Mindlin: “Es injusto decir que la energía genera poco empleo”

La industria energética atraviesa una etapa de expansión impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta, la construcción de nueva infraestructura y la puesta en marcha de proyectos destinados a incrementar las exportaciones. En este marco, el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, aseguró que el sector tendrá un papel central en la generación de empleo y divisas durante los próximos años.

Durante su exposición en el 12° Latam Economic Forum, el empresario sostuvo que el potencial de Vaca Muerta todavía está lejos de agotarse y destacó que la roca madre se encuentra en una fase temprana de desarrollo en comparación con las principales cuencas de Estados Unidos.

“Vaca Muerta tiene el 15% de las reservas que tenía el shale de Estados Unidos, sin embargo, solamente hemos perforado el 4% de los pozos. Esto quiere decir que está en un estado mucho más temprano de desarrollo y tiene todavía un potencial enorme para seguir creciendo”, afirmó Mindlin.

Según explicó, los resultados obtenidos hasta ahora muestran niveles de productividad que superan a muchos de los desarrollos no convencionales que se registraron en América del Norte. Esa condición, señaló, constituye uno de los principales atractivos para sostener nuevas inversiones en el sector energético.

 

El crecimiento de la producción

La producción de hidrocarburos registró un crecimiento sostenido durante los últimos años. Mindlin recordó que Argentina producía alrededor de 1,2 millones de barriles equivalentes por día en 2020 y que actualmente ese volumen asciende a 1,6 millones.

El ejecutivo indicó que las proyecciones de la industria apuntan a alcanzar los 2,6 millones de barriles equivalentes diarios hacia 2030, una meta que requerirá importantes desembolsos en infraestructura para acompañar el incremento de la producción.

“En el 2020 Argentina producía 1,2 millones de barriles equivalentes; hoy ya estamos en 1,6 millones y las proyecciones indican que para el 2030 tendríamos que estar llegando a 2,6 millones”, sostuvo.

Entre los proyectos que mencionó aparecen el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la ampliación de la capacidad de transporte de gas mediante obras de TGS, iniciativas vinculadas a la producción de fertilizantes y desarrollos para la extracción de líquidos asociados al gas.

Mindlin también destacó el avance de los proyectos de GNL, que involucran a varias compañías del sector y que podrían convertir a Argentina en exportador de gas natural licuado a partir de los próximos años. Según describió, se trata de inversiones de gran escala que requieren largos períodos de maduración, pero que tendrán un impacto significativo sobre la economía nacional.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

El impacto de las exportaciones

El presidente de Pampa Energía consideró que el desarrollo energético permitirá modificar de manera profunda la balanza comercial del país. En ese sentido, proyectó una reversión del déficit energético registrado pocos años atrás.

“Pasaremos de 4.000 o 5.000 millones de dólares negativos en 2022 a un superávit de 24.000 millones de dólares en 2030. Estaríamos generando en Vaca Muerta otro sector similar al campo en su capacidad de generar dólares de exportación”, señaló.

Para Mindlin, uno de los principales efectos de este proceso será la diversificación de las fuentes de ingreso de divisas. Según explicó, una mayor participación de las exportaciones energéticas permitiría reducir la dependencia histórica de los resultados de las campañas agrícolas y fortalecer la estabilidad macroeconómica.

El empresario también hizo referencia al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y destacó el volumen de iniciativas presentadas hasta el momento. De acuerdo con su exposición, existen proyectos por más de 104.000 millones de dólares que podrían impulsar nuevas etapas de crecimiento en distintas ramas de la actividad energética.

Sierra Chata, uno de los bloques más productivos de gas en Vaca Muerta.

La discusión sobre el empleo en el sector energético

Hacia el final de su presentación, Mindlin se refirió a uno de los cuestionamientos habituales que enfrenta la industria respecto de su capacidad para generar puestos de trabajo. El ejecutivo rechazó esa visión y vinculó el desarrollo energético con la creación de empleo en diferentes actividades asociadas.

“Es imposible que toda esta inversión no genere empleo. Es una descripción muy injusta decir que la energía genera poco empleo; el petróleo, el gas y la electricidad están invirtiendo una barbaridad y generando miles de puestos de trabajo”, afirmó.

En la misma línea, sostuvo que el avance de Vaca Muerta, las obras de transporte, los proyectos industriales y las inversiones vinculadas al gas están impulsando nuevas oportunidades laborales en distintas regiones del país.

“Vaca Muerta está transformando el país”, subrayó el presidente de Pampa Energía durante su participación en el Latam Economic Forum.

Río Negro adjudicó dos áreas petroleras a Geopetrol

La provincia de Río Negro adjudicó a Geopetrol las concesiones de explotación de las áreas Medianera y Rinconada–Puesto Morales, dos bloques convencionales ubicados en una etapa avanzada de madurez productiva. La medida fue oficializada mediante el Decreto N° 548/26 y establece un plazo de diez años para la operación de ambos activos.

La decisión se produce luego de que los yacimientos quedaran sin operador tras la situación judicial de Madalena Energy, empresa que tenía a su cargo las concesiones. La firma fue declarada en quiebra y acumulaba incumplimientos que derivaron en el deterioro de instalaciones y la interrupción de parte de la actividad productiva.

Ante ese escenario, el Gobierno provincial avanzó con la revocación de las concesiones anteriores y puso en marcha un proceso licitatorio destinado a garantizar la continuidad de las operaciones. El objetivo fue evitar la paralización definitiva de áreas con décadas de historia dentro de la actividad hidrocarburífera rionegrina.

