GyP recibió ofertas por 8 de las 15 áreas licitadas de Vaca Muerta

Este martes se cerró una de las etapas más esperadas del año para la actividad hidrocarburífera provincial. Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) recibió las ofertas de la Ronda N° 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, con un escribano público presente para dar fe del acto.

En juego estaban 15 áreas reservadas a favor de la empresa provincial. De ese total, ocho lograron despertar interés concreto: recibieron propuestas de diez compañías dispuestas a explorar y, eventualmente, explotar esos bloques.

Qué es el Plan Exploratorio Neuquén

El PEN busca ampliar el mapa de desarrollo hidrocarburífero de la provincia, sumando áreas que hasta ahora no estaban en producción. La idea es que GyP no se limite a administrar recursos, sino que también participe activamente como socio de los proyectos.

“Esta iniciativa se encuentra plenamente alineada con la estrategia del Gobierno de la Provincia de poner en valor nuestros recursos hidrocarburíferos y transformarlos en nuevas oportunidades de desarrollo para Neuquén”, planteó el presidente de GyP, Guillermo Savasta.

El funcionario remarcó que la empresa estatal no va a quedar afuera de la operación de estos bloques. Según explicó, GyP prevé articular directamente con las compañías privadas que resulten adjudicadas para destrabar los proyectos que surjan de esta ronda.

“GyP tendrá un rol activo como socio en el desarrollo de los bloques, articulando con empresas e inversores y generando las condiciones para la concreción de nuevos proyectos en la provincia”, agregó Savasta en el comunicado oficial.

Las áreas con más interés de los oferentes

Entre las zonas que concentraron más ofertas aparece La Tropilla I, donde compitieron Phoenix Global Resources-Continental Resources, Aldyl Argentina, Petroquímica Comodoro Rivadavia y Patagonia Resources. Un patrón similar se repitió en Corralera Noroeste y en Santo Domingo II.

También hubo movimiento en Águila Mora Noreste, con tres oferentes, y en Pampa de las Yeguas II NE, donde se presentaron JPM Energía e Ingeniería Multipiping. Chasquivil Sur, en cambio, sumó una sola propuesta, de Selva María Oil.

No todas las áreas corrieron la misma suerte. Bloques como Curamhuele, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, El Corte I, La Hoya y Totoral Este quedaron sin ofertas en esta primera instancia del proceso.

El antecedente en Houston y los próximos pasos

La convocatoria no arrancó esta semana. Había sido lanzada meses atrás en Houston por el gobernador Rolando Figueroa, durante una gira internacional pensada para mostrar el potencial energético neuquino y atraer capitales frescos hacia la provincia.

Savasta también dedicó unas líneas a agradecer el interés generado entre las compañías. “A todas las empresas que manifestaron su interés y participaron de esta iniciativa, a los equipos técnicos que vienen llevando adelante el proceso y, especialmente, a las compañías que confían en la Provincia del Neuquén y en GyP para asociarse, invertir y desarrollar nuestros recursos”, dijo.

Ahora arranca la etapa técnica del proceso. En los próximos días, GyP va a evaluar la documentación del “Sobre A”, donde constan los antecedentes técnicos que califican a cada oferente para avanzar en la ronda.

Recién después de esa revisión se van a abrir los “Sobres B”, que contienen las propuestas económicas de cada empresa. Ese será el paso que determine, finalmente, quiénes se quedan con cada uno de los ocho bloques ofertados.

YPF planea volver a perforar en Palermo Aike entre noviembre y diciembre

El Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz confirmó los detalles de la próxima etapa exploratoria de YPF en Palermo Aike. El titular del gremio, Rafael Güenchenen, se reunió en Buenos Aires con Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos de la petrolera, para coordinar el inicio de los trabajos.

Los trabajos arrancan entre noviembre y diciembre

La compañía prevé poner en marcha la exploración entre noviembre y diciembre, según confirmaron ambas partes tras el encuentro. Güenchenen y Deleonardis repasaron las condiciones laborales y operativas que exige la campaña, un punto central para el sindicato antes de cualquier acuerdo formal.

El dirigente detalló las gestiones que viene realizando el gremio para mejorar la productividad de los equipos y resolver las dificultades operativas surgidas en los últimos meses. También pidió garantizar la participación de trabajadores, proveedores y empresas de servicios santacruceñas.

“Durante todo este tiempo hicimos nuestra parte. Trabajamos con los compañeros y las empresas para mejorar el funcionamiento de los equipos y encontrar soluciones sin resignar derechos”, aseguró Güenchenen, que remarcó la voluntad del gremio de sostener el diálogo incluso en los momentos más difíciles.

