destacó que el avance de este proceso forma parte de un plan estratégico más amplio, que busca fortalecer su posición operativa en la cuenca del Golfo San Jorge y consolidar su control sobre áreas productivas de larga trayectoria.

Un hito para Crown Point en Argentina

Con la compra del 35,67% de Pampa ya cerrada, Crown Point avanza hacia un esquema en el que controlaría una porción mayoritaria de las concesiones hidrocarburíferas en Chubut.

Este paso representa uno de los movimientos más significativos de la compañía en Argentina en los últimos años, dado que la operación combina activos en producción, infraestructura existente y la posibilidad de fortalecer la capacidad operativa en una zona clave para la industria energética.

La empresa ratificó que continuará informando al mercado a medida que se concreten las siguientes etapas de la operación y se obtengan las aprobaciones regulatorias correspondientes.

Pecom y Capsa se disputan el último bloque de YPF en Chubut

La definición sobre el futuro del último bloque que YPF mantiene en la provincia de Chubut abrió una fuerte pulseada entre dos compañías: Pecom y Capsa. Ambas participan activamente en el proceso competitivo de venta, en un escenario donde los gremios petroleros presionan para que se asegure la continuidad de los puestos de trabajo y el cumplimiento de los retiros voluntarios.

El área, ubicada en el corazón de la Cuenca del Golfo San Jorge, produce actualmente unos 4.000 metros cúbicos de crudo por día y es considerada un activo estratégico para cualquier operadora que busque crecer en la región.

Pecom, el primero en ofertar

Según trascendió en el sector, Pecom fue el primero en presentar una oferta para el mítico bloque convencional en diciembre del año pasado. Sin embargo, el gremio que conduce Jorge Ávila dejó en claro que su apoyo se inclina hacia la propuesta de Capsa.

“El tema no es quién se quede con el bloque, lo importante es que los trabajadores cobren lo que les corresponde”, remarcaron desde el Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut. La definición sindical es clave en este proceso, ya que la transición implicará retiros voluntarios y el traspaso de parte del personal.

Fuentes del sector destacaron que este proceso no replicará el modelo aplicado en traspasos anteriores, cuando la estatal trasladó los costos laborales a la operadora entrante. En esta oportunidad, será YPF la que asuma los pagos de los retiros, despejando un factor de tensión que complicó operaciones previas.

La venta de Manantiales Behr marcaría el retiro de YPF de Chubut.

Capsa apuesta a inversión inmediata

Desde Capsa confirmaron que están decididos a competir por el bloque. Así quedó confirmado en un comunicado de la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV). De lograrlo, activarían desde el primer día una campaña de perforación y reparación de pozos. “Hoy muchos equipos están parados. Nosotros queremos poner todo eso en marcha desde el día uno”, expresó Adolfo Storni, gerente general de la compañía.

El ejecutivo aseguró que la firma tiene una visión productivista de la economía y destacó su compromiso con la cadena de valor regional: “Nos da vergüenza tener equipos y gente parada cuando hay un reservorio que se puede desarrollar. Siempre encontramos el acompañamiento de proveedores, contratistas, gremios y empleados para que las cosas se puedan hacer y encajen”.

La estrategia de Capsa incluye aprovechar las sinergias con otras operaciones vecinas, lo que permitiría reducir costos y aumentar la eficiencia. “Tenemos vocación de crecer en Chubut todavía”, sostuvo Storni.

El activo, un símbolo de la transición de YPF

La venta de este bloque forma parte de la segunda ronda del Plan Andes, anunciado el 31 de julio, y representa un paso más en la estrategia de YPF de virar hacia los desarrollos no convencionales en Vaca Muerta.

El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, reconoció que el activo aún guarda un fuerte potencial en recuperación terciaria, pero remarcó que “YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”.

“Es el momento preciso para que ingrese una compañía mediana que pueda desarrollarlo. Nosotros nos quedaremos con una opción, pero no seremos los operadores principales”, explicó Marín, confirmando que la empresa apunta a convertirse en una compañía 100% no convencional a partir de 2026.

YPF lanza pagos en dólares desde su app

YPF dio un nuevo paso en su estrategia de transformación digital con el lanzamiento de una función inédita en su aplicación móvil: ahora los usuarios pueden pagar en dólares sus consumos de combustible, productos y servicios en todas las estaciones del país.