La licitación para reactivar áreas convencionales

La adjudicación se concretó a través del Concurso Público Nacional e Internacional N° 02/25, convocado por la provincia para seleccionar nuevos operadores para bloques convencionales. El proceso incluyó la recepción y evaluación de propuestas técnicas y económicas de distintas compañías interesadas.

En la compulsa participaron Geopetrol Drilling S.A., Petrolsur Energía S.A. y la unión transitoria integrada por Titanium Energy S.A. y Emepa S.A. Tras analizar las ofertas, las autoridades provinciales resolvieron adjudicar ambos bloques a Geopetrol.

La secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya, sostuvo que la medida apunta a preservar la actividad en yacimientos que continúan aportando producción. “Es una decisión estratégica para evitar la paralización de áreas con historia productiva, sostener la operación y cuidar el empleo vinculado a la actividad hidrocarburífera”, afirmó la funcionaria.

La producción de petróleo pasa por su mejor momento.

Los desafíos de operar campos maduros

Las áreas Medianera y Rinconada–Puesto Morales registran actividad petrolera desde la década de 1960. Sin embargo, el paso del tiempo modificó las condiciones productivas de los yacimientos, que hoy presentan mayores complejidades técnicas y económicas para mantener niveles de extracción competitivos.

Uno de los principales desafíos es el elevado porcentaje de agua asociado a la producción de los pozos. Esta característica incrementa los costos operativos y reduce la rentabilidad de los proyectos, una situación habitual en los campos convencionales de larga trayectoria.

Frente a ese contexto, la provincia incorporó condiciones especiales dentro del proceso licitatorio. Entre ellas se destaca una reducción de las regalías hidrocarburíferas al 6%, una medida orientada a generar incentivos para atraer operadores con capacidad de inversión y experiencia en la gestión de activos maduros.

El plan de inversiones comprometido

Para el área Medianera, Geopetrol presentó un programa que contempla un Plan de Continuidad Operativa de US$ 605.000 durante los primeros dos años de concesión. A ello se suma un Plan de Desarrollo e Inversiones de US$ 1,62 millones destinado a ejecutarse durante los ocho años restantes.

En el caso de Rinconada–Puesto Morales, la empresa propuso un desembolso de US$ 1,4 millones para garantizar la continuidad de las operaciones en la etapa inicial. Posteriormente, prevé invertir otros US$ 2,54 millones para el desarrollo del área durante el resto del período concesionado.

Según indicó Moya, la adjudicación forma parte de una estrategia más amplia para sostener la actividad convencional en la provincia. “No se trata sólo de mantener pozos activos: se trata de cuidar trabajo, recuperar producción, ordenar áreas vencidas y generar condiciones para que la actividad convencional siga aportando al desarrollo provincial”, señaló.

Río Negro adjudicó el área Cinco Saltos a PAE.

El futuro de las áreas y la situación de Las Bases

La funcionaria también precisó que el nuevo operador tiene previsto iniciar actividades el 1 de junio. De acuerdo con la información oficial, la transición contempla la continuidad laboral de los trabajadores vinculados a ambos bloques y el reconocimiento de su antigüedad.

La licitación representa además el primer proceso de adjudicación realizado sobre concesiones de explotación que no fueron prorrogadas durante 2024 y 2025. La provincia impulsó este mecanismo para garantizar la seguridad de las instalaciones y evitar la interrupción de la producción en áreas con plazos vencidos.

El Decreto N° 548/26 incluyó además una definición sobre el área Las Bases, cuya licitación fue declarada desierta debido a la ausencia de ofertas. Como resultado, la administración y control de ese bloque permanecerán bajo la órbita de la provincia de Río Negro.

PAE busca revitalizar Cerro Dragón de la mano de EOR

Pan American Energy (PAE) avanzará con la presentación de un proyecto de USD 680 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de desarrollar nuevas etapas de recuperación terciaria en Cerro Dragón.

La iniciativa contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, además de nuevas perforaciones y tareas de reacondicionamiento sobre cientos de pozos productores e inyectores. El foco del proyecto está puesto en sostener la producción convencional en una cuenca que enfrenta un marcado declino natural.

El anuncio fue realizado en el Palacio de Hacienda durante un encuentro encabezado por el ministro de Economía, Luis Caputo, junto al CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, autoridades provinciales y representantes sindicales del sector petrolero.

El desafío de sostener la producción

Con este proyecto, PAE intentará consolidar una nueva etapa de desarrollo en Cerro Dragón, el principal yacimiento convencional del país. La empresa apuesta a la incorporación de tecnología para mejorar los niveles de recuperación de crudo y extender la vida útil del área.

La recuperación terciaria aparece como una de las alternativas más utilizadas para incrementar extracción en campos maduros. A diferencia de las etapas primaria y secundaria, este sistema apunta a movilizar el petróleo que permanece atrapado en la roca mediante la inyección de compuestos químicos especializados.

En este caso, el esquema utilizará polímeros para mejorar la eficiencia del barrido dentro del reservorio. Según las estimaciones difundidas por la compañía, el proyecto podría aportar una producción incremental acumulada de aproximadamente 24 millones de barriles durante su vida útil.

El rol del RIGI en los proyectos petroleros

La decisión de encuadrar el proyecto dentro del RIGI refleja la importancia que las compañías le asignan al nuevo régimen de incentivos impulsado por el Gobierno nacional. El esquema ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios para inversiones de gran escala y largo plazo.