CGC brindó detalles sobre la exploración de Palermo Aike.

El reclamo pendiente a YPF

La disposición del sindicato para acompañar los nuevos trabajos no dejó de lado los reclamos que arrastra desde hace tiempo. El SIPGER volvió a exigir que YPF cumpla con las tareas de remediación ambiental comprometidas al salir de las áreas convencionales.

“La responsabilidad de una operadora continúa después de entregar un área. YPF asumió la remediación ambiental y ahora debe presentar los informes correspondientes y un plan concreto, con prioridades y plazos”, señaló el dirigente, que pidió respuestas sobre pasivos e instalaciones pendientes.

Los suelos, las instalaciones abandonadas y los pasivos ambientales que dejó la operadora en las áreas convencionales quedaron otra vez sobre la mesa. El gremio insiste en que las respuestas lleguen de forma rápida, ordenada y transparente, sin más demoras en el camino.

La apuesta por el desarrollo no convencional

El encuentro sirvió también para plantear la posibilidad de trasladar el conocimiento acumulado por YPF en Vaca Muerta hacia otras formaciones de la provincia. Güenchenen citó los casos de Estados Unidos y Canadá como ejemplo de expansión productiva.

“Barnett fue uno de los puntos de partida del desarrollo no convencional en Estados Unidos. Después avanzaron la Cuenca Pérmica, Bakken, Eagle Ford, Marcellus, Utica y Haynesville”, repasó el dirigente, que mencionó también los desarrollos de Montney y Duvernay en territorio canadiense.

Para el sindicalista, Santa Cruz cuenta con recursos concretos para sumarse a ese proceso de expansión. Palermo Aike aparece como la primera prueba de esa estrategia, aunque el camino hacia una producción a escala comercial recién empieza a transitarse.

YPF seguirá explorando el potencial shale de Palermo Aike.

La D-129 y otras formaciones en la mira

El planteo del gremio no se limita a Palermo Aike. Güenchenen destacó el trabajo que viene realizando Crown Point sobre la formación D-129 y el rol de CGC, que participó junto a YPF en la perforación del pozo MAYPA.x-1.

“El no convencional exige continuidad, conocimiento e inversión. Cada pozo debe aportar información para diseñar el siguiente, mejorar los resultados y avanzar hacia una escala productiva”, sostuvo el dirigente, que pidió sumar más operadoras a la exploración provincial.

El sindicalista convocó puntualmente a TotalEnergies, Pan American Energy, Shell, Chevron y Tecpetrol a estudiar la geología santacruceña y presentar programas exploratorios propios. “Queremos compañías que inviertan a largo plazo, más equipos en el campo y más pozos en la provincia”, remarcó.

Río Gallegos, con infraestructura para crecer

La expansión de Palermo Aike encuentra en Río Gallegos una ciudad con infraestructura, capacidad hotelera y empresas de servicios en condiciones de acompañar el crecimiento de la actividad. El SIPGER inauguró recientemente su primera sede propia en la capital provincial.

“Me comprometí con los vecinos de Río Gallegos a impulsar este proyecto y acá estamos. La ciudad tiene las condiciones y debe formar parte del desarrollo desde el comienzo”, expresó Güenchenen, que pidió que cada avance deje empleo y capacidad instalada en la comunidad.

El sindicato propuso mantener una mesa de trabajo permanente para anticipar las necesidades laborales y acompañar la llegada de nuevas empresas a la provincia. “Vamos a hacer todo lo que esté a nuestro alcance para que Palermo Aike despliegue su potencial. Santa Cruz puede convertirse en una potencia productiva y vamos a trabajar para conseguirlo”, cerró Güenchenen.

Shell se va del offshore: el segmento entra en etapa de incertidumbre

El horizonte de la exploración offshore en el Mar Argentino sufre un nuevo golpe. Shell decidió devolver su bloque generando un clima de escepticismo sobre el potencial hidrocarburífero de las costas nacionales.

Con la Resolución 73/2026, la Secretaría de Energía de la Nación establece la extinción del permiso otorgado originalmente en 2019 para operar en la Cuenca Argentina Norte. Esta medida administrativa marca el fin de una etapa exploratoria clave para la industria.

Los motivos detrás de la salida de Shell

Según la normativa que lleva la firma de la secretaria María Tettamanti, las firmas Shell y Qatar Energy optaron por no avanzar al segundo período del permiso de exploración sobre el bloque CAN 107.

