Tres buques exportarán crudo de Vaca Muerta hacia Estados Unidos

Vaca Muerta continúa batiendo récords de producción, exportaciones y gana presencia en los mercados internacionales. El shale argentino es el gran protagonista de la balanza comercial argentina y se prepara para seguir haciendo historia en este 2026.

La roca madre alcanzó en los últimos meses niveles históricos de extracción y despacho al exterior, impulsada por inversiones, mejoras operativas y mayor capacidad logística. Ese escenario favorable se refleja ahora en una nueva secuencia de exportaciones que tendrá como protagonista a Puerto Rosales..

Más de dos millones de barriles de petróleo provenientes de Vaca Muerta serán embarcados en los próximos días con destino a Estados Unidos. La operatoria se realizará en un período acotado e involucrará a tres buques de gran porte, que concentrarán sus cargas en la terminal ubicada en el sur de la provincia de Buenos Aires.

Según informó Argenports, el volumen total superará las 300 mil toneladas de shale oil. La mercadería será despachada desde la nueva terminal operada por Otamérica, una infraestructura clave para acompañar el crecimiento de las exportaciones y responder a la mayor demanda de servicios logísticos.

La magnitud de estos embarques resulta significativa incluso dentro del actual contexto de expansión del sector energético. Las cifras confirman el salto de escala que viene experimentando la logística vinculada a Vaca Muerta, con operaciones cada vez más frecuentes y de mayor volumen, orientadas principalmente al mercado norteamericano.

Tres buques y una misma ruta: Vaca Muerta-Estados Unidos

El primero de los buques en operar será el Moscow Spirit, un petrolero de 274 metros de eslora y bandera de Bahamas. La embarcación cargará cerca de 100 mil toneladas de crudo, que serán transportadas hasta puertos estadounidenses, en una travesía habitual para este tipo de exportaciones de larga distancia.

Por sus características técnicas y capacidad, el Moscow Spirit pertenece al segmento Suezmax, uno de los más utilizados para el comercio internacional de petróleo. Este tipo de buques permite optimizar costos y tiempos en rutas transoceánicas, consolidando la competitividad del crudo argentino en los principales mercados.

En la misma secuencia operará el Monique Glory, un petrolero de 250 metros de eslora y también con bandera de Bahamas. Esta nave embarcará un volumen similar de petróleo, reforzando el flujo continuo de exportaciones desde Puerto Rosales hacia el hemisferio norte.

Para fines de la próxima semana está previsto el arribo del Aqualegacy, un buque de 250 metros de eslora y bandera de Liberia. Con su carga, completará la serie de despachos programados, sumando un nuevo embarque de crudo proveniente de los yacimientos no convencionales de la cuenca neuquina.

En términos de flota, la operatoria combinará dos buques del tipo Aframax y uno del segmento Suezmax. Esta configuración es habitual en la región y permite ajustar los volúmenes transportados según la disponibilidad de embarcaciones y las condiciones operativas de la terminal.

De toneladas a barriles y el rol estratégico de Puerto Rosales

Desde el punto de vista técnico, las más de 300 mil toneladas previstas equivalen a poco más de dos millones de barriles de petróleo, considerando la densidad promedio del shale oil de Vaca Muerta. En términos prácticos, cada buque transportará cerca de 700 mil barriles hacia el mercado estadounidense.

Este tipo de operaciones requiere una coordinación precisa entre los sistemas terrestres y marítimos. El crudo llega desde Neuquén a través de oleoductos, se almacena en tanques de la terminal y luego se bombea a los buques bajo estrictos protocolos de seguridad y control ambiental.

Los tiempos de carga dependen del caudal disponible, las condiciones climáticas y las ventanas operativas del puerto. Cada etapa debe ser monitoreada de manera constante para garantizar la continuidad de los embarques y minimizar riesgos, en un contexto de creciente actividad exportadora.

Las áreas que lideran la producción en Vaca Muerta

Mes a mes, Vaca Muerta confirma que su expansión no se detiene. Diciembre volvió a marcar un nuevo récord para la producción petrolera argentina, con un total de 860.036 barriles diarios. Detrás de ese número aparecen áreas que funcionan como verdaderas locomotoras, que marcan una etapa de crecimiento constante y redefinen el mapa energético nacional.

El avance del shale se refleja en un incremento mensual del 1,54% y un salto interanual del 13,77%. La producción no convencional creció 2,36% respecto de noviembre y más de 31% en comparación con el mismo mes del año anterior. Estos datos confirman que el impulso central proviene de Vaca Muerta y de sus áreas más productivas.