La compañía presentó la actualización de la APP YPF, que permite realizar transacciones en moneda extranjera utilizando fondos transferidos desde cuentas bancarias en USD. De esta forma, los clientes podrán abonar combustible, productos en tiendas FULL y servicios en Boxes, directamente desde su teléfono celular.

El pago en dólares brinda a nuestros clientes mayor flexibilidad y transparencia a la hora de elegir cómo gestionar sus consumos. Incorporamos una solución segura, ágil y respaldada por Banco Santander, que refuerza nuestro compromiso con la innovación digital”, afirmó Guillermo Garat, presidente de YPF Digital (YDI), la sociedad que administra los activos tecnológicos de la petrolera.

Cómo funciona el pago en dólares en la APP YPF

El nuevo sistema está disponible para todos los usuarios que tengan activada la función Dinero en Cuenta (DeC) dentro de la app y dispongan de una cuenta bancaria en dólares a su nombre.

Durante cada operación, los fondos se transfieren a la cuenta corriente en USD de YPF Digital, que se encuentra en Banco Santander, entidad que actúa como respaldo operativo. Al momento de la compra, la aplicación muestra el equivalente en pesos y el tipo de cambio de referencia, que corresponde al dólar comprador del Banco Nación.

La empresa aclaró que los fondos en dólares solo pueden destinarse a consumos dentro del ecosistema YPF, sin posibilidad de retiros en efectivo, transferencias a terceros ni pagos combinados con pesos. Además, no implica una operación de cambio, ya que no se realiza compra ni venta de divisas.

En caso de una devolución, el reintegro se efectúa únicamente a la cuenta bancaria de origen, lo que refuerza la trazabilidad y seguridad de las transacciones.

La app de YPF, una billetera digital en expansión

Con esta nueva funcionalidad, YPF consolida su aplicación como una billetera digital completa, que ya permite realizar pagos, acumular beneficios y gestionar consumos de manera integrada. Desde abril, la app funciona como una herramienta de pagos electrónicos en estaciones de servicio y en todos los puntos de atención de la compañía.

Desde YDI estamos listos para transformarnos en una billetera digital. La APP de YPF siempre lideró la digitalización de la experiencia de nuestros consumidores. Ahora, con esta novedad, volvemos a ubicarnos a la vanguardia tecnológica del mundo de la movilidad”, señaló Garat.

Un paso más hacia la digitalización del consumo energético

El avance de la digitalización en la industria energética está redefiniendo la relación entre empresas y consumidores. Los procesos que antes requerían intervención manual ahora se gestionan con sistemas automatizados, mejorando la eficiencia y reduciendo los tiempos de espera tanto para los clientes como para los operadores.

En paralelo, los medios de pago también atraviesan una evolución profunda. La menor circulación de efectivo impulsa el uso de herramientas tecnológicas que permiten concretar transacciones de manera más ágil y segura. Los códigos QR, las aplicaciones móviles y las plataformas electrónicas reemplazan cada vez más al dinero físico, extendiendo la digitalización incluso a gestos cotidianos como la propina o las compras rápidas.

Con el pago en dólares desde su app, YPF no solo suma una opción innovadora para sus usuarios, sino que refuerza su posicionamiento como líder en la transformación digital del sector energético argentino.

YPF y ENI sellan un acuerdo histórico para impulsar el megaproyecto Argentina LNG

En un paso clave para el futuro energético del país, YPF y la italiana ENI firmarán este viernes el acuerdo de ingeniería final del megaproyecto Argentina LNG, la etapa previa a la decisión final de inversión (FID). El acto se realizará en la Torre de Puerto Madero, con la presencia de Horacio Marín, presidente de la petrolera nacional, y Claudio Descalzi, titular de la compañía europea.

El acuerdo marca un avance decisivo en el desarrollo del proyecto que busca transformar el potencial de Vaca Muerta en un polo exportador de gas natural licuado (GNL). La iniciativa contempla la construcción de buques flotantes de licuefacción (FLNG) y un gasoducto troncal de dimensiones inéditas, con el fin de transportar el gas neuquino hasta la costa rionegrina, donde será procesado y exportado.

