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Vista aumentó su producción en Vaca Muerta un 59%

Vista, el mayor productor independiente de crudo de la Argentina, reportó en el cuarto trimestre de 2025 una producción total de 135.414 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un crecimiento interanual del 59% y de 7% con respecto al trimestre anterior. La producción de petróleo alcanzó los 118.825 barriles por día (bbl/d), registrando un crecimiento interanual del 61% y de 8% contra el tercer trimestre.

Los ingresos totales del trimestre fueron de USD 689 millones, 46% por encima los registrados en el mismo periodo del año anterior. La compañía exportó el 64% de sus volúmenes en ventas de crudo.

Además, la empresa que dirige Miguel Galuccio continúa optimizando su estructura de costos: el lifting cost fue de USD 4,1 por boe en el cuarto trimestre de 2025, lo que siginfica una reducción del 8% respecto del trimestre anterior.

El EBITDA ajustado alcanzó USD 444 millones, un incremento del 62% en comparación con el mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo en los bloques operados por la compañía y la adquisición del 50% de La Amarga Chica en abril de 2025. El margen de EBITDA ajustado se ubicó en 64%, 8 puntos porcentuales por encima del registrado en el cuarto trimestre de 2024.

La empresa generó un free cash flow positivo de USD 76 millones en el trimestre. La utilidad neta del periodo fue de USD 86 millones, comparada con USD 94 millones en el cuarto trimestre de 2024.

Cuánto invirtió Vista en Vaca Muerta

Durante 2025, Vista invirtió USD 1,331 millones para perforar y poner en producción 74 pozos de petróleo no convencional. La compañía lleva invertidos en Vaca Muerta más de USD 6,500 millones para acelerar crecimiento.

Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2025 alcanzaron 588 MMboe, un incremento del 57% comparado con 375 MMboe al cierre de 2024. La producción total fue 115,479 boe/d, un 66% mayor a la de 2024. Vista exportó 22.2 MMbbl de petróleo, un incremento interanual del 109%, representando el 61% del volumen vendido de petróleo. Este hito representó ingresos superiores a USD 1.400 millones.

El costo operativo fue 4.4 $/boe durante 2025, por debajo del 4.6 $/boe durante 2024, reflejando los beneficios de una mayor escala y el foco continuo en la eficiencia.

Los ingresos totales durante 2025 fueron USD 2,444 millones, un aumento del 48% comparado con USD 1,648 millones durante 2024, explicado por el crecimiento en la producción de petróleo en los bloques operados y la adquisición de La Amarga Chica.

Durante 2025, Vista redujo la intensidad de emisiones de GEI, de alcance 1 y 2, en 23% comparada con 2024, de 8.8 kg CO2e/boe a 6.8 kg CO2e/boe.

El EBITDA ajustado para 2025 fue USD 1,596 millones, resultando en un margen de EBITDA ajustado de 65%, y un aumento del 46% comparado con el EBITDA ajustado de USD 1,092 millones durante 2024. La utilidad neta de 2025 alcanzó USD 719 millones, comparada con USD 478 millones en 2024

Los bloques de Vaca Muerta que ya pisan los 100.000 barriles diarios

Vaca Muerta se prepara para vivir una etapa marcada por las exportaciones. La combinación de tecnología, financiamiento y escala productiva permitió consolidar un escenario de crecimiento sostenido, con bloques que superan ampliamente los 50.000 barriles diarios y comienzan a acercarse a registros históricos.

En este contexto, YPF mantiene un rol central como principal operador del país. Según el informe del consultor Fernando Salvetti, en enero de 2026, la empresa de mayoría estatal alcanzó una producción total de 390.508 barriles diarios, con incrementos mensuales y anuales que reflejan la madurez progresiva de sus activos no convencionales y la creciente eficiencia operativa en sus áreas estratégicas.

La mayor parte de este desempeño se concentra en la Cuenca Neuquina, que aportó 363.791 barriles diarios durante el mismo período. Ese volumen representó un nuevo récord y confirmó el peso específico del shale en la matriz energética nacional, al explicar más del 90% de la producción total de YPF.