En la industria consideran que este tipo de herramientas puede resultar determinante para viabilizar proyectos complejos en cuencas maduras, donde los costos operativos suelen ser más elevados y los márgenes de rentabilidad dependen de condiciones de estabilidad económica.

El proyecto de PAE requerirá además importantes trabajos de infraestructura y operación sobre el campo. El plan contempla intervenir cerca de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, en una de las mayores campañas de recuperación avanzada previstas para la cuenca.

Impacto esperado en Chubut

Además de apuntar a sostener producción, la iniciativa busca mantener niveles de actividad en el entramado petrolero regional. La ejecución del proyecto demandará servicios de perforación, mantenimiento, transporte y operaciones especiales vinculadas a la industria hidrocarburífera.

En Chubut, la continuidad de la actividad convencional representa un tema central tanto para las empresas como para los sindicatos petroleros, debido al impacto que tiene sobre el empleo y la economía regional. La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa desde hace años un escenario de caída natural de producción.

Desde el sector empresario consideran que la incorporación de nuevas tecnologías puede ayudar a ralentizar ese proceso y habilitar zonas que anteriormente no resultaban económicamente viables para su explotación.

La conversión del Golfo San Jorge en la mira. PAE subirá un nuevo perforador.

El proyecto de PAE de largo plazo para Cerro Dragón

La petrolera estima que el desarrollo permitirá alcanzar picos de producción superiores a los 11.300 barriles diarios adicionales. Ese volumen tendría impacto tanto en los niveles de extracción como en las regalías provinciales asociadas a la producción incremental.

Durante el anuncio participaron el ministro de Economía, Luis Caputo; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; y dirigentes sindicales como Jorge Ávila y José Lludgar, además de funcionarios del área energética y directivos de la compañía.

Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

Chubut apunta a cerrar el 2026 con nueve perforadores activos

La provincia de Chubut busca consolidar una recuperación de la actividad petrolera convencional tras dos años marcado por despidos, equipos paralizados e incertidumbre laboral. El objetivo oficial es cerrar 2026 con nueve equipos perforadores activos.

El planteo fue realizado por el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, quien vinculó esa proyección con el desembarco de PECOM en áreas históricas de la Cuenca del Golfo San Jorge y con una mejora en las condiciones económicas para las operadoras que trabajan en la región. Según sostuvo, la provincia atraviesa una etapa de “reactivación incipiente” luego de un 2025 complejo para el sector.

“En todo el convencional de Argentina, salvo dejando fuera de Chubut, hay uno, máximo dos equipos perforadores activos. En Chubut tenemos seis y esperamos cerrar el año con nueve. Entonces, creo que eso habla mucho de lo que se está trabajando para revertir ese espiral de despidos que lamentablemente hubo el año pasado”, afirmó Ponce en diálogo con Seta TV.

PECOM inicia la perforación en Cañadón Perdido

PECOM gana peso en la cuenca del Golfo San Jorge

El funcionario remarcó que el ingreso de Pecom ya se encuentra efectivizado en las áreas El Trébol – Escalante, Campamento Central-Cañadón Perdido y también en Manantiales Behr, tras concretarse recientemente el traspaso operativo. Para la administración provincial, el avance de la compañía del holding Pérez Companc representa una señal positiva para la continuidad de inversiones en la Cuenca del Golfo San Jorge.

En este sentido, Ponce destacó especialmente la visita del presidente de la firma, Luis Pérez Companc, a la provincia. Según indicó, el contacto directo con los trabajadores y referentes sindicales ayudó a transmitir previsibilidad en un contexto donde el empleo petrolero continúa siendo una de las principales preocupaciones sociales de Chubut.

“PECOM invierte en Chubut porque Chubut genera clima de negocios. Eso también le da mucha certeza a la gente de que se van a cumplir los compromisos de inversión que se vienen planteando”, señaló el ministro.

Asimismo, el titular de la cartera hidrocarburífera ponderó que la presencia del holding Pérez Companc aporta confianza dentro de la industria por su trayectoria en distintos sectores económicos y recordó también que PECOM ya había operado en la provincia hasta 2003 y aseguró que mantiene un fuerte arraigo con la Patagonia y con el negocio energético convencional.

La meta es recuperar niveles históricos de perforación

Uno de los principales objetivos del gobierno provincial es aumentar la cantidad de pozos perforados mensualmente hasta acercarse a niveles comparables con los mejores años de actividad convencional en Chubut. Ponce aclaró que actualmente la industria trabaja con otra eficiencia operativa, por lo que el número de equipos no puede compararse linealmente con el pasado.

Aun así, explicó que la provincia considera posible alcanzar un volumen de perforación similar al registrado en 2007, uno de los últimos períodos de estabilidad para la cuenca antes de la caída de inversiones en áreas maduras y del progresivo retiro de operadoras históricas.

“Si tenemos en cuenta que hasta fines de año estamos trabajando para lograr que hayan alrededor de nueve perforadores activos, sí podríamos ver un número similar de pozos perforados por mes a lo que fue allá por 2007”, aseguró el ministro.

Chubut subirá dos perforadores

La relación con Chubut – YPF

Sobre el vínculo entre la provincia e YPF tras la salida de áreas convencionales, Ponce evitó confrontaciones y sostuvo que el principal criterio debe ser el beneficio económico para Chubut y sus trabajadores.