Dos buques FLNG y una inversión millonaria

Durante su reciente visita a Milán, Marín mantuvo reuniones con la constructora china Wison, donde se definieron detalles técnicos para acelerar la construcción de dos unidades FLNG en asociación con ENI. Cada buque tendrá una capacidad de 6 millones de toneladas anuales (MTPA) y requerirá una inversión de 3.000 millones de dólares.

Las proyecciones indican que ambos buques podrían entrar en operación entre 2029 y 2030, instalados sobre la costa de Río Negro, lo que permitirá a la Argentina ingresar al mercado global del gas licuado con una estructura exportadora propia. Además, el acuerdo habilitaría el acceso a financiamiento chino y costos de producción más competitivos.

En paralelo, YPF mantiene conversaciones con la surcoreana Samsung para sumar un tercer buque flotante, lo que ampliaría la capacidad total de exportación y consolidaría el posicionamiento del país como proveedor de GNL en el hemisferio sur.

La infraestructura más ambiciosa del país

El megaproyecto Argentina LNG contempla una inversión total de 25.000 millones de dólares en infraestructura, incluyendo el transporte de gas desde Neuquén hasta la costa atlántica, donde será licuado para su exportación. A este monto se sumará una inversión similar en Vaca Muerta destinada a sostener la producción y ampliar la capacidad extractiva.

Uno de los hitos más relevantes será la construcción de un gasoducto de 48 pulgadas, el más grande en la historia del país, con una capacidad de transporte de 75 a 100 millones de metros cúbicos diarios, equivalente a toda la producción actual de Neuquén.

Este ducto se complementará con el gasoducto de 36 pulgadas, a cargo del consorcio Southern Energy, cuya licitación se lanzará este año y prevé el inicio de obras en 2026. Ambas infraestructuras conformarán el sistema que abastecerá de gas al complejo exportador y garantizará la continuidad del flujo energético.

Acuerdos internacionales y demanda asegurada

Desde hace un año, YPF viene cerrando acuerdos preliminares con offtakers internacionales para asegurar la demanda de LNG argentino. Las negociaciones incluyen compradores de Estados Unidos, Italia, Corea del Sur, Japón, India y Alemania, consolidando una red global de clientes que dará sustentabilidad al negocio a largo plazo.

Con el acuerdo con ENI y el avance en la ingeniería final, el proyecto Argentina LNG entra en su fase más concreta. Si las proyecciones se cumplen, el país podría duplicar su producción de gas y transformarse en un actor relevante del mercado mundial de GNL hacia el final de la década.

El megaproyecto no solo promete cambiar la escala de Vaca Muerta, sino también redefinir el papel de la Argentina en la geopolítica energética internacional.

Vaca Muerta: quiénes dominan el fracking en el shale

En solo nueve meses, Vaca Muerta superó todas las fracturas registradas durante 2024. Las empresas completaron 1.831 etapas de fractura en septiembre, alcanzando 18.263 en lo que va de 2025, por encima de las 17.814 operaciones realizadas en todo el año anterior.

Aunque la actividad bajó un 18% respecto de agosto, el nivel de trabajo sigue siendo muy superior al del mismo período del año pasado, cuando se registraron 1.403 fracturas. Además, el promedio mensual de 2025 se mantiene en 2.029 etapas, un récord histórico para la formación.

Los jugadores de peso del shale

Según el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, YPF se consolida como la líder absoluta del fracking en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal acumula 9.715 etapas de fractura, lo que equivale al 53% de toda la actividad.

Si bien YPF marca el rumbo en materia de innovación y desarrollo, el segmento no convencional cuenta con otros actores de peso. En total, once operadoras solicitaron punciones en la roca madre neuquina, lo que refleja la madurez del ecosistema productivo.

En segundo lugar aparece Vista Energy, la compañía dirigida por Miguel Galuccio, con 1.966 operaciones, equivalentes al 11% del total.
El tercer puesto es para Pluspetrol, que sigue expandiéndose en el shale a través del desarrollo de La Calera y los activos adquiridos a ExxonMobil. Hasta el momento, completó 1.218 etapas, el 7% del total.

