Rolando Figueroa apuntó contra las petroleras que “no invierten” en Vaca Muerta

La provincia de Neuquén avanza con la Ronda N°2/2026 del Plan Exploratorio, orientada a la exploración y explotación del gas de Vaca Muerta, con nuevas áreas de GyP sobre la mesa. El gobernador Rolando Figueroa lo confirmó en Houston, durante la quinta edición de Shale in Argentina, y adelantó que las cuatro áreas que YPF devolverá a la provincia entrarán en las próximas convocatorias.

Se trata de Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro Las Minas y Cerro Arena, los bloques que YPF confirmó que va a devolver y que quedarán disponibles para una futura licitación en la cuenca neuquina.

Rolando Figueroa y el mensaje a las empresas

El mandatario fue directo respecto a qué compañías tendrán lugar en la nueva ronda y cuáles quedarán afuera del reparto de áreas.

“Las vamos a incorporar en una nueva licitación, junto con otras áreas que estamos revirtiendo a empresas que no invierten, que dicen que van a invertir y no lo hacen”, aseguró Figueroa ante el auditorio reunido en Houston.

Durante el evento, que juntó a ejecutivos, inversores y especialistas internacionales, el gobernador destacó la paz social y el cuidado ambiental como pilares de la gestión, y valoró la inversión privada que permite que las empresas “desembarquen, rindan” y generen más actividad en la cuenca.

Rolando Figueroa anunció la Ronda 2/2026 y apuntó contra las petroleras que "no invierten" en Vaca Muerta.

El impacto de las empresas americanas y la ventana de oportunidad

Figueroa también se refirió al desembarco de compañías extranjeras que ya participaron de licitaciones previas y que están comprando otras firmas del sector.

“La llegada de nuevas empresas americanas va a permitir el ingreso de nuevas empresas de servicios. A su vez, seguramente va a crecer la actividad de las empresas locales”, amplió el gobernador durante su exposición en el panel principal.

El mandatario insistió en que existe una ventana de oportunidades que la provincia busca capitalizar con esta segunda ronda. Recordó que en octubre se cerrarán las adjudicaciones de la primera ronda y que en septiembre se abrirán los sobres de la inversión específica.

Infraestructura, GNL y la mirada puesta en el puerto patagónico

El gobernador puso el foco en la infraestructura pendiente para que Vaca Muerta pueda sostener su crecimiento y multiplicar el impacto económico en toda la región patagónica.

“El poder construir nueva infraestructura que necesitábamos por un puerto patagónico, el tener la posibilidad de tener una sanción específica con regalía variable para la venta de GNL, nos permite tener otro tipo de horizontes”, señaló Figueroa ante los presentes.

Valoró además la articulación con Río Negro y el desarrollo del puerto de Punta Colorada, pensado como salida de la producción neuquina hacia los mercados internacionales de exportación.

El shale como motor de las economías regionales

Figueroa planteó que el crecimiento del oil and gas en Neuquén puede convertirse en un impulso para otras provincias dentro del esquema federal argentino.

“Estamos convencidos que, a partir del oil and gas, va a poder complementar el arranque de otras economías que, evidentemente, en otras provincias tienen que arrancar”, recalcó el mandatario neuquino durante su presentación en Houston.

La jornada formó parte de la agenda que Figueroa despliega en Estados Unidos para fortalecer el posicionamiento internacional de Vaca Muerta y avanzar en el financiamiento de las obras que requiere la producción de petróleo y gas.

El encuentro, moderado por el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, contó con representantes de YPF, Pluspetrol, Tecpetrol, Chevron, Geopark y analistas de S&P Global Energy, además de un panel de intendentes neuquinos sobre el impacto territorial de la actividad.

El Plan Gas llega a su fin en 2028 y Nación apuesta a contratos entre privados

El Gobierno nacional confirmó que avanza en el desmantelamiento de uno de los principales mecanismos de intervención estatal en el mercado energético argentino. La secretaria de Energía, María Tettamanti, dio precisiones sobre el fin del Plan Gas durante su presentación en Houston, en el marco del evento Shale in Argentina, que reunió a los principales referentes de Vaca Muerta.

“El Plan Gas finaliza a fines de 2028. Nosotros no lo vamos a extender”, sostuvo Tettamanti, marcando el final de un instrumento que había ordenado el mercado gasífero durante los últimos años. La funcionaria fue tajante: no habrá prórroga posible, más allá de las presiones del sector.

La definición se enmarca en el proceso de desregulación energética impulsado por el gobierno de Javier Milei. Según explicó, el esquema que reemplazará al Plan Gas serán contratos directos entre privados, sin intermediación estatal, entre distribuidoras, industrias, generadores y productores.

Contratos directos y derechos adquiridos

Tettamanti recordó que el Plan Gas nació como respuesta a un mercado intervenido que había perdido su capacidad de autorregularse. Citó una metáfora que suele repetir un colega del sector: el Estado le “cortó las piernas” al sector privado y después le dio “muletas”.