El ministro planteó que, si en el futuro existiera interés concreto en desarrollar recursos no convencionales en la provincia, no debería descartarse la participación de YPF u otras grandes compañías con capacidad de inversión en shale oil y shale gas.

“Por lo pronto, eso son todas teorías, no hay nada concreto, y no vemos que haya un interés concreto en el petróleo chubutense de parte de YPF, pero de vuelta tiene que primar el beneficio de los chubutenses”, subrayó Ponce.

La apuesta que seduce a Banco Galicia: Quintana Energy mostró su “próximo capítulo” en Vaca Muerta

La expansión de la lengua mendocina de Vaca Muerta empieza a captar la atención de actores financieros y del sector energético. Este martes, Quintana Energy difundió en LinkedIn una recorrida realizada junto a ejecutivos de Banco Galicia, quienes visitaron activos estratégicos de la compañía en Mendoza Sur y Estación Fernández Oro para conocer de cerca los avances exploratorios y productivos.

La publicación de la empresa destacó que la visita incluyó sobrevuelos sobre los yacimientos y una recorrida en Sierra de Reyes, uno de los puntos donde la roca madre aflora en superficie. “Es uno de los pocos lugares del mundo donde esto sucede”, destacó la compañía.

“Vaca Muerta Mendoza es nuestro próximo capítulo, y el equipo del Banco Galicia lo pudo ver de primera mano. La mejor manera de conocer a Quintana Energy es recorriendo los activos y viendo nuestros resultados”, señaló la empresa.

Banco Galicia y el interés por Vaca Muerta Mendoza

La recorrida se produjo en un contexto donde Quintana Energy busca acelerar sus planes exploratorios en el norte de la roca madre. La compañía viene trabajando sobre el bloque Cañadón Amarillo, ubicado en Mendoza, una zona que en los últimos años comenzó a despertar interés entre operadores y compañías de servicios.

Durante la cuarta edición de Vaca Muerta Insights, el CEO de la firma, Carlos Gilardone, sostuvo que durante mucho tiempo se creyó que la formación terminaba en Neuquén, aunque esa percepción cambió con el avance de nuevas perforaciones y estudios geológicos en territorio mendocino.

“Sabemos Vaca Muerta existe, YPF ya perforó dos pozos Paso Bardas Norte y el otro en CN VII, con muy buenos resultados, y están al lado de Cañadón Amarillo, que tiene más de cien mil acres en Vaca Muerta”, afirmó Gilardone durante el evento especializado.

La compañía también avanzó recientemente con estudios sísmicos sobre más de 200 kilómetros cuadrados, una tarea que la empresa consideró clave para acelerar el conocimiento del potencial hidrocarburífero de la zona. Según detalló Gilardone, los trabajos incluyeron relevamientos de afloramientos en Sierra de Reyes y el acompañamiento técnico del Gobierno de Mendoza.

Cañadón Amarillo: avanzan los estudios sísmicos para evaluar Vaca Muerta en Mendoza

Exploración, financiamiento y proyección internacional

El interés mostrado por Banco Galicia se produjo pocos días después de otra serie de reuniones internacionales impulsadas por Quintana Energy en Estados Unidos. La compañía informó que fue recibida en la embajada argentina en Washington por el embajador Alec Oxenford para presentar proyectos vinculados al desarrollo energético argentino.

Según indicó la empresa, durante esa agenda también mantuvo encuentros con representantes del Banco Interamericano de Desarrollo, BID Invest, la U.S. International Development Finance Corporation y el Banco Mundial junto al IFC para exponer oportunidades de inversión relacionadas con su portafolio de negocios.

“Una agenda intensa que refleja el creciente interés internacional por Vaca Muerta y el potencial de la infraestructura energética argentina”, expresó la compañía en otro de los posteos publicados en LinkedIn sobre sus actividades institucionales y financieras.

En paralelo, Quintana Energy busca acelerar el cronograma de perforación comprometido en Mendoza. Gilardone explicó que originalmente el plan contemplaba perforar dos pozos hacia 2027, aunque actualmente trabajan para adelantar ese objetivo con apoyo financiero y coordinación operativa junto a YPF.

Comercio, hotelería y gastronomía: el impacto del Gasoducto San Martín

La localidad de San Antonio Este albergó la audiencia pública referida al gasoducto dedicado Tratayén-San Antonio Oeste. Este proyecto estratégico pretende conectar la producción de Vaca Muerta con la costa rionegrina, sentando las bases para una exportación de gas natural licuado sin precedentes hacia los principales mercados energéticos del mundo.

Los expositores destacaron que la obra facilitará la llegada de divisas genuinas mediante un sistema de transporte independiente del sistema troncal nacional. Con una inversión privada de 1.300 millones de dólares, la provincia de Río Negro busca posicionarse como el principal hub energético exportador de la región patagónica en los próximos años.

José Luis Díaz Pérez, de la Cámara Argentina de la Energía, destacó: “Argentina puede transformarse en un exportador neto de gas natural en el corto plazo. Se calcula que el proyecto en sí mismo generará exportaciones superiores a los 30.000 millones de dólares aportando divisas para fortalecer la balanza comercial”.

En Vaca Muerta preocupa la falta de mano de obra calificada.

Proyecciones económicas y el mercado global

El panorama internacional, impulsado por la demanda de Asia-Pacífico y la necesidad europea de sustituir el gas ruso, validó la rentabilidad de este ducto de 36 pulgadas. Los expertos resaltaron que la seguridad energética y la ubicación geográfica del país permiten competir globalmente en la industria hidrocarburífera de escala.