Los datos oficiales de la Secretaría de Energía muestran que las diez áreas más productivas concentran más del 94% del crudo extraído por YPF. Esta elevada concentración refleja una estrategia focalizada en bloques de alto rendimiento, donde las economías de escala y la optimización de pozos resultan determinantes para sostener la rentabilidad.

Dentro de ese esquema, Loma Campana continúa encabezando el ranking nacional, con más de 103 mil barriles diarios. El bloque, que marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta, fue el primero en superar la barrera de los 100 mil barriles diarios en enero.

Loma Campana llegó a los 100 mil barriles diarios.

Superando las barreras de 50 mil barriles

Detrás de Loma Campana aparece La Amarga Chica, con casi 84.000 barriles diarios, consolidándose como uno de los activos más relevantes del shale neuquino. El bloque es uno de los activos con mayor crecimiento en la industria gracias a la sinergia YPF – Vista Energy.

Bandurria Sur completa el podio con más de 63.000 barriles diarios, posicionándose como otro pilar del esquema productivo. Su desempeño está vinculado a la incorporación progresiva de equipos, al aumento de la densidad de perforación y a la reducción de tiempos operativos, factores clave para maximizar la recuperación de recursos.

Loma Campana es uno de los bloques más productivos de Vaca Muerta. Neuquén sigue creciendo en producción.

Cómo es el mapa productivo

En un segundo escalón se ubican áreas como La Angostura Sur, Aguada del Chañar y La Angostura Sur II, que registraron desempeños relevantes durante enero de 2026 bajo la operación de YPF. La Angostura Sur alcanzó los 34.752 barriles diarios, Aguada del Chañar llegó a 21.862 barriles, mientras que La Angostura Sur II sumó 11.361 barriles.

Más atrás en el ranking aparecen bloques como Chachahuen, con 10.936 barriles diarios, Chihuido de la Sierra Negra, con 6.283 barriles, y Loma La Lata–Sierra Barrosa, con 5.911 barriles. Estas áreas, si bien presentan menores volúmenes, cumplen un rol estratégico al sostener la base productiva y aportar estabilidad al sistema operativo de la compañía.

Fuera del núcleo shale, Manantiales Behr mantiene su presencia entre las principales áreas productivas, con 25.318 barriles diarios en enero. Ubicado en la cuenca del Golfo San Jorge, el bloque atraviesa una transición entre el retiro de YPF y el ingreso de PECOM como operador del mítico bloque del convencional.

Newmont invertirá U$S 800 millones en Cerro Negro

Newmont anunció una inversión estratégica para reanudar y ampliar Cerro Negro Expansión 1 (CNE1) en la mina Cerro Negro, una iniciativa clave que extenderá la vida útil de la operación más allá del año 2035 y reforzará el desarrollo productivo y económico de Santa Cruz.

Esta iniciativa representa una inversión total de aproximadamente 800 millones de dólares durante los próximos seis años, activando más de 30 obras en superficie y en interior de mina, generando un importante efecto multiplicador sobre la economía local.

“Hoy es un día muy importante para Santa Cruz. En un contexto económico complejo para la Argentina, estamos anunciando una inversión de 800 millones de dólares que nos permite extender la vida útil de Cerro Negro y llevar previsibilidad a nuestras comunidades. Esto es trabajo para los santacruceños, es producción y es futuro. Y además recibimos la confirmación de que ya se está trabajando en un nuevo proyecto, que próximamente también será anunciado. Ese es el camino que queremos para la provincia”, destacó el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal.

El mandatario provincial remarcó además que “esta inversión es una señal concreta de confianza en Santa Cruz y en el trabajo que venimos haciendo para generar condiciones de previsibilidad. Cada proyecto que avanza significa más empleo para nuestra gente, más oportunidades para nuestras empresas y desarrollo real para nuestras localidades. Queremos una provincia que produzca, que agregue valor y que planifique a largo plazo”.