En contraposición, el segmento convencional volvió a mostrar una tendencia descendente. En diciembre registró una leve baja mensual del 0,24% y una caída interanual del 12,01%. Este retroceso refuerza el cambio estructural que vive la industria, con el shale desplazando progresivamente a los yacimientos maduros.

El liderazgo de Vaca Muerta y sus áreas más productivas

Según los datos analizados por el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana continúa siendo el principal motor del petróleo argentino. El yacimiento operado por YPF alcanzó en diciembre una producción de 102.433 barriles diarios, equivalente al 11,91% del total nacional. Además, registró una suba mensual del 10,45%, consolidando su posición como el área más importante del país.

En segundo lugar aparece La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con 86.385 barriles diarios y una participación del 10,04%. Su crecimiento del 2,11% mensual refleja estabilidad operativa y eficiencia productiva, factores que le permiten sostenerse como uno de los pilares del desarrollo no convencional.

Bandurria Sur completa el podio de Vaca Muerta con 63.686 barriles diarios y una mejora del 3,35% respecto del mes anterior. Este bloque se consolidó como una de las áreas más relevantes del shale, combinando altos niveles de producción con una curva de crecimiento sostenida.

Más atrás, Bajada del Palo Oeste, operada por Vista Energy, registró 51.044 barriles diarios. Aunque mostró una baja mensual del 2,32%, sigue siendo una referencia dentro del desarrollo no convencional. Por su parte, La Angostura Sur I sorprendió con una suba del 12,11%, alcanzando los 34.333 barriles diarios.

Uno de los datos más destacados fue el ingreso de Bajo del Choique–La Invernada, de Pluspetrol, al top ten nacional. Con 22.580 barriles diarios y un salto mensual del 33,87%, se posicionó como una de las áreas de mayor dinamismo. A esto se suman El Trapial Este, de Chevron, y La Calera, también de Pluspetrol, ambas superando los 21 mil barriles diarios.

La nueva vida para el convencional.

El aporte del Golfo San Jorge en un contexto de transición

Aunque el protagonismo se concentra en Vaca Muerta, la Cuenca del Golfo San Jorge sigue teniendo un rol relevante en la producción nacional. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operada por Pan American Energy, produjo en diciembre 60.494 barriles diarios, con una suba mensual del 5,08%, representando el 7,03% del total país.

Este yacimiento continúa siendo el principal exponente del petróleo convencional argentino, mostrando capacidad de sostener volúmenes significativos en un contexto de madurez. Su desempeño permite amortiguar, en parte, el retroceso general del segmento tradicional.

En tanto, Manantiales Behr, operada por YPF, pero adquirido por Rovella Energy, alcanzó los 25.433 barriles diarios, con un crecimiento mensual del 2,81%. Aunque lejos de los niveles del shale, sigue siendo un activo relevante dentro de la cuenca.

Duplicar Norte: Techint construirá el oleoducto clave para destrabar el hub norte de Vaca Muerta

Antes de la polémica por la adjudicación de la provisión de caños para el proyecto de GNL de Southern Energy a la firma india Welspun que dejó afuera al Grupo Techint, la firma dedicada a ingeniería y construcción fue adjudicada en un proyecto clave para evacuar la producción del hub norte de Vaca Muerta.

La compañía fue seleccionada por Oleoductos del Valle (Oldelval) para ejecutar la construcción de un nuevo oleoducto de más de 200 kilómetros que atravesará Neuquén y Río Negro.

Duplicar Norte contempla la instalación de un ducto de 24 pulgadas de diámetro y una extensión total cercana a los 207 kilómetros, con una traza que conectará la estación de bombeo Auca Mahuida con la de Allen. Con esta obra, la capacidad del sistema pasará de 20.400 a 55.400 metros cúbicos diarios, acompañando la expansión productiva del shale oil.

El proyecto no solo responde a una necesidad operativa inmediata, sino que se inscribe dentro de una estrategia de largo plazo para consolidar a Vaca Muerta como un polo exportador. La nueva infraestructura se integrará al sistema Duplicar Plus, inaugurado este año, y también al Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), ampliando las alternativas logísticas para el crudo.