La construcción del ducto permitirá alcanzar niveles de producción de 281 millones de metros cúbicos diarios hacia el año 2030. Los representantes de la industria energética subrayaron que esta infraestructura es indispensable para aprovechar la transición energética y conformar una plataforma de comercio internacional a gran escala para el país.

Pedro Bonet, de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, sostuvo: “Nuestro país dispone de recursos para abastecer la demanda local y conformar una plataforma de exportación. La construcción del gasoducto implicará una inversión de 1.300 millones de dólares y generará 1.500 puestos de trabajo directos“.

Fecene celebró la aprobación del RIGI.

 

Empleo regional y desarrollo de proveedores locales

“El mercado global de gas natural licuado alcanza actualmente los 400 millones de toneladas anuales. Para la próxima década, esta demanda llegará a los 700 millones traccionada por la inteligencia artificial y centros de datos. Argentina cumple con los requisitos del recurso y una ubicación en zona sin conflictos”.

El impacto en el empleo rionegrino fue otro punto medular, con la proyección de contratar mano de obra local calificada. El desarrollo de proveedores locales de bienes y servicios captará más del 50% de la inversión, dinamizando el comercio, la hotelería y la gastronomía en las diversas localidades de la costa.

La fiscalización estatal asegurará que el desarrollo sea sustentable, priorizando la seguridad operativa y el resguardo de las comunidades. Mediante una articulación entre sindicatos y el gobierno, se prevén planes de capacitación técnica para que los trabajadores de la región lideren las tareas de montaje y mantenimiento industrial.

La UTE Techint - Sacde logró un hito en la reversión del Gasoducto Norte.

Seguridad ambiental y fiscalización del gasoducto

Damián Miller, representante de la UOCRA, manifestó: “Hoy venimos a defender el presente para asegurar el futuro. Tenemos empleo en Río Negro y el trabajo es perspectiva de desarrollo. Superamos los 2.500 trabajadores registrados en nuestra seccional y estamos a favor del desarrollo de forma responsable y segura”.

“La empresa presentó un estudio de impacto ambiental exhaustivo que analiza la hidrología, el suelo y la fauna. Se identifican impactos temporales moderados a bajos en la etapa constructiva que son gestionables. El proyecto no afecta áreas protegidas, comunidades locales ni infraestructura crítica existente en la zona del Golfo”.

“Europa en reiteradas oportunidades ha manifestado que el plazo para dejar de depender del gas ruso es el año 2027. Los países demandantes de gas natural licuado buscan asegurar aprovisionamiento y diversificar proveedores. Argentina cumple con los requisitos para que estos proyectos se conviertan en realidades productivas”.

La Secretaría de Ambiente provincial inició el proceso de análisis de las actas para formalizar la Declaración de Impacto Ambiental. Este instrumento legal resultará vital para habilitar el movimiento de suelos, garantizando que el diseño del gasoducto respete íntegramente la biodiversidad del entorno y los valiosos recursos hídricos superficiales.

La aprobación del estudio ambiental permitirá a las operadoras proceder con el financiamiento externo y la licitación de materiales. Se espera que los primeros tramos de cañería arriben al puerto rionegrino a finales de 2026, marcando el inicio formal de la transformación energética y productiva de la región de San Antonio.

AmCham Argentina concluyó su programa en Estados Unidos con foco en el desarrollo energético

En el marco de su programa de Energía, AmCham Argentina (Cámara de Comercio de los Estados Unidos en el país) en conjunto con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), viajó a las ciudades estadounidenses de Austin y Houston, junto a líderes corporativos y funcionarios públicos.

La comitiva participó de encuentros y visitas a instituciones clave del ecosistema energético, donde se abordaron temas vinculados al desarrollo de infraestructura energética y logística, la innovación aplicada al sector, el rol del gas natural y el GNL en el abastecimiento global, la confiabilidad de los sistemas energéticos frente al crecimiento de la demanda y los desafíos de competitividad en el contexto internacional, entre otros.

Alejandro Díaz, CEO de AmCham Argentina, sostuvo: “Tenemos un potencial enorme en materia energética para dinamizar la economía y posicionarnos en los mercados internacionales y flujos de inversión globales. Gracias a la paulatina estabilidad macroeconómica, el foco deberá estar instalado en concretar este potencial a través de un desarrollo federal eficiente”. Luego, sumó: “En la Cámara generamos este tipo de iniciativas porque creemos que el intercambio de conocimientos y experiencias potencia el crecimiento del sector, promueve inversiones y construye una agenda estratégica de largo plazo”.

La agenda de actividades comenzó el lunes 18 en Austin con la presentación institucional de AmCham Argentina, a cargo de su CEO, Alejandro Díaz, y del IAPG por parte de Martín Kaindl, su director de Relaciones Institucionales y Administración. Ese mismo día, la delegación mantuvo dos encuentros: uno con representantes del Departamento de Desarrollo Económico y Turismo del estado de Texas, centrado en liderazgo energético, desarrollo de infraestructura y competitividad; y otro en la University of Texas at Austin, enfocado en innovación, transferencia tecnológica, confiabilidad del sistema energético y articulación entre universidad, sector privado y gobierno.

Durante el martes 19 las reuniones se centraron en temas de regulación, sustentabilidad y planificación, en las instituciones Railroad Commission of Texas, Texas Commission on Environmental Quality (TCEQ) y ERCOT, operador del sistema eléctrico texano.