Detrás se ubica Pan American Energy (PAE), con 1.150 punciones, responsables del 6% de la actividad.
Un escalón más abajo está Pampa Energía, que también representa el 6% del total, con 1.102 fracturas.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

El mapa operativo de Vaca Muerta

Superar las mil fracturas anuales ya se convirtió en un estándar dentro del shale argentino. Las operadoras continúan creciendo impulsadas por la eficiencia, la tecnología y la innovación aplicada a cada etapa.

El informe de Fucello, también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, destaca que Shell, Tecpetrol y Chevron mantienen una actividad sostenida en sus respectivos bloques.

Shell suma 879 etapas de fractura, equivalentes al 5% del total, mientras que Tecpetrol continúa escalando en el shale con 782 punciones (4%).
Por su parte, Chevron, una de las supermajors más activas en la región, registra 544 operaciones, lo que representa el 3% de la actividad total.

Protagonistas en expansión

El relevamiento cierra con las operaciones de TotalEnergies, Phoenix Global Resources y Capsa–Capex, que en conjunto completan el 5% de las fracturas realizadas en Vaca Muerta.
Dentro de ese grupo, TotalEnergies y Phoenix, la compañía liderada por Pablo Bizzotto, concentran un 2% cada una, mientras que Capsa se queda con el 1% restante.

En números concretos, TotalEnergies completó 418 etapas, Phoenix registró 280 punciones y Capsa alcanzó 202 operaciones.
El mapa del fracking neuquino confirma así un escenario en expansión, con compañías que apuestan por la eficiencia y la productividad en uno de los polos energéticos más dinámicos de América Latina.

China instala en Venezuela la primera plataforma petrolera flotante de Sudamérica

La industria energética latinoamericana acaba de dar un paso histórico. La llegada de la primera instalación flotante para producir petróleo al Lago de Maracaibo marca el inicio de un megaproyecto liderado por China Concord Resources Corp (CCRC), que promete cambiar el panorama productivo de Venezuela y consolidar su relación con el gigante asiático.

El proyecto, valorado en 1.000 millones de dólares, se desarrolla en una de las regiones más emblemáticas del país: el Lago de Maracaibo, en el estado Zulia. Se trata de la segunda zona petrolera más importante de Venezuela y un área con décadas de historia vinculada al crudo.

La plataforma, conocida como Alula, es una instalación marina autoelevable diseñada para operar en aguas someras. Su arribo desde el puerto chino de Zhoushan fue confirmado por datos de monitoreo marítimo y por imágenes difundidas por agencias internacionales.

Un impulso clave para la producción venezolana

El desembarco de esta estructura no solo simboliza una apuesta tecnológica, sino también un rescate de la capacidad productiva en una nación que busca reactivar su industria petrolera tras años de caída en la inversión.

El plan de CCRC apunta a incrementar la producción en los campos Lago Cinco y Lagunillas Lago, que actualmente aportan unos 12.000 barriles por día (bpd). La meta es alcanzar 60.000 bpd a finales de 2026, multiplicando por cinco el volumen actual.

Para lograrlo, la empresa ha desplegado personal especializado proveniente de China, con experiencia en el desarrollo de yacimientos. El objetivo inmediato es reabrir alrededor de 100 pozos que permanecían inactivos debido al deterioro de la infraestructura y la falta de mantenimiento.

Este acuerdo, negociado el año pasado con la estatal PDVSA, establece un contrato de producción compartida por 20 años, garantizando continuidad, estabilidad y una alianza de largo plazo entre ambas naciones.

Tecnología, cooperación y un nuevo horizonte

El arribo de la plataforma Alula representa la primera gran infraestructura petrolera instalada en años en el Lago de Maracaibo. Durante su traslado, cruzó el icónico puente del lago con la asistencia de remolcadores, en un operativo que captó la atención de medios locales y de la comunidad petrolera internacional.

Según fuentes vinculadas al proyecto, la producción resultante combinará crudo liviano y pesado: el primero será destinado a PDVSA y el segundo se exportará hacia China, fortaleciendo los vínculos energéticos entre ambos países.

El impacto no será solo productivo. La iniciativa también generará empleo especializado, promoverá la transferencia tecnológica y mejorará la infraestructura energética venezolana, en momentos en que el país busca estabilizar su producción —que ronda el millón de barriles diarios— y diversificar sus mercados.