El área se encuentra ubicado en el ámbito costa afuera nacional y su adjudicación se había concretado durante la denominada Ronda 1. El retiro de estos jugadores internacionales refuerza la idea de que la ventana de oportunidad para el Mar Argentino se está cerrando. La industria ahora reevalúa sus estrategias de inversión global.

Amparada en la Ley 17.319, la resolución estipula que las áreas deben revertirse al Estado Nacional ante la renuncia de los permisionarios. Por ello, el Artículo 2° de la resolución ordena que el área CAN 107 sea transferida nuevamente bajo control estatal. Este procedimiento legal cierra formalmente el vínculo contractual con las petroleras privadas.

Shell reduce su presencia en la formación y crece el interés de YPF, Vista y otros jugadores regionales.

Cumplimiento de compromisos

A pesar de la salida definitiva, la Dirección Nacional de Exploración y Producción verificó que las empresas cumplieron con sus compromisos técnicos. Según el Informe 22275694 del 4 de marzo de 2026, las operadoras realizaron la totalidad de las inversiones comprometidas inicialmente. No se registraron deudas ni incumplimientos respecto a los planes de trabajo presentados oportunamente.

En términos financieros, las compañías abonaron el canon de exploración correspondiente al período fiscal 2025 por una suma millonaria. El pago total ascendió a 383.036.825 de pesos, que fueron acreditados en las cuentas recaudadoras del Ministerio de Economía mediante dos depósitos bancarios diferentes.

El primer desembolso superó los 267 millones de pesos en enero, mientras que el segundo pago se completó en septiembre de 2025. Asimismo, los informes técnicos concluyeron que no existen observaciones ambientales respecto a las tareas ejecutadas por las firmas privadas. El cumplimiento de las normativas de protección del ecosistema marino fue absoluto y verificado.

“Declárase la extinción del Permiso de Exploración de Hidrocarburos sobre el área CAN 107”, establece el artículo primero de la nueva normativa oficial. Esta declaración de la Secretaría de Energía subraya que la renuncia se enmarca en los procedimientos administrativos estipulados por la ley. La transparencia en la salida busca mantener la necesaria seguridad jurídica.

Shell avanza con la exploración offshore.

El futuro de la Cuenca Argentina Norte

La salida de Shell genera interrogantes sobre la viabilidad del offshore argentino. La Cuenca Argentina Norte había despertado grandes expectativas luego de comparaciones geológicas con el margen africano. Sin embargo, la falta de hallazgos significativos en los pozos recientes de la zona moderó las proyecciones.

Hay que marcar que el offshore requiere inversiones de riesgo extremo y largo plazo, los recursos no convencionales ofrecen retornos más inmediatos y previsibles. La industria energética parece priorizar hoy proyectos con menores costos de extracción y menor incertidumbre.

El primer antecedente negativo fue Argerich, que significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque CAN 100 no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.

Otro antecedente negativo

También hay que sumarle que, tras casi siete años de trámites administrativos, licitaciones internacionales y prórrogas técnicas, Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea decidieron devolver el área MLO 114, luego de que las propias empresas desistieran de avanzar hacia la siguiente fase del proceso exploratorio.

Mendoza: Quintana Energy finalizó la sísmica 3D en Vaca Muerta

Quintana Energy informó que concluyó la etapa de adquisición sísmica en el bloque Cañadón Amarillo, un proyecto considerado estratégico para ampliar el conocimiento geológico del Clúster Mendoza Sur. La compañía comunicó el avance a través de LinkedIn, donde destacó que la información obtenida permitirá profundizar el análisis del subsuelo y planificar el desarrollo futuro del área.

Según explicó la empresa, el objetivo de esta campaña fue reunir datos de alta calidad que permitan comprender con mayor precisión la estructura geológica del bloque. Con esa información, el equipo técnico podrá avanzar en la interpretación del subsuelo y evaluar nuevas oportunidades de desarrollo energético en la región.

La compañía también remarcó el trabajo conjunto con las empresas involucradas en la operación. En ese sentido, destacó el rol de Well Field, responsable de la adquisición de datos en campo, y del equipo de FDC de Argentina, que lideró junto a Quintana Energy la ejecución técnica del proyecto.

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

Una campaña clave para el conocimiento del subsuelo

La campaña sísmica fue impulsada por la UTE conformada por Quintana Energy y TSB, que inició la fase de adquisición de datos sísmicos 3D en el bloque Cañadón Amarillo, ubicado en la porción mendocina de la formación Vaca Muerta. La inversión destinada a esta etapa de exploración técnica alcanzó los 4 millones de dólares.