El miércoles 20 la delegación continuó el cronograma de actividades en Houston con un encuentro en la Alcaldía de la ciudad con referentes de las áreas de Desarrollo Económico y Planificación Urbana. Además, la jornada incluyó visitas a JPMorgan Chase y Shell, donde se abordaron temas vinculados al financiamiento de proyectos, la competitividad del sector y el escenario energético internacional.

La agenda del jueves 21 comenzó con una mañana de exposiciones y espacios de intercambio en el Baker Institute de Rice University, junto a representantes de la casa de estudios y especialistas del sector energético. Más tarde, la delegación almorzó con la Cónsul General en Houston, Vanina Yanino, y visitó Port Houston y las oficinas de BP, con foco en debatir sobre infraestructura logística y portuaria, exportaciones, el potencial del GNL y perspectivas del mercado energético global y de América Latina.

Finalmente, el viernes 22 la delegación realizó una visita institucional a Chevron, que incluyó un recorrido técnico por sus instalaciones y presentaciones sobre la operación de la compañía en Argentina. A su vez, Sebastián Borgarello, Vice President y Global Head of Energy Consulting de S&P Global, presentó un análisis centrado en el contexto global y de Estados Unidos, las oportunidades y riesgos que presenta Argentina para el mercado y las condiciones necesarias para consolidar al país en el radar de los inversores internacionales.

Entre los participantes de sector público participaron: Agustín Coto, senador nacional por la provincia de Tierra del Fuego; Enzo Fullone, senador nacional por la provincia de Río Negro; Francisco Azumendi, asesor en la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería del Ministerio de Economía de la Nación; Hipólito Salvatori, secretario de Ambiente y Recursos Naturales del Gobierno de la Provincia del Neuquén; Ian Vignale, secretario ejecutivo de Jefatura de Gabinete de Ministros de la Nación; Ignacio Lupión, ministro de Producción y Minería del Gobierno de la Provincia de Salta; Juan José Rivera, secretario de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable del Gobierno de la Provincia del Chubut; Juan José Sundblad, director nacional de Elaboración de Normativa Estratégica de la Secretaría de Legal y Técnica de Presidencia de la Nación; Julieta Corroza, senadora nacional por la Provincia del Neuquén; Manuel López González, jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente del Gobierno de la Provincia de Mendoza; Marcelo Bañez, gerente de Atención de Agentes en CAMMESA; Martín Culatto, director nacional de Operaciones y Despliegue Territorial del Ministerio de Seguridad de la Nación; Rodrigo Buteler, intendente de la Municipalidad de Cipoletti; y Roxana Fernández, intendenta de la Municipalidad de Sierra Grande.

Desde AmCham Argentina destacaron la importancia de impulsar espacios de intercambio bilateral que contribuyan al aprovechamiento del potencial energético argentino como dinamizador de la economía, la competitividad y el desarrollo federal.

El impacto de Llancanelo en la estructura de PCR

Llancanelo se consolidó como el motor del crecimiento productivo de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR). Así quedó reflejado en el reporte de resultados de la compañía correspondiente al primer trimestre de 2026.

El documento reflejó un cambio estratégico hacia la extracción de crudo pesado en la provincia de Mendoza. Mientras los activos tradicionales declinaron, el bloque Llancanelo resultó fundamental para sostener los niveles operativos de la compañía. La producción de petróleo en Llancanelo alcanzó los 28.262 metros cúbicos, logrando un incremento del 34,58% interanual.

La firma destacó que estas áreas adquiridas en 2024 ofrecieron importantes oportunidades para el desarrollo y exploración de reservas. Al cierre del periodo previo, el activo contabilizó más de 3,4 millones de barriles en existencias certificadas. “Presenta importantes oportunidades de desarrollo“, afirmaron los directivos de PCR al analizar el potencial geológico mendocino.

Despliegue técnico en Malargüe y nuevos pozos

Durante el primer trimestre, la compañía ejecutó dos tareas de reparación de pozos en el área Llancanelo. Estas intervenciones técnicas buscaron maximizar la recuperación secundaria y elevar los volúmenes de crudo pesado comercializados. Asimismo, el equipo de perforación inició los trabajos para cumplir con una ambiciosa meta de cinco pozos nuevos previstos.

La estrategia en Mendoza buscó compensar la fuerte caída registrada en los yacimientos de la zona de Malargüe. En ese distrito, la producción total retrocedió un 42% respecto al mismo trimestre del año anterior. Sin embargo, la eficiencia operativa en Llancanelo permitió que el balance final mostrara una resiliencia superior a la esperada.

La empresa también gestionó ante el gobierno provincial una solicitud para reducir el esquema de regalías petroleras. Esta medida resultó clave para incentivar las inversiones necesarias y acelerar el desarrollo del campo hidrocarburífero. La meta de la operadora fue garantizar la sostenibilidad económica de sus proyectos de explotación a largo plazo.

PCR invertirá 20 millones de dólares en Mendoza.

El cese de actividades en la provincia de La Pampa

En contraposición al éxito mendocino, la actividad en la provincia de La Pampa se detuvo completamente durante este periodo. La petrolera reportó que no se registraron nuevas perforaciones de pozos en ninguna de sus áreas pampeanas. El yacimiento El Medanito lideró este retroceso con una baja del 16,60% en su volumen de extracción trimestral.