Techint y un proyecto clave para destrabar el transporte

Desde Techint destacaron que Duplicar Norte representa un desafío integral que combina ingeniería, planificación y ejecución en un entorno de alta exigencia. Mariano Rebollo, Oil & Gas Business Project Manager de la compañía, subrayó que el equipo ya se encuentra listo para avanzar con tecnología de vanguardia y un fuerte foco en la seguridad operativa.

La primera etapa del oleoducto está prevista para fines de 2026 y permitirá transportar hasta 220.000 barriles de petróleo por día. En una fase posterior, la capacidad podría ampliarse hasta 300.000 barriles diarios y alcanzar los 500.000 barriles hacia marzo de 2027, liberando capacidad en una de las zonas más dinámicas de la cuenca.

Con una inversión estimada entre 380 y 400 millones de dólares, el proyecto fue firmado bajo un esquema “ship or pay” con operadoras como Chevron, Tecpetrol, Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén. Este modelo garantiza demanda, financiamiento privado y previsibilidad, alineándose con los incentivos previstos por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Desde Oldelval, su CEO Ricardo Hösel señaló que la obra responde directamente a la “explosión productiva” del shale, en un contexto donde Vaca Muerta ya supera los 600.000 barriles diarios. La saturación del sistema actual, advirtió en distintos foros, obliga a acelerar proyectos de ampliación para evitar descuentos en el precio del crudo.

Oldelval inaugurará el Proyecto Duplicar.

Impacto económico, empleo y exportaciones

Duplicar Norte también tendrá un fuerte impacto en el empleo y las economías regionales. Durante el pico de construcción, se estima que la obra demandará alrededor de 850 trabajadores, entre puestos directos e indirectos, dinamizando la actividad en Neuquén y Río Negro a partir del primer trimestre de 2026.

La interconexión con Duplicar Plus y VMOS permitirá optimizar el flujo de crudo hacia Puerto Rosales y, a la vez, habilitar rutas flexibles para abastecer refinerías locales o canalizar exportaciones a través de Punta Colorada. De este modo, Oldelval podría transportar cerca del 80% del shale oil producido en la cuenca.

En términos macroeconómicos, la ampliación del sistema de transporte es clave para sostener exportaciones de crudo por entre 6.000 y 8.000 millones de dólares anuales. Al reducir restricciones logísticas, el proyecto fortalece la balanza comercial y consolida a Vaca Muerta como uno de los motores energéticos de la Argentina.

Loma Campana rompe el techo histórico y alcanza los 100.000 barriles diarios

Loma Campana marcó un hito sin precedentes para la industria energética argentina al alcanzar en diciembre una producción de 100.000 barriles diarios. El logro posiciona al yacimiento como el primero de Vaca Muerta en romper esa barrera simbólica y refuerza el rol estratégico del shale neuquino dentro del mapa petrolero nacional y regional.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el récord a través de sus redes sociales y subrayó el valor del trabajo conjunto. “Loma Campana alcanzó en diciembre una producción de 100.000 barriles diarios y se convirtió en el primer yacimiento de Vaca Muerta en alcanzar esta cifra histórica para la energía argentina”, afirmó en LinkedIn.

Marín remarcó que el resultado es fruto de una alianza sostenida con Chevron y del compromiso de los equipos de YPF. “Estamos demostrando con hechos que el Plan 4×4 es el motor de nuestra transformación”, sostuvo, al tiempo que ratificó el objetivo de “generar 30.000 millones de dólares para 2030” a partir del desarrollo del no convencional.

El récord de Loma Campana se inscribe en un contexto de fuerte crecimiento del shale oil. En noviembre de 2025, la producción total de petróleo en la Argentina alcanzó los 843.069 barriles diarios, con un incremento interanual del 12,47%. Aunque hubo una leve baja mensual, Vaca Muerta volvió a sostener el impulso del sector.

En ese mes, Loma Campana ya había quedado a un paso del hito al registrar 92.742 barriles diarios. Esa cifra representó un crecimiento mensual del 7,84% y le permitió desplazar a La Amarga Chica como el bloque más productivo del país, consolidando su liderazgo dentro del portafolio de YPF y del shale neuquino.

YPF se quedó con el oleoducto Loma Campana.

El liderazgo de Vaca Muerta en la producción nacional

La magnitud del aporte de Loma Campana explica por qué Vaca Muerta se convirtió en el corazón productivo del petróleo argentino. El bloque representa el 11% de todo el crudo del país, mientras que La Amarga Chica aporta el 10% con 84.600 barriles diarios, y Bandurria Sur completa el podio con 61.622 barriles por día.