El proyecto abarcó una superficie total de 202,5 kilómetros cuadrados y se concentró en una zona que hasta el momento no contaba con información sísmica tridimensional. Esta tecnología permite construir un modelo del subsuelo mucho más preciso y reducir la incertidumbre geológica antes de avanzar con nuevas perforaciones.

Para llevar adelante la campaña se realizaron distintas etapas preparatorias, entre ellas estudios de viabilidad paleontológica, planificación del terreno y despliegue de nodos de registro. Posteriormente se inició la fase operativa con diez vibradores sísmicos trabajando en el área para la captura de datos.

Con esos resultados, la compañía podrá avanzar en la definición de las locaciones de los pozos que explorarán el potencial productivo de Vaca Muerta en el bloque Cañadón Amarillo. Según los planes preliminares, la operadora proyecta perforar dos pozos piloto durante el segundo semestre de 2026, adelantándose a los compromisos exploratorios inicialmente previstos para 2027.

Confirmado: DLS vende 24 equipos en el Golfo San Jorge

DLS Archer informó que vendió su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. “Esta decisión forma parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta”, subrayaron desde la compañía confirmado lo adelantado por eolomedia.

Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la transacción. Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región. También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”.

“Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía”, destacaron desde la empresa.

La firma también brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en la formación Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

Mendoza estira los plazos y reabre el juego por 17 áreas petroleras

La Dirección de Hidrocarburos de Mendoza resolvió prorrogar el cronograma del proceso licitatorio destinado a otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas consideradas estratégicas para el desarrollo energético provincial. La medida busca ampliar la participación empresaria y fortalecer la competencia en un proceso de alcance nacional e internacional.

La decisión alcanza a las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.

Mendoza licitará 14 bloques hidrocarburíferos.

El compromiso de Mendoza

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que la prórroga se adoptó en el marco de las facultades otorgadas por los decretos 1908/2025 y 2241/2025, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia y garantizar un proceso licitatorio sólido y transparente.

“Debido a la complejidad del procedimiento, por su convocatoria nacional, provincial e internacional, y por los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos extender los plazos para que las empresas puedan formalizar el interés que ya vienen manifestando”, señaló el funcionario.

Actualmente, dos de las áreas incluidas ya cuentan con manifestaciones concretas de interés. En Atuel Exploración Sur, Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica por USD 325.000, lo que le otorgó derecho de preferencia en la futura licitación. En tanto, Petroquímica Comodoro Rivadavia presentó una iniciativa privada en el área Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de inversión de USD 2,98 millones.

Erio destacó que este esquema permite que las empresas que impulsaron las iniciativas puedan realizar la inversión inicial, sobre la cual el resto de los oferentes podrá igualar o mejorar las propuestas, manteniendo además el derecho a mejorar su propia oferta. “Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, subrayó.

Mendoza reconfigura su mapa petrolero.

Nuevos plazos del proceso licitatorio

El proceso se rige por el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, que incorpora mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para la captación de capitales. Con la prórroga definida por la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma quedó establecido de la siguiente manera:

La compra de pliegos podrá realizarse en la Dirección de Hidrocarburos hasta el 11 de febrero de 2026 a las 13 horas. Ese mismo día, hasta las 13 horas, se recibirán las ofertas, mientras que la apertura del sobre A se realizará a las 15 horas.

Para este llamado, el Departamento Técnico identificó las áreas libres con potencial exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes detallados con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.

Las áreas de exploración incluidas son Atuel Exploración Norte, Atuel Exploración Sur, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur y Zampal.

En tanto, las áreas de explotación son Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.

Las empresas interesadas podrán solicitar la información técnica y legal completa del proceso a través de los correos oficiales de la Dirección de Hidrocarburos: direcciondehidrocarburos@mendoza.gov.ar y licitacionhidrocarburos@mendoza.gov.ar

Licitación petrolera en Mendoza: 17 áreas, incentivos fiscales y foco en atraer capital privado

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.

“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.

“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.

 

“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.

“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.

Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros. El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.

 

Áreas de exploración que se incluyen en el llamado

Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.

En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.

En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:

Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.

Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.

Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.

Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.

Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².

Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.

Áreas de explotación: reactivación de campos

Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.

Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.

También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.

El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente
https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/licitaciones-hidrocarburos/.

Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.

Trabajo público-privado para atraer inversiones

El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.

Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.

Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.

En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.

La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.