La decisión de paralizar las inversiones respondió a la inminente finalización del contrato de concesión en junio de 2026. Según fuentes oficiales, resultó antieconómico continuar con la perforación de pozos ante la falta de una prórroga acordada. Esta situación administrativa afectó directamente la producción acumulada de crudo.

Los activos de Jagüel de los Machos también sufrieron el impacto del declive natural y la falta de estímulos. La extracción de petróleo disminuyó un 30,55% interanual, mientras que el gas retrocedió un 6,12%. Ante este escenario, la compañía redirigió su capital de inversión hacia activos con mayor horizonte de rentabilidad inmediata.

Contexto global y precios de exportación de energía

El panorama internacional estuvo marcado por el conflicto bélico en Medio Oriente y la volatilidad del Brent. Los precios globales superaron los 90 dólares por barril, beneficiando la rentabilidad de las exportaciones de energía. Bajo esta coyuntura, la empresa despachó al exterior 156.971 barriles con un precio promedio ponderado de 58,710 dólares.

A nivel local, el crudo tipo Medanito se comercializó a 71,380 dólares, favoreciendo el flujo de caja de la operadora. No obstante, la caída general de la industria de la construcción golpeó duramente a la división de cementos del grupo. Los despachos de este insumo cayeron un 22,81%, obligando a implementar fuertes reducciones de costos.

GeoPark fortaleció su caja y avanza en Vaca Muerta con un EBITDA que creció 54%

GeoPark arrancó 2026 con una mejora significativa de sus principales indicadores financieros, impulsada por un escenario internacional de mejores precios del petróleo, una mayor eficiencia comercial y un control más estricto de sus costos operativos. La compañía reportó un EBITDA ajustado de US$71,3 millones durante el primer trimestre, lo que representó un crecimiento del 54% frente al cierre de 2025.

La petrolera también avanzó con inversiones en Vaca Muerta, fortaleció su liquidez y consolidó su estructura financiera tras el ingreso de Grupo Gilinski como nuevo socio estratégico. Al mismo tiempo, mantuvo actividad en sus bloques de Colombia y profundizó su estrategia regional de crecimiento.

“Hemos tenido un sólido comienzo de 2026, con un crecimiento significativo en ingresos y EBITDA, respaldado por una ejecución operativa sólida, una mejor estrategia de precios y una gestión de costos disciplinada”, afirmó Felipe Bayon, CEO de GeoPark.

“Durante el trimestre, fortalecimos aún más nuestro balance, aumentamos la liquidez y continuamos avanzando en nuestras prioridades estratégicas, incluyendo la integración de Vaca Muerta y una asignación de capital disciplinada”, agregó.

Neuquén aprobó la llegada de Geopark a Vaca Muerta.

El Brent impulsó los ingresos

El desempeño de GeoPark estuvo respaldado por una mejora del precio internacional del petróleo. Durante el primer trimestre de 2026, el Brent promedió US$77,9 por barril, favorecido por tensiones geopolíticas y restricciones de oferta que impactaron en el mercado global de crudo.

Ese escenario permitió que la compañía elevara su precio combinado de venta hasta US$60,4 por barril, frente a los US$54,8 registrados durante el cuarto trimestre de 2025. Aunque las coberturas y los diferenciales más amplios de Vasconia limitaron parte de esa mejora, la empresa destacó la efectividad de su estrategia comercial y de gestión de riesgos.

La producción de Colombia y Argentina, excluyendo las desinversiones realizadas en Ecuador y Brasil, aumentó 1% respecto del trimestre previo. Además, los volúmenes de ventas crecieron 8% gracias a la comercialización de producción diferida correspondiente al cierre de 2025.

“Además, la entrada de Grupo Gilinski como socio estratégico a largo plazo marca un hito importante, fortaleciendo nuestra alineación con los accionistas, nuestra posición financiera y brindándonos capacidad adicional para aprovechar oportunidades de crecimiento que generen valor”, sostuvo Felipe Bayon.

Vaca Muerta, entre las prioridades

Durante el trimestre, GeoPark destinó inversiones de capital por US$22 millones, orientadas principalmente al mantenimiento y mejora de producción en el bloque Llanos 34, en Colombia. Allí la compañía ejecutó una campaña integrada de perforación y reacondicionamiento de pozos.

La empresa también avanzó con tareas de perforación en el pozo Bisbita Norte-1, dentro del bloque Llanos 123, y continuó desarrollando infraestructura en las plataformas de Loma Jarillosa Este, uno de sus activos estratégicos en Vaca Muerta.

Según detalló la compañía, las obras en Argentina buscan consolidar las condiciones operativas necesarias para futuras campañas de perforación en la formación neuquina. GeoPark remarcó además que generó un EBITDA equivalente a 3,2 veces sus gastos de capital y alcanzó un retorno sobre el capital empleado del 19%.

“Seguimos bien posicionados para afrontar la volatilidad del mercado y aprovechar las oportunidades que se presenten”, señaló Bayon al analizar el contexto energético y financiero que enfrenta la compañía.

Felipe Bayón es el nuevo CEO de GeoPark.

Más liquidez y menor presión financiera

Uno de los puntos destacados del trimestre fue el fortalecimiento de la posición de caja. Al cierre de marzo, GeoPark contaba con US$274,9 millones en efectivo y equivalentes, impulsados por distintas operaciones financieras y extraordinarias.

Entre ellas sobresalieron los US$107 millones provenientes de la inversión de Grupo Gilinski, además de US$100,3 millones vinculados a la recuperación de fondos en fideicomiso y compensaciones relacionadas con la fallida transacción con Frontera Energy.