Los tres desarrollos pertenecen a YPF y están ubicados en la misma formación geológica, una señal clara de la centralidad que adquirió el no convencional neuquino. Esta concentración de producción también refleja el grado de madurez alcanzado por los proyectos shale, tanto en términos técnicos como operativos.

El propio Marín sintetizó esta realidad al afirmar: “Vaca Muerta es una realidad, el petróleo es una realidad. Con la inversión que estamos haciendo en el VMOS, eso marca que se van para arriba las exportaciones fuertemente”. Para el ejecutivo, el país ingresó en una etapa de expansión sostenida del crudo.

Las proyecciones oficiales de YPF apuntan a un escenario aún más ambicioso. Según Marín, hacia 2030 la Argentina podría exportar 750.000 barriles diarios o incluso más, generando ingresos anuales cercanos a los 20.000 millones de dólares solo por ventas externas de petróleo.

Este crecimiento, explicó, estará acompañado por un cambio estructural en la infraestructura. “Si hoy miras toda la evacuación, es mercado interno y un poco de exportación. Las obras que se están haciendo agrega todo y sumarán los 20.000 millones tranquilamente por año de exportación”, aseguró, en referencia a proyectos como el oleoducto de Sierra Grande.

Qué dice el acuerdo que modificará el régimen de exportaciones del convencional

El Gobierno nacional y la provincia de Chubut firmaron un acta estratégica que redefine el esquema fiscal aplicable a la exportación de petróleo convencional. El acuerdo llega en un momento sensible: la producción de las cuencas maduras continúa en descenso y los técnicos del sector alertan que, de no revertirse esta tendencia, Argentina podría enfrentar en tres años la necesidad de importar crudo pesado para abastecer su sistema de refinación.

La preocupación por el avance del declive llevó a Nación, Chubut y la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH)a consensuar un mecanismo de trabajo conjunto. La iniciativa no elimina los derechos de exportación, sino que modifica el régimen vigente para mejorar la competitividad del petróleo extraído en yacimientos convencionales o maduros.

Según el acta, la Secretaría de Energía definirá las posiciones arancelarias alcanzadas y la adecuación del esquema fiscal.

El documento firmado afirma que la producción convencional enfrenta un escenario complejo producto del agotamiento natural de los yacimientos, los mayores costos operativos y el impacto de las condiciones macroeconómicas internacionales. En ese marco, el acuerdo busca frenar una caída que podría tener consecuencias económicas y estratégicas para el país.

Los incentivos de las provincias

El acta establece que la provincia de Chubut y la CEPH deberán presentar en un plazo de 60 días un detalle de las medidas ya implementadas y las que aplicarán para acompañar el esfuerzo nacional. Entre estas acciones se mencionan reducciones de regalías y cánones en áreas maduras, la reconversión de concesiones de explotación y acuerdos de alivio laboral y tributario destinados a sostener la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

El texto destaca que estas medidas provinciales constituyen un eje fundamental para recuperar la competitividad de los yacimientos convencionales. El declive de estas áreas no solo afecta los niveles de producción: también impacta en la recaudación, los ingresos por regalías y la estabilidad laboral en las regiones petroleras. Por eso, el acuerdo subraya la importancia de mantener y actualizar los esquemas de incentivos vigentes.

Además, Chubut deberá garantizar la continuidad de los beneficios fiscales existentes e incorporar nuevos estímulos para proyectos que demuestren inversiones verificables en producción convencional o que aporten a la extensión del horizonte productivo de las cuencas maduras. Esta obligación busca asegurar que el esfuerzo fiscal tenga un correlato en la actividad real.

El convencional pide un marco regulatorio.

Las operadoras deberán reinvertir

Uno de los puntos más relevantes del acuerdo es el compromiso asumido por las operadoras. El acta establece que las compañías deberán destinar la totalidad de los recursos derivados de la modificación de los derechos de exportación, así como los ingresos adicionales provenientes de la recomposición de precios internos, exclusivamente a nuevas inversiones en producción convencional.

El documento detalla que dichas inversiones deberán priorizar proyectos orientados a incrementar la producción de hidrocarburos mediante desarrollo, recuperación secundaria o terciaria, reactivación de equipos de torre, perforación de nuevos pozos y puesta en valor de pozos inactivos o de baja productividad. También resalta la necesidad de incorporar tecnologías que contribuyan a mejorar la eficiencia operativa y a reducir costos.