El Lago de Maracaibo, considerado una cuna del petróleo latinoamericano, vuelve así a ocupar un rol protagónico en la recuperación energética regional. La combinación de inversión extranjera, tecnología avanzada y cooperación estratégica abre una nueva etapa para Venezuela, que aspira a recuperar su liderazgo dentro de la OPEP y reposicionarse en el mapa energético global.

Drones, datos y operación remota: la revolución digital que impulsa PAE

La Expo Industrial de Comodoro Rivadavia reunió a referentes de la industria energética en un espacio donde la tecnología y la innovación marcaron el pulso del debate. En el panel “Transformación Digital, innovación en procesos productivos”, Sebastián Federico, gerente del Centro de Operación Remota (COR) de Pan American Energy (PAE), compartió la experiencia de la compañía en Cerro Dragón, el mayor yacimiento convencional del país.

“Estamos lejos de que la Cuenca deje de existir. Es la Cuenca convencional más grande de la Argentina”, afirmó Federico, quien destacó que, lejos de un declive, la región atraviesa una “etapa de madurez inicial”.

Innovación y eficiencia en Cerro Dragón

Con la magnitud de su producción, Cerro Dragón enfrenta desafíos de escala que requieren nuevas herramientas. Según Federico, la clave está en la combinación de tres pilares: eficiencia, tecnología e innovación.

“Cerro Dragón necesita combinar eficiencia, tecnología e innovación. Esos tres pilares llevaron a PAE a crear el centro integrado de operaciones”, explicó. El COR se convirtió en una referencia en la industria y ha recibido visitas de especialistas nacionales e internacionales, interesados en un modelo gestado íntegramente con recursos locales.

La digitalización permitió abandonar esquemas tradicionales de supervisión. Antes, las decisiones eran descentralizadas, con operarios recorriendo largas distancias para realizar tareas rutinarias. Hoy, el modelo remoto en tiempo real ofrece anticipación y adaptabilidad, con resultados contundentes en reducción de costos y aumento de producción.

El modelo PAE: decisiones en tiempo real

El COR permite tomar decisiones instantáneas frente a desvíos en la operación. Federico lo definió como una “estrategia dual”: una operación centralizada en tiempo real y un monitoreo remoto de campo. “Este tipo de estrategia nos permite ganar un pozo por día”, subrayó.

El impacto es concreto: un operador remoto puede abrir o cerrar una válvula desde el centro, tarea que antes requería recorrer hasta 20 kilómetros. También, con la digitalización de balances de agua, el retraso de dos días en la información pasó a ser inmediato.

“Más que en plata, nos gusta medir en producción. Porque lo que ocurre en dólares depende de contextos y mercados”, sostuvo. La eficiencia operativa también se refleja en la reducción de recorridos: de dos millones de kilómetros por mes, el control de campo bajó a la mitad, con una meta de seguir reduciéndolos.

Supervisión inteligente y drones en campo

Uno de los avances más significativos fue la incorporación de drones y cámaras inteligentes para la supervisión. “No tiene sentido que la gente ande dando vueltas en el campo para ver si encuentra algo”, explicó Federico. Actualmente, diez drones recorren los pozos y generan datos en tiempo real. El objetivo es llegar a 40 unidades para cubrir toda la extensión de Cerro Dragón.

Cuando un dron detecta una irregularidad, dispara automáticamente una orden de trabajo. Esta tecnología no solo minimiza la exposición de los trabajadores a climas extremos, sino que también agiliza la respuesta operativa.

En paralelo, las cámaras térmicas instaladas en el yacimiento detectan fallas invisibles al ojo humano, como un caño pinchado. “Le cambiamos la función a la gente que está en el campo. El operador sigue estando, pero ahora con un rol distinto, potenciado por la tecnología”, destacó Federico.

La seguridad también se vio reforzada con herramientas de conectividad. PAE instaló antenas de Starlink en las camionetas del yacimiento, junto con el sistema Drixit, que detecta anomalías de salud y emite alertas si un trabajador permanece inmóvil durante más de cinco minutos.

“La idea no es controlar a la gente, sino darle herramientas para que pueda trabajar en el campo”, aclaró Federico. Con este modelo, los traslados se redujeron, lo que aliviana el tránsito en la Ruta 26 y disminuye riesgos.