Nuevos puestos de trabajo

CNE1 es esencial para sostener el perfil de producción de Cerro Negro y se espera que permita incrementar los niveles de producción anual a partir de 2028. Sin esta inversión, la producción y el empleo disminuirían en los próximos años. Con CNE1, la operación preserva los puestos de trabajo existentes y crea 270 nuevas posiciones durante la fase de ejecución, con un fuerte foco en maximizar el empleo local y la participación de empresas contratistas.

“Cerro Negro es un activo con un potencial geológico extraordinario, y nuestro compromiso es llevarlo a su máxima expresión con responsabilidad y visión a largo plazo. El reinicio de CNE1 marca una nueva etapa de expansión que nos permite extender la vida útil de la mina y sostener una operación más sólida. Lo haremos como siempre: poniendo la seguridad en el centro, con disciplina operativa, eficiencia y foco en el cumplimiento de nuestros compromisos de producción”, señaló Tito Cacho, gerente general de Newmont Cerro Negro.

Newmont refuerza su compromiso de largo plazo con Santa Cruz y Argentina, subrayando su dedicación para ampliar el empleo local y potenciar el rol de las empresas radicadas en la provincia a lo largo de toda la cadena de valor de las obras.

Newmont invertirá USD 800 millones en Santa Cruz con respaldo del gobernador Claudio Vidal para extender la vida útil de la mina más allá de 2035.

El compromiso de Newmont

“CNE1 es una inversión en infraestructura minera y también en las personas, en el desarrollo gradual de capacidades y talento local para ampliar las oportunidades y acompañar el futuro de las comunidades de Santa Cruz”, señaló María Eugenia Sampalione, directora país de Newmont, quién agregó: “Llevar adelante esta iniciativa de manera responsable requiere condiciones estables y predecibles, un diálogo constructivo y un compromiso compartido para desarrollar capacidades locales a lo largo del tiempo”.

Tanto Newmont como el Gobierno de Santa Cruz enfatizan la importancia de mantener la colaboración entre las autoridades públicas, el sector privado, los sindicatos y las instituciones educativas para asegurar que esta inversión se traduzca en crecimiento sostenible, desarrollo laboral y prosperidad de largo plazo para la provincia.

CNE1 se ejecutará bajo los permisos ambientales vigentes y de acuerdo con los estándares globales de Newmont, garantizando operaciones responsables y cuidado del ambiente, al tiempo que acompaña el desarrollo productivo de largo plazo de Santa Cruz.

Luz verde para Vista: Shell se baja y acelera la operación con Equinor

Vista Energy informó a la Comisión Nacional de Valores un avance clave en el proceso de adquisición de activos de Equinor en Vaca Muerta. La compañía comunicó que se cumplió una de las principales condiciones para avanzar con el cierre de la operación anunciada a comienzos de febrero.

Según el hecho relevante enviado al organismo regulador, Shell Argentina decidió no ejercer su derecho de preferencia sobre una participación operativa en uno de los bloques involucrados. Esta decisión elimina un posible obstáculo que podía modificar el destino del acuerdo y abre el camino para que Vista continúe con su estrategia de expansión.

La renuncia de Shell constituye una condición suspensiva fundamental para el cierre de la operación. Gracias a este paso, Vista y su filial argentina podrán concretar la adquisición conjunta del 25,1% operativo del bloque Bandurria Sur y del 35% del área Bajo del Toro, dos activos considerados estratégicos dentro de la cuenca neuquina.

Un paso clave para Vista

Desde la empresa destacaron que el cumplimiento de esta condición permite avanzar hacia la etapa final del proceso. La operación forma parte del plan de crecimiento de Vista en el segmento no convencional, donde busca consolidar su presencia mediante la incorporación de áreas productivas con alto potencial y sinergias operativas.

Con este avance, la transacción quedó ahora sujeta únicamente a la aprobación de las autoridades de competencia de Chile. Este requisito está vinculado a los compromisos de exportación de crudo hacia ese país, asumidos en conjunto por Vista y Equinor en el marco del acuerdo.

El trámite se encuentra en análisis ante la Fiscalía Nacional Económica, organismo encargado de evaluar el impacto del negocio en el mercado chileno. La documentación fue presentada en febrero y, según informó la empresa, el proceso avanza dentro de los plazos previstos.