Para garantizar estos compromisos, Chubut será la responsable del seguimiento, fiscalización y control del cumplimiento por parte de las empresas, sin perjuicio de la normativa federal vigente. Asimismo, dentro de los próximos 60 días, la provincia y las operadoras deberán definir criterios precisos para calcular los valores de inversión obligatorios que surgirán de los beneficios fiscales.

Este esquema implica que cualquier mejora económica derivada de la modificación del régimen exportador no podrá destinarse al saneamiento de balances, distribución de dividendos u otros fines corporativos: deberá transformarse directamente en actividad, servicios y empleo en la cuenca.

Las medidas de fuerza se suspenden en Vaca Muerta.

Un marco para sostener el empleo

La firma del acta se inscribe en un contexto de preocupación creciente por la pérdida de puestos de trabajo vinculados al declive del convencional. Las cuencas maduras han atravesado en los últimos años caídas sostenidas de actividad, derivadas tanto de la baja del crudo como del envejecimiento natural de los pozos, con consecuencias directas sobre la actividad de equipos de torre, contratistas y servicios especializados.

El acuerdo reconoce expresamente que los esfuerzos provinciales, empresariales y sindicales requieren un acompañamiento nacional para sostener la competitividad del sector. Por eso, el compromiso de reinversión obligatoria se vincula de manera directa con la necesidad de frenar el deterioro del empleo y recomponer la cadena de actividad que sostiene la producción convencional.

Además del compromiso fiscal y regulatorio, el acta reconoce que las empresas asociadas a la CEPH y las organizaciones sindicales de la Cuenca del Golfo San Jorge han celebrado acuerdos orientados a mejorar la competitividad y contribuir a la sostenibilidad del sector. Estos acuerdos, menciona el documento, incluyen medidas laborales y operativas que se alinean con la necesidad de sostener la actividad.

El acta también deja planteado un objetivo de fondo: abrir un nuevo ciclo de inversiones que permita recomponer el nivel de equipos activos, reactivar pozos inactivos y extender la vida útil de yacimientos que, sin incentivos, se encuentran en franca declinación.

Rolando Figueroa: “Neuquén debe monetizar su subsuelo en los próximos 30 años”

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó este jueves de un desayuno de trabajo con directivos de Vista Energy, empresa que presentó su nuevo plan estratégico de expansión en Vaca Muerta. El encuentro, realizado en las oficinas de la firma ubicadas en el Paseo de la Costa, reunió a analistas de veinte bancos internacionales y marcó un nuevo hito en la proyección de la compañía, que anunció una inversión de más de 4.500 millones de dólares en los próximos años para incrementar un 60% su producción, alcanzando los 180.000 barriles diarios hacia 2028.

El mandatario provincial valoró el compromiso de la empresa con la provincia y remarcó la necesidad de acelerar las inversiones para aprovechar el potencial energético de Neuquén en las próximas décadas.

La visión de Rolando Figueroa

“Estamos muy contentos de la invitación que nos ha hecho Vista, con todos los formadores de opinión y los inversores. Neuquén tiene que monetizar su subsuelo en los próximos 30 años, y para eso es muy importante acelerar las inversiones y lograr que esa monetización sea bien reinvertida. Creo que es un círculo virtuoso que podemos construir junto con toda la industria”, expresó Figueroa.

Sostuvo además que la expansión del sector energético debe ir acompañada de políticas que garanticen empleo, desarrollo local y sustentabilidad ambiental.

“Ha sido una jornada muy positiva. Las inversiones que viene realizando Vista contribuyen a la generación de empleo y a construir desde ahora el post Vaca Muerta. La sustentabilidad social que estamos impulsando junto a la empresa incluye programas de becas y el cuidado del ambiente. Vista ha sido pionera en la producción de hidrocarburos con cero contaminación, y trabajamos juntos para que la huella de carbono sea tratada con responsabilidad. Eso nos permite ofrecer un producto diferenciado y generar más riqueza para Neuquén a lo largo del tiempo”, destacó el gobernador.

 

Producción récord

Por su parte, Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, agradeció la presencia del gobernador y subrayó el rol del liderazgo provincial en el desarrollo energético argentino.

“Es un gusto recibir al gobernador Rolando Figueroa. En el Investor Day de Vista, con analistas de veinte bancos internacionales, presentamos la próxima etapa de crecimiento: pasar de 120.000 a 180.000 barriles, con una inversión de 1.500 millones de dólares por año. En total, serán 4.500 millones de dólares en los próximos años”, explicó. Además, enfatizó la identidad neuquina de la empresa y su compromiso con la comunidad local.