La empresa también obtuvo US$65 millones de deuda local para financiar la adquisición de activos de exploración y producción. Aun así, la deuda neta cerró en US$333,1 millones y el ratio de apalancamiento se mantuvo en 1,3 veces EBITDA, un nivel considerado manejable dentro de la industria.

GeoPark ratificó además su política activa de coberturas para protegerse frente a la volatilidad del mercado internacional. Para 2026, la compañía aseguró cobertura sobre aproximadamente 19.000 barriles diarios de producción mediante opciones de tres vías con distintos niveles de protección de precios.

GeoPark avanza con Vaca Muerta.

Dividendos y estrategia regional

El directorio de GeoPark aprobó el pago de un dividendo trimestral en efectivo de US$0,023 por acción, que será abonado el próximo 4 de junio a los accionistas registrados hasta el 20 de mayo de 2026.

La petrolera sostuvo que continuará enfocada en preservar liquidez, sostener disciplina financiera y avanzar en proyectos considerados estratégicos para su crecimiento regional. En ese esquema, Vaca Muerta aparece como uno de los activos centrales dentro de la expansión de la compañía en América Latina.

La empresa destacó que el fortalecimiento financiero alcanzado durante el trimestre le permitirá mantener flexibilidad operativa y aprovechar nuevas oportunidades de inversión en un contexto todavía marcado por volatilidad en los mercados energéticos internacionales.

SLB y Baker Hughes proyecta que la guerra en Medio Oriente impulsa nuevas apuestas petroleras

Las principales compañías de servicios petroleros, SLB y Baker Hughes, aseguraron que esperan una suba en el gasto en exploración y producción de petróleo, luego de la crisis generada en Medio Oriente. Las empresas consideran que la tensión internacional expuso la necesidad urgente de ampliar la oferta energética.

El conflicto entre Israel, Estados Unidos e Irán afectó cerca del 20% del petróleo que normalmente circula por el Estrecho de Ormuz, una vía estratégica para el comercio mundial. Además, se interrumpieron unos 9 millones de barriles diarios, lo que provocó una fuerte reacción en Asia y Europa.

La situación también reinstaló el debate sobre la seguridad energética, la diversificación de proveedores y la necesidad de desarrollar nuevas reservas. En ese escenario, América del Norte y América Latina aparecen como regiones clave para captar inversiones de corto y mediano plazo.

Más gasto en exploración y producción

El CEO de Baker Hughes, Lorenzo Simonelli, afirmó que existe una creciente necesidad de elevar la inversión upstream para expandir la capacidad global de producción. Según explicó, el mercado necesita nuevas fuentes para responder al aumento sostenido de la demanda mundial.

El ejecutivo también señaló que podría acelerarse la toma de decisiones vinculadas a proyectos de gas natural licuado (GNL) en América del Norte. Estados Unidos y Canadá aparecen como mercados estratégicos para abastecer a Europa y Asia en los próximos años.

Por su parte, el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, sostuvo que muchos países priorizarán la diversificación del suministro una vez que disminuya la tensión bélica. Además, proyectó mayores desembolsos en América del Norte, América Latina y mercados offshore de aguas profundas.

Impacto financiero en Medio Oriente

A pesar de las expectativas positivas, el conflicto golpeó los resultados trimestrales de las empresas. SLB informó que sus ingresos en Medio Oriente y Asia cayeron 10%, hasta US$2.690 millones, afectados por restricciones operativas y problemas logísticos en varios países.

Entre los factores mencionados estuvieron la declaración de fuerza mayor de Qatar sobre exportaciones de gas, limitaciones productivas en Irak y dificultades de seguridad en operaciones offshore de la región. La compañía estima además un impacto adicional en el segundo trimestre.

En el caso de Baker Hughes, la facturación en la región retrocedió 19%, hasta US$1.150 millones. Medio Oriente sigue siendo el principal mercado para ambas firmas y representa más de un tercio de sus ingresos trimestrales totales.

Halliburton también alertó por la crisis

Otra gigante del sector, Halliburton, reportó una baja de 12,7% en sus ingresos regionales, afectada por menor actividad en Arabia Saudita y una reducción de servicios de perforación en Qatar. La empresa advirtió que las disrupciones seguirán impactando en el corto plazo.

La firma también explicó que el redireccionamiento de suministros elevó los costos logísticos y encareció materias primas. Esto podría recortar entre 7 y 9 centavos por acción sus ganancias del trimestre actual.

Sin embargo, los analistas ven un escenario más favorable una vez superada la crisis. La consultora Rystad Energy estimó que las reparaciones de infraestructura energética dañada podrían generar hasta US$58.000 millones en demanda futura para el sector.

Proyecciones alcistas para 2027 y 2028

James West, analista de Melius Research, afirmó que esperan una recuperación estacional de la actividad global y un resurgimiento del negocio en Medio Oriente cuando disminuya el conflicto. También prevé años de fuerte crecimiento hacia 2027 y 2028.

Según el especialista, el mercado petrolero cambió estructuralmente tras la crisis, lo que podría sostener precios más altos durante más tiempo. En la misma línea, SLB anticipó que el precio del petróleo se mantendrá por encima de los niveles previos al conflicto.

En resultados corporativos, la utilidad neta de SLB cayó 5,6%, hasta US$752 millones, mientras que Baker Hughes mejoró 12% y alcanzó US$573 millones. Pese al impacto inmediato, las empresas ven una nueva etapa de expansión global.