De no surgir observaciones regulatorias, Vista estima que el cierre definitivo de la operación se concretará durante el segundo trimestre de 2026. La compañía considera que esta adquisición fortalecerá su posición en Vaca Muerta y contribuirá a sostener su crecimiento productivo en los próximos años.

El upstream de Neuquén ingresa al RIGI

El gobernador de la provincia de Neuquén, Rolando Figueroa, informó sobre la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de gas y petróleo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en el marco de gestiones realizadas ante el Ministerio de Economía de la Nación, a cargo de Luis Caputo.

La medida habilita a los proyectos hidrocarburíferos a acceder a los beneficios previstos en el régimen, que incluye incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios. El objetivo central es mejorar las condiciones de inversión para iniciativas de gran escala en el sector energético.

Según indicó el mandatario provincial, el acuerdo contó con el aval del presidente Javier Milei y permitirá avanzar en un esquema con mayor previsibilidad normativa. Desde el gobierno neuquino señalaron que el marco busca favorecer el desarrollo de nuevos proyectos productivos.

El RIGI establece reglas específicas para inversiones superiores a determinados montos, con beneficios en materia de impuesto a las ganancias, IVA y acceso al mercado de cambios. Estas condiciones apuntan a reducir los costos operativos y financieros de las empresas involucradas.

Antecedentes y alcance del régimen

La inclusión del upstream en el RIGI es el resultado de gestiones iniciadas meses atrás por el Ejecutivo provincial. En diciembre del año pasado, Figueroa había formalizado el pedido ante el Ministerio de Economía, con foco en proyectos destinados a incrementar la producción de gas y petróleo.

Desde una perspectiva técnica, el régimen busca generar un entorno más estable para inversiones de largo plazo, en un contexto marcado por la volatilidad macroeconómica. La previsibilidad tributaria y regulatoria es uno de los ejes centrales del esquema.

El gobernador también señaló la necesidad de avanzar en la monetización de los recursos hidrocarburíferos, con el objetivo de fortalecer distintas actividades económicas. En este sentido, remarcó la importancia de atraer capitales destinados a infraestructura, producción y servicios asociados.

Asimismo, la medida apunta a contribuir al saldo de la balanza energética, incrementar la recaudación fiscal y fortalecer los vínculos comerciales con países de la región, como Chile, Brasil y Uruguay.

Las proyecciones en Neuquén

Figueroa destacó que el desarrollo del petróleo y el gas natural, en especial el no convencional, tiene un peso significativo en la economía nacional, por su aporte en generación de divisas, empleo y actividad industrial asociada.

En declaraciones ante la prensa, explicó que la incorporación del upstream al RIGI permitirá reducir la carga impositiva efectiva de las empresas y mejorar las condiciones de rentabilidad de los proyectos. Según sostuvo, esto podría derivar en un aumento de la actividad económica vinculada al sector.

El mandatario también mencionó que existe una ventana temporal limitada para el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, estimada en alrededor de 30 años. En ese marco, consideró necesario acelerar las decisiones de inversión.

Desde el punto de vista estratégico, la inclusión en el régimen se presenta como una herramienta para facilitar el desarrollo de proyectos de gran escala en Neuquén, en un contexto de competencia regional e internacional por capitales destinados a la energía.

Vicuña confirmó una inversión de US$ 7000 millones hasta 2030

La compañía Vicuña Corp, integrada por BHP Group y Lundin Mining, presentó los resultados de su Evaluación Económica Preliminar, que unifica por primera vez los desarrollos de Josemaría y Filo del Sol bajo un único esquema técnico, económico y productivo, denominado oficialmente como “proyecto Vicuña”.

El documento establece una planificación por etapas consecutivas en territorio argentino y chileno, convirtiendo al emprendimiento en el primer proyecto minero binacional de gran escala en la región. El plan contempla una inversión cercana a los 7.000 millones de dólares hasta 2030 y un desembolso acumulado que podría alcanzar los 18.000 millones de dólares durante su primera década.