“Como el gobernador siempre dice, no hay Vaca Muerta ni petróleo sin un programa integral que incluya a todos los actores, y en ellos están las comunidades y principalmente está Neuquén”, remarcó y agregó: “Nosotros no somos ´algo´ para Neuquén: somos neuquinos. El 80 por ciento de nuestros empleados vive en la provincia, nuestras oficinas principales están aquí y nuestro negocio se desarrolla y se vive en Neuquén”.

El compromiso de Vista Energy

Asimismo, Galuccio destacó el trabajo conjunto con el gobierno provincial y el liderazgo de Figueroa en materia regulatoria y de promoción de inversiones.

“Los analistas se llevaron la idea de que tenemos un líder en Neuquén que es socio de la industria, que acompaña y cumple un rol fundamental a nivel nacional. Sabemos que el gobernador ha sido siempre un embajador de Neuquén, y si queremos que Vaca Muerta crezca aún más, debemos seguir invirtiendo. Inversión genera producción, producción genera exportaciones, divisas para el país y trabajo: es, como dice él, un ganar-ganar para todos”, concluyó el empresario.

Vista Energy, que ya invirtió más de 6.000 millones de dólares en la Argentina, se consolidó como el principal productor independiente y mayor exportador de petróleo del país. Según su nuevo plan, prevé ingresos por exportaciones de 8.000 millones de dólares en los próximos tres años.

YPF redujo un 45% sus costos y alcanzó una producción de 170 mil barriles día

La producción de crudo shale de YPF volvió a marcar un nuevo hito en el tercer trimestre de 2025. La compañía alcanzó los 170 mil barriles diarios, un salto del 35% interanual que la consolida como la principal productora no convencional del país.

Este desempeño permitió que el shale ya represente el 71% del petróleo extraído por YPF, dejando definitivamente atrás el aporte de los campos convencionales, que continúan en un proceso de salida ordenada.

El liderazgo en materia no convencional vino acompañado de una caída significativa en los costos: la extracción se redujo un 45% en un año, hasta llegar a los US$8,8 por barril equivalente, uno de los valores más competitivos de la industria.

YPF y los récords impulsados por eficiencia y tecnología

La compañía destacó que los resultados se apoyan en mejoras constantes en la perforación y la completación de pozos en Vaca Muerta. La velocidad de perforación en sus bloques core hub promedió 337 metros por día, mientras que las fracturas se ejecutaron a un ritmo de 279 etapas por set mensual.

Estas eficiencias permitieron que el shale compense casi en su totalidad el declino convencional, a la vez que refuerzan el enfoque estratégico de la empresa en Vaca Muerta como motor del crecimiento.

Además, el incremento de producción no convencional también redujo la exposición a mayores costos y regalías asociados históricamente al convencional, lo que mejoró la performance operacional del upstream.

YPF acelera en Vaca Muerta.

 

Récord en refinación y más combustibles nacionales

El avance del shale se vio acompañado por un trimestre excepcional en el sistema de refinación. YPF procesó 326 mil barriles diarios, el nivel más alto desde 2009, con una utilización del 97% en sus plantas.

Gracias a ese desempeño, las importaciones de combustibles se redujeron al 1% de las ventas totales, una caída significativa frente a otros períodos. Las ventas internas crecieron impulsadas por mayor demanda de naftas y gasoil en el mercado local.

También sobresalió la operación de la refinería de La Plata, que alcanzó niveles récord de procesamiento y fue distinguida como Refinería del Año en Latinoamérica por el LARTC.

Inversiones destinadas al shale y grandes obras de infraestructura

Del total invertido en el trimestre, 70% se destinó a proyectos no convencionales. Entre ellos, sobresale el desarrollo de VMOS, el oleoducto clave que conectará Vaca Muerta con la costa atlántica, donde se completó con éxito la soldadura de los 440 kilómetros de cañerías.

En cuanto al futuro exportador, Argentina LNG avanzó con fuerza: YPF y ENI aprobaron la inversión técnica de la Fase 3, y ADNOC, la petrolera estatal de Emiratos Árabes Unidos, firmó un acuerdo preliminar para sumarse al proyecto.