Enap avanza en la Amazonía ecuatoriana y abre una nueva área petrolera

Enap anunció un importante hito en sus operaciones en Ecuador, país donde está presente desde 2003. Se trata del cierre exitoso del proceso exploratorio del Pozo Pambil A-1, ubicado al extremo sur del Bloque 47 en la provincia de Orellana, al oriente de dicho país, en la Amazonía ecuatoriana.

El hallazgo tiene el potencial para Enap de aumentar su producción de petróleo en Ecuador, donde produce en total cerca de 30 mil barriles diarios y es una de las empresas extranjeras más relevantes en ese territorio. El proceso de exploración en este sector comenzó en 2023 con la obtención de los permisos y forma parte de un plan mayor en distintos bloques, en el marco del programa de ampliación de reservas petroleras de Enap en ese país.

Actualmente, la empresa está presente en Ecuador a través de la participación del 100% de los bloques productores de crudo Mauro Dávalos Cordero (MDC), Paraíso Biguno Huachito (PBH) e Intracampos, mediante la figura de contrato de prestación de servicios. A septiembre de este año, Enap alcanzó una producción acumulada de 140 millones de barriles desde los inicios de su operación en Ecuador en 2003, lo que le ha permitido alcanzar un flujo neto a favor – la suma de todas las remesas de dividendos menos los flujos enviados a ese país- equivalente a US$473 millones.

“El desarrollo de operaciones fuera de Chile está inserto en nuestra estrategia Enap 2040, que tiene entre sus pilares acelerar nuevas fuentes de ingresos. Impulsar decididamente este tipo de proyectos es coherente con el desafío que hemos declarado estos años y que apunta a tener una empresa sostenible en el tiempo y con los mejores estándares de la industria”, aseguró el gerente general de Enap, Julio Friedmann.

El pozo exploratorio Pambil A-1 es el primero de su tipo perforado en la zona cercana a la estructura llamada Culebra-Yulebra y abre la puerta a una nueva área de desarrollo de hidrocarburos en ese país. El próximo paso, una vez que se obtengan los resultados de producción, contempla la elaboración de un plan de Desarrollo de Campo por parte de Enap, que luego debe ser revisado y aprobado por el Ministerio de Ambiente y Energía de Ecuador.

Enap es una de las 14 empresas privada que opera ese país y en noviembre de este año recibió un reconocimiento por alcanzar el primer lugar en el Aporte Privado a la Producción Nacional, entregado por el Ministerio de Medio Ambiente y Energía de dicho país.

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

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

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

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

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

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

YPF y ENI, un vínculo estratégico

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

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

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

Otro golpe al offshore: fracasó la exploración en el bloque ML_114

El offshore volvió a sufrir un duro golpe. Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea comunicaron que no continuarán con la exploración en el bloque MLO_114.

El Ministerio de Economía de la Nación, a través de la Secretaría de Energía, oficializó la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área MLO_114, ubicada en el ámbito Costa Afuera Nacional, que había sido otorgado en 2019 a las empresas Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea.

Según informó Noticias Argentinas, la decisión, formalizada mediante la Resolución 448/2025 publicada en el Boletín Oficial, responde a la notificación presentada por las compañías el pasado 23 de julio, donde comunicaron su decisión de no avanzar hacia el segundo período exploratorio y manifestaron la renuncia al citado permiso.

Según la normativa, la Dirección Nacional de Exploración y Producción del Ministerio de Economía verificó que las empresas cumplieron con los compromisos asumidos en la primera etapa exploratoria y no adeudan actividades técnicas, mensura ni pagos relacionados al canon de exploración correspondiente al ejercicio fiscal 2025, que ascendió a más de 193 millones de pesos.

En el mismo sentido, la autoridad ambiental constató que las permisionarias no registran observaciones ni incumplimientos en los informes remitidos y cumplieron con los lineamientos ambientales exigidos para la etapa exploratoria.

Como resultado de la renuncia y el cumplimiento de las condiciones legales, la Secretaría de Energía resolvió revertir el área offshore MLO_114 al Estado Nacional, según lo previsto en los artículos 81 y 85 de la Ley 17.319 y sus modificatorias.

El área había sido adjudicada inicialmente mediante concurso internacional en 2019, abarcando tareas de búsqueda y exploración de hidrocarburos costa afuera en el Mar Argentino, con plazos inicialmente extendidos por dos años suplementarios.

La medida ya fue notificada a las empresas involucradas y se ordenó dar intervención a los registros oficiales correspondientes.