La presentación también fue respaldada por el canciller Pablo Quirno, quien destacó el potencial estratégico del emprendimiento para la economía nacional. A través de sus redes sociales, remarcó que Argentina contará con una de las mayores minas de cobre, oro y plata del mundo, con impacto directo en inversiones, exportaciones y generación de empleo.

En la misma línea, el CEO Ron Hochstein definió al proyecto como una oportunidad transformacional. Según explicó, Vicuña reúne condiciones geológicas excepcionales que permiten impulsar el crecimiento de largo plazo mediante capital extranjero, desarrollo tecnológico, empleo calificado y mayores ingresos por ventas externas.

Si bien la vida útil inicial fue estimada en 25 años, los equipos técnicos sostienen que la magnitud de los recursos permitiría extender la explotación por al menos siete décadas. La compañía aseguró que el avance se realizará bajo estándares ambientales y sociales exigentes, con participación activa de autoridades y comunidades locales.

Etapas de desarrollo y proyecciones productivas

El esquema operativo se apoya en una arquitectura progresiva diseñada para administrar el capital y reducir riesgos. La primera fase se concentra en Josemaría, con una mina a cielo abierto y una planta concentradora preparada para futuras ampliaciones, aprovechando que ya cuenta con estudios ambientales aprobados y datos avanzados de exploración.

Esta etapa busca acelerar el inicio productivo para generar flujo de caja temprano y sostener financieramente las fases posteriores. La segunda instancia incorporará los recursos de óxidos de Filo del Sol, junto con una planta específica para recuperar cobre, oro y plata, ampliando así la capacidad total del complejo minero.

La tercera fase prevé la expansión de la planta concentradora y el desarrollo de los sulfuros, con una producción cercana a las 293.000 toneladas diarias. Incluye infraestructura estratégica tercerizada, como una planta desalinizadora, sistemas de transporte y nuevas instalaciones de tratamiento.

En términos productivos, se proyecta un promedio anual de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata durante los primeros 25 años. En su primera década, el volumen acumulado consolidará a Vicuña como uno de los principales distritos mineros del mundo.

Tras la firma del JDA con YPF, ¿qué prevé ENI para el mercado mundial del GNL?

Con una presencia consolidada en más de 60 países y una fuerte posición en el negocio del gas natural licuado, ENI se consolidó como uno de los actores más influyentes del mercado energético global. Su poder financiero, tecnológico y comercial explica su creciente interés por proyectos de escala internacional.

En este marco, la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA) con YPF y XRG representa una jugada estratégica para potenciar el proyecto Argentina LNG y posicionar a Vaca Muerta como un proveedor confiable a largo plazo.

El acuerdo busca acelerar el camino hacia la Decisión Final de Inversión y consolidar una plataforma exportadora de gas desde la Argentina hacia los principales centros de consumo. La incorporación formal de XRG refuerza la estructura financiera y operativa del proyecto.

Según explicó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, la llegada de socios de clase mundial apunta a mejorar la competitividad del emprendimiento frente a otros polos exportadores de GNL.

Desde la mirada de ENI, Vaca Muerta ofrece una combinación atractiva de reservas, costos y estabilidad geológica. La formación neuquina aparece como un complemento clave para una cartera global que busca diversificar riesgos y asegurar suministro propio.

Un mercado ajustado hasta 2026 y la apuesta al portafolio propio

De acuerdo con declaraciones brindadas a Reuters, el director de la cartera global de gas y GNL de ENI, Cristian Signoretto, definió al mercado de GNL hacia 2026 como “finamente equilibrado”.

El ejecutivo señaló que los bajos niveles de almacenamiento en Europa y la recuperación de la demanda asiática dejan poco margen frente a eventos climáticos extremos. Una ola de frío o de calor podría tensionar rápidamente la oferta disponible.

En ese contexto, ENI prevé que China y otros países de Asia incrementen su consumo si los precios se mantienen más moderados. Al mismo tiempo, la necesidad europea de recomponer inventarios seguirá sosteniendo la demanda en el corto plazo.

Para el período 2027-2028, la compañía anticipa una mayor disponibilidad de GNL a nivel global, aunque advierte que los retrasos en proyectos pueden alterar ese escenario. La volatilidad sigue siendo un factor central en la planificación.

Dentro de su estrategia corporativa, ENI apunta a contar con 20 millones de toneladas anuales de GNL contratadas entre 2029 y 2030. Actualmente, aún necesita asegurar cerca de 7 millones de toneladas para alcanzar ese objetivo.

La empresa prioriza el abastecimiento desde sus propios desarrollos en África, Asia y el Mediterráneo Oriental, que representan entre el 60% y el 70% de su cartera. El resto se completa con contratos de terceros.

En este esquema, Argentina aparece como una fuente adicional de suministro flexible, con potencial para integrarse al portafolio global de la compañía.

YPF y ENI alcanzaron un acuerdo por el GNL.

Europa, Estados Unidos y nuevos descubrimientos en África

El mercado europeo sigue siendo un eje central para ENI. Tras la reducción del gas ruso, la región incrementó fuertemente su dependencia del GNL estadounidense, impulsada por costos logísticos más bajos.

Según Signoretto, esta dinámica responde a fundamentos de mercado y a distancias de transporte más cortas. Bajo la administración del presidente Donald Trump, Estados Unidos reforzó su estrategia de “dominio energético”, profundizando su rol como proveedor.

Datos de la consultora Kpler indican que en 2025 la Unión Europea importó cerca de 60 millones de toneladas de GNL desde Estados Unidos, casi cuatro veces más que en 2021.

En paralelo, ENI continúa ampliando su base de recursos propios. Recientemente anunció un importante descubrimiento de gas y condensado en Costa de Marfil, denominado Calao South, en el bloque CI-501.

El proyecto es operado por la compañía italiana con una participación del 90%, en asociación con la estatal Petroci Holding. Las estimaciones preliminares indican volúmenes relevantes de gas y líquidos.

Este hallazgo se suma al desarrollo del campo Baleine, considerado uno de los activos más importantes del país africano, con proyecciones de fuerte crecimiento productivo en los próximos años.

Vaca Muerta impulsaría un superávit energético de U$S 10 mil millones

Vaca Muerta se encamina a vivir un año récord de la mano de los proyectos de infraestructura que están camino a finalizarse y ponerle fin a los cuellos de botella a la producción de petróleo y gas. Esos números top permitirán alcanzar un superávit energético.

Según informó Reuters, las proyecciones alcanzarían un saldo positivo del comercio energético que podría ubicarse entre los 8.500 millones y los 10.000 millones de dólares en 2026.

El fortalecimiento de las exportaciones de energía y la reducción de la dependencia del gas importado se consolidaron como objetivos centrales del Gobierno nacional. Estas metas buscan incrementar el ingreso de divisas, reforzar las reservas del Banco Central y mejorar la percepción de los inversores sobre la economía argentina.

Durante 2025, Argentina registró un superávit energético récord de 7.800 millones de dólares, con exportaciones que alcanzaron los 11.100 millones, casi un 13% más que en 2024. En paralelo, las importaciones cayeron un 18%, hasta ubicarse en 3.300 millones de dólares.

El desarrollo de Vaca Muerta fue clave para revertir el déficit energético que había alcanzado casi los 7.000 millones de dólares en 2013. En 2025, la producción de petróleo del yacimiento se ubicó en torno a los 600.000 barriles diarios.

El impacto del shale

“El motor del crecimiento es Vaca Muerta, ya que el resto de las cuencas convencionales se encuentra en declive, con una caída del 4,9% en la producción durante 2025”, afirmó Fernando Bazán, de la consultora Abeceb.

El analista destacó además que las exportaciones de crudo, que representaron el 86% del superávit energético en 2025, seguirán siendo el principal sostén del balance comercial del sector en los próximos años.

En ese contexto, el superávit comercial total del país durante 2025 alcanzó los 11.300 millones de dólares, con una participación creciente del complejo energético dentro del resultado global.

El senador nacional Agustín Monteverde también proyectó una fuerte contribución del sector en los próximos años, impulsada por una mayor capacidad para evacuar la producción desde Vaca Muerta hacia los mercados externos.

“La ampliación de la capacidad de transporte, tanto para petróleo como para gas, va a fortalecer las exportaciones y reducir la dependencia del gas importado. Además, estamos viendo un crecimiento de los envíos no solo en la región, sino también hacia Estados Unidos, que se consolida como principal comprador”, sostuvo.

Empresas apuestan al crecimiento en Vaca Muerta

Las principales compañías del sector continúan invirtiendo en el aumento de la producción petrolera. YPF, junto con Pan American Energy, Pluspetrol, Vista y Pampa Energía, impulsa el proyecto Vaca Muerta Oil Sur, que contempla un oleoducto con capacidad para transportar 550.000 barriles diarios.

La iniciativa incluye además una planta y tanques de almacenamiento en la terminal de Punta Colorada, en Río Negro, y ya aseguró un financiamiento de 2.000 millones de dólares.

En enero, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que el proyecto permitirá generar más de 15.000 millones de dólares anuales en exportaciones, consolidando a la Argentina como un proveedor relevante de crudo a nivel internacional.

En el segmento del gas, se incorporó nueva capacidad al sistema troncal de transporte desde Vaca Muerta y avanzan las obras para revertir el gasoducto del norte. Esto permitirá abastecer al norte argentino, reemplazar importaciones desde Bolivia y ampliar las exportaciones hacia Brasil.

En paralelo, el país busca posicionarse como exportador global de gas natural licuado, lo que demandará importantes inversiones en infraestructura para trasladar el gas hasta un puerto atlántico, donde será licuado y embarcado.

A pesar del avance del desarrollo no convencional, los analistas consideran que Argentina todavía necesitará importar gas durante los picos de consumo invernal para garantizar el abastecimiento interno.

“Las principales promesas de un salto significativo en la producción de gas se verán después de 2027”, concluyó Bazán.

El nuevo tren de fraccionamiento de Mega impulsa la industrialización del gas de Vaca Muerta

Mega anunció nuevos avances en la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) en su complejo industrial de Bahía Blanca, que busca ampliar la capacidad productiva y fortalecer el rol del midstream de Vaca Muerta.

A través de un posteo en su cuenta de LinkedIn, la empresa informó que alcanzó dos hitos fundamentales en el proyecto. Por un lado, finalizó el montaje del último equipo del proceso productivo. Por otro, concretó la primera puesta en marcha de una unidad, como parte de las pruebas previas a su entrada en servicio.

Desde la compañía destacaron que estos avances marcan el ingreso en una etapa decisiva para completar la construcción del NTF. “Entramos en una etapa decisiva para completar la construcción y avanzar con la puesta en marcha. Cada progreso refleja el compromiso y la coordinación de nuestros equipos”, señalaron en la publicación.

El nuevo tren de fraccionamiento forma parte del plan de expansión industrial que Mega ejecuta en Bahía Blanca, orientado a acompañar el crecimiento del gas no convencional. Actualmente, la empresa procesa cerca del 40% del gas de la Cuenca Neuquina y cumple un rol estratégico dentro del plan 4×4 impulsado por YPF.

La ampliación, que ya supera el 70% de avance, representa un salto estructural para el complejo. Permitirá incrementar la capacidad de separación de etano, propano, butano y gasolina natural, productos fundamentales para el mercado petroquímico y para la generación de divisas a través de exportaciones.

El impacto del NTF en el desarrollo del midstream

El director Midstream Gas y GLP de YPF, Pedro Locreille, también destacó la importancia de este tipo de proyectos para acompañar el ritmo del shale. “El crecimiento de la producción de petróleo en Vaca Muerta no solo impulsa el upstream: también genera un impacto directo en el midstream”, posteó en su cuenta de LinkedIn.

“Un dato clave: por cada incremento de 200.000 barriles/día de producción de crudo, se habilita del orden de 1 millón de toneladas por año de GLP recuperable”, agregó y explicó que este escenario pone en primer plano la necesidad de ampliar la capacidad de procesamiento.

“Esto pone en primer plano la importancia de ampliar la capacidad de procesamiento de gas para superar los cuellos de botella operativos incrementando la oferta de GLP y otros NGLs”, subrayó Locreille en su publicación, en referencia directa a obras como la que ejecuta Mega en Bahía Blanca.

En el marco del Energy Day organizado por Econojournal, el CEO de Mega, Tomás Córdoba, detalló que la compañía produce actualmente unas 4.800 toneladas diarias de líquidos. Ese volumen llega tras el acondicionamiento en Loma La Lata y un transporte por poliducto de 600 kilómetros.

La obra del NTF demandará una inversión total de 260 millones de dólares y permitirá incorporar 2.300 toneladas adicionales por día. La primera fase, prevista para 2025, sumará 850 toneladas diarias, mientras que la segunda etapa, proyectada para 2026, completará la ampliación.

Acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El proyecto incluye el montaje de equipos de gran porte fabricados por AESA, como la columna debutanizadora y la torre deetanizadora. Ambos componentes forman parte central del nuevo tren y resultan clave para aumentar la eficiencia del proceso de separación de líquidos.

Mega ya ejecutó cerca de 180 millones de dólares en esta primera etapa y evalúa una inversión adicional para ampliar el sistema de transporte desde Neuquén. Esa obra permitiría asegurar el abastecimiento del NTF y demandaría entre 24 y 26 meses de ejecución.

En materia comercial, la empresa prevé destinar todo el crecimiento productivo a exportaciones, ya que el mercado local se encuentra plenamente abastecido. Actualmente factura unos 600 millones de dólares anuales, con una participación externa cercana al 50%.

Con la nueva capacidad, Mega podría sumar 100 millones de dólares adicionales en exportaciones en el corto plazo y otros 150 millones una vez completado el tren. Córdoba también proyectó un potencial de hasta 7.000 toneladas adicionales en el mediano plazo.

De Comodoro Rivadavia a Hawai: así se concretó la exportación de crudo de Vaca Muerta y Chubut

El Puerto de Comodoro Rivadavia volvió a posicionarse como un punto clave de la logística energética nacional tras concretar una nueva exportación de petróleo crudo mediante un buque tipo Suezmax. La operación se realizó desde la monoboya de Caleta Córdova y tuvo como destino el mercado internacional, integrando producción de Vaca Muerta y de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La maniobra estuvo a cargo del tanquero de bandera griega “María”, una embarcación de gran porte con más de 275 metros de eslora, preparada para transportar volúmenes significativos de hidrocarburos. El buque participó de una operación exportadora que combinó shale neuquino con petróleo convencional.

El proceso de carga se inició en Puerto Rosales, en la provincia de Buenos Aires, donde el petrolero incorporó cerca de 100.000 toneladas de crudo Medanito. Se trata de una variedad liviana y dulce, altamente valorada por refinerías del exterior por su calidad y facilidad de procesamiento.

Tras completar esa primera etapa, la embarcación continuó su recorrido hacia el sur del país. Frente a las costas de Comodoro Rivadavia, el Suezmax arribó a la monoboya de Caleta Córdova para sumar aproximadamente 40.000 toneladas de crudo Escalante, procedente de los campos de la Cuenca del Golfo San Jorge.

En los últimos años, Caleta Córdova se consolidó como una infraestructura estratégica para la operatoria de buques de gran porte. Su capacidad para atender embarcaciones tipo Suezmax y trabajar con tanques segregados permite ejecutar maniobras de alta complejidad técnica sin afectar la calidad de los distintos crudos embarcados.

La utilización de compartimentos independientes resulta clave para evitar mezclas entre calidades y cumplir con los estándares comerciales exigidos por el mercado internacional. Este sistema facilita el acceso a refinerías de alta complejidad, que demandan especificaciones precisas en la materia prima.

Operada por empresas especializadas, la monoboya forma parte de un esquema logístico-portuario que en los últimos años movilizó millones de toneladas de hidrocarburos. Este entramado posiciona al Puerto de Comodoro Rivadavia como un actor central dentro del mapa exportador energético argentino.

Con la carga completa, el buque “María” tiene previsto iniciar su travesía hacia Estados Unidos, con destino probable en refinerías de la costa oeste, entre ellas la planta de Par Hawaii Refining, que ya recibió crudo argentino en operaciones anteriores.