Con estas iniciativas, YPF proyecta abrir una nueva etapa en la que el crudo y el gas no sólo abastezcan al país, sino que lo posicionen como un proveedor energético confiable a nivel global.

Oldelval y Trafigura inauguran un nuevo oleoducto para exportar más crudo de Vaca Muerta

Oleoductos del Valle (Oldelval) y Trafigura pusieron en funcionamiento una nueva derivación hacia la Refinería Bahía Blanca. Se trata de una infraestructura estratégica que incrementa la flexibilidad operativa y contribuye a potenciar la capacidad exportadora del petróleo que produce la Cuenca Neuquina.

La inauguración se realizó el martes 4 de noviembre en la Unidad de Almacenamiento y Medición (UAM) de Oldelval. En el evento participaron directivos de ambas compañías y autoridades de la región. Por parte de Trafigura estuvieron presentes Gerardo Zmijak, director Comercial; Cecilia Díaz de Souza, Gerente de Proyectos y Estructuración de Negocios; y Paulo Carozzi, Gerente de Gestión y Proyectos de Refinería. En representación de Oldelval asistieron el CEO, Ricardo Hosel; el Gerente de Proyectos, Federico Zárate; y el Gerente de Construcciones, Mauro Cabrera. También formaron parte del acto el presidente del Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, Santiago Mandolesi Burgos, y el secretario de Producción municipal, Gustavo Lari.

El rol de Oldelval

Durante su intervención, Hosel remarcó que la iniciativa “comenzó a gestarse en 2020 y hoy es una realidad gracias al compromiso, la planificación y el trabajo conjunto entre el sector privado y el Estado”. También enfatizó que esta conexión directa “refuerza el compromiso con una cuenca integrada, competitiva y eficiente en la evacuación de crudo hacia el Atlántico”.

Desde Trafigura, Zmijak destacó el valor que representa este desarrollo para la industria y para Bahía Blanca. A su vez, reconoció el esfuerzo de los trabajadores que, pese a las dificultades generadas por la inundación del último 7 de marzo, lograron completar la obra dentro de los plazos previstos.

El ducto cuenta con 14 pulgadas de diámetro y recorre 11 kilómetros para unir el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la planta refinadora de Trafigura en Bahía Blanca. La construcción superó los 25 millones de dólares de inversión y fue ejecutada bajo estrictas normas de seguridad y cuidado ambiental.

Más infraestructura para acompañar la producción de Vaca Muerta

En paralelo, Oldelval avanza con el proyecto Oleoducto Duplicar Norte, uno de los más importantes para garantizar la evacuación del crudo de Vaca Muerta. La obra entrará en una instancia clave con la convocatoria a una Audiencia Pública presencial, requisito para completar la evaluación ambiental. La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro citó a la ciudadanía y al sector para el 18 de diciembre de 2025, a las 9 hs, en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente de Cipolletti.

Se trata de un paso esencial dentro del proceso regulado por las Leyes Provinciales M 3.266 y J 3.284, que promueve la transparencia y la participación social en la definición de grandes proyectos. El Estudio de Impacto Ambiental fue elaborado por Confluencia Ambiente & Seguridad S.A. e incluye medidas específicas de mitigación y control para asegurar el cumplimiento de los estándares ambientales vigentes.

Duplicar Norte surge como respuesta a la fuerte expansión de la producción shale en Neuquén, que ya supera los 600.000 barriles diarios. La infraestructura actual del segmento norte del sistema mostró niveles de saturación, lo que vuelve imprescindible una ampliación para evitar futuros cuellos de botella en el transporte de crudo desde el Hub Norte de Vaca Muerta, especialmente desde Puesto Hernández y Rincón de los Sauces.

Con una inversión estimada en 380 millones de dólares, el proyecto contempla la instalación de un oleoducto de 24 pulgadas de diámetro y aproximadamente 207 kilómetros de longitud. El trazado conectará la estación de bombeo cabecera en Puesto Hernández con la principal estación de bombeo de Oldelval en Allen, reforzando la capacidad operativa y la competitividad del sistema.

VMOS fortalece sus vínculos con proveedores locales en Río Negro

En Cipolletti, las autoridades del consorcio Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) identificó demandas específicas para el proyecto y detallaron especificaciones técnicas a las cámaras, PYMES y empresas de servicios locales.

Gustavo Chaab, CEO de VMOS, y Lucía Griffi, gerenta de Compras, Contrataciones y Logística, brindaron una charla en la Secretaría de Energía de Río Negro, en un encuentro organizado junto a la Cámara de Empresas de Servicios de la Provincia.

Allí, se compartieron los avances del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y se explicaron las precisiones técnicas a empresas locales que podrían formar parte de la etapa de producción y mantenimiento del oleoducto.

En detalle, las necesidades van desde servicios a la operación, así como otras generales hacia el personal asociados a alquileres de vehículos y maquinaria, limpieza, servicios de catering y gastronomía, limpieza, y otros vinculados a monitoreos ambientales y servicios de consultoría.

Las empresas interesadas pueden acercarse a la compañía desde la Cámara de Empresas de Servicios de Río Negro, la Academia de YPF y el listado de proveedores de la Secretaría de Río Negro.

Durante la jornada, el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, explicó que esta instancia marca el inicio de la etapa operativa del proyecto, donde se requerirá una amplia red de servicios locales. “Formamos nuestro equipo de compras y contrataciones y vinimos a buscar proveedores para todos los servicios de operación y mantenimiento del ducto”, señaló. Entre los rubros mencionó mantenimiento de instalaciones, servicios eléctricos e instrumentales, transporte, alimentación, vestimenta, monitoreos ambientales, consultorías, salud y seguridad.

Chaab destacó además que el alcance de la convocatoria “abarca todo el mapa de Río Negro”, con operaciones distribuidas entre el Valle y la zona Atlántica, donde se emplaza la terminal de exportación en Punta Colorada. En este sentido, remarcó los cuatro valores que guían la gestión del consorcio y que serán centrales para la selección de proveedores: seguridad, sustentabilidad, eficiencia e integridad.

El consorcio VMOS está integrado por las principales operadoras de Vaca Muerta: YPF (25%), Pluspetrol (17%), Vista (10%), Shell (8%), Chevron (10%), Tecpetrol (8%), Pan American Energy (11%), Pampa Energía (10%) y GyP (1%), lo que lo convierte en la alianza industrial más grande del país en infraestructura petrolera.

El oleoducto, de 437 kilómetros, conectará Allen con Punta Colorada, y su terminal contará con seis tanques de 120.000 m³ cada uno, destinados al almacenamiento de crudo para exportación.

“Vista se convirtió en el mayor exportador de energía del país”

Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de Vista Energy, fue el orador central del Foro Argentino de Inversiones organizado por ARCAP. Ante una audiencia de más de mil referentes de venture capital, empresarios y emprendedores, compartió la evolución de Vaca Muerta y el papel decisivo de Vista en el nuevo mapa energético de Argentina.

En su repaso, Galuccio recordó el escenario de 2012. “Argentina era importador de energía. Vaca Muerta era para creyentes. Vista no existía. Y si hablábamos de un barril net zero o de divisas para el país, parecía ciencia ficción”, expresó.

Con el paso de trece años, el panorama se transformó. Argentina alcanzó la condición de exportador estructural y neto de energía. Vaca Muerta es hoy reconocida a nivel global en el sector, y Vista se consolidó como la primera exportadora de crudo del país.

“En 2012 había déficit energético y colas en las estaciones de servicio por falta de combustible. Hoy Vaca Muerta representa el 60% de la producción nacional y contamos con un superávit de 7.000 millones de dólares en la balanza energética”, señaló.

El ejecutivo anticipó que en 2026 Vista producirá un barril net zero y pronosticó que para 2030 la industria energética generará 30.000 millones de dólares positivos para la economía argentina. “No hay fórmula secreta que reemplace el profesionalismo, el talento y la seriedad en lo que hacemos”, afirmó.

En su intervención también repasó el crecimiento de la compañía. “En Vista llevamos más de 6.000 millones de dólares invertidos en el país. Comenzamos con una operación que producía 24.000 barriles diarios con un EBITDA de 190 millones de dólares. Siete años después producimos 125.000 barriles, con un EBITDA de 1.600 millones para este año”, remarcó.

Galuccio subrayó que Vista se consolidó como la mayor productora independiente de petróleo de Argentina, solo detrás de YPF. Además, resaltó la importancia de innovar, atraer talento y ejecutar con agilidad para diferenciarse de las grandes corporaciones del sector.

Por último, invitó a imaginar la posibilidad de replicar el modelo en otros sectores. “Argentina necesita muchos Vistas. Tres en el agro, tres en energía, otros en soluciones naturales. Ese es el camino para diversificar la economía y generar desarrollo sostenido”, concluyó.