En cuanto al impacto laboral, Federico fue contundente: “La tecnología viene a potenciar a las personas”. Los operarios de campo se transformaron en operadores remotos, mientras que drones y cámaras realizan las tareas rutinarias. Los trabajadores se concentran en funciones de mayor valor agregado y surgen nuevas especializaciones.

Un cambio cultural en la Cuenca

La reconversión laboral, resaltó Federico, requiere tanto aptitud como actitud. “Los operadores multifunción ejecutan tareas de valor agregado. Y aparecen nuevas especializadas. Las operaciones remotas toman una nueva magnitud. Lo que pasa con la gente es que hay que reconvertirse”, aseguró.

Para el ejecutivo, la innovación ya no es una opción, sino una necesidad. “Quizás muchos se sentían cómodos en un modelo tradicional, pero la generación que viene nace innovando. Es necesario innovar”, remarcó.

La experiencia del COR en Cerro Dragón, con fibra óptica, radioenlaces, drones, cámaras inteligentes y conectividad satelital, muestra cómo la transformación digital redefine el futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Era un sueño crear este centro. Hoy nos visitan colegas de la industria de todo el mundo para ver cómo lo hicimos. Y lo logramos con recursos locales”, concluyó Federico.

La necesidad de planificar la reconversión laboral para evitar los coletazos de las crisis

El secretario general de la CGT Regional y referente de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva, advirtió que el empleo en la industria energética atraviesa un proceso de transformación irreversible y pidió construir una planificación común entre gremios, empresas y el Estado para evitar crisis cíclicas de desocupación.

Durante su intervención, Silva explicó que el sector obrero ya se acostumbró a los vaivenes de la actividad petrolera, pero que el desafío ahora pasa por anticiparse a los cambios tecnológicos y no repetir errores del pasado.

Reconversión laboral y capacitación permanente

Hace 22 años electrificamos los yacimientos y entendimos que ese trabajo tenía un principio y un final. Hoy pasa lo mismo con los nuevos materiales y procesos”, recordó Silva, al comparar la situación actual con los momentos de mayor expansión de la obra pública en los campos petroleros.

Indicó que el cambio de cañerías metálicas por plásticas redujo la demanda de soldadores y forzó a muchos trabajadores a reconvertirse en nuevos oficios. “Vemos que la mano de obra bajó y tenemos que capacitar a la gente para que no quede sin trabajo”, sostuvo.

También remarcó que las plantas de polímeros y las nuevas tecnologías reducen los tiempos de obra y, por eso, “hay que pensar qué tipo de trabajos se vienen y preparar a la gente con tiempo”.

“Hay que evitar que el enojo se convierta en resistencia”

Silva reconoció que los cambios generan malestar, pero pidió transformarlo en acción. “Comparto que hay enojo, pero no sirve resistir. Tenemos que impulsar la producción y entender cómo mantener las fuentes laborales”, señaló.

El dirigente explicó que los procesos tecnológicos acelerados durante la pandemia demostraron que se puede producir con menos personal, y que eso obliga a repensar la relación entre productividad y empleo.

Las operadoras deben sentarse con los empresarios y los gremios para definir cómo se va a sostener el trabajo. Si no hay planificación, los coletazos se sienten en toda la cadena”, advirtió.

Planificar para sostener la producción

Silva sostuvo que la única salida es una mesa de trabajo permanente entre los distintos actores de la Cuenca. “El gremio no participa en las licitaciones, pero sí pedimos que nos escuchen, porque conocemos de cerca lo que pasa en los yacimientos”, expresó.

En ese sentido, defendió la necesidad de mantener el capital humano local y evitar el ingreso de mano de obra externa, planteando que las herramientas y materiales también deben ser de calidad para no perder horas de trabajo por fallas o improvisaciones.

No hay que escatimar en las herramientas. Si compramos materiales que se puedan usar más tiempo, el rendimiento y el empleo se sostienen”, ejemplificó.

El dirigente cerró su exposición destacando que la planificación y la capacitación son las únicas estrategias que pueden mitigar los impactos de cada crisis del sector, y pidió avanzar en políticas que consoliden un sistema laboral adaptable, estable y con visión de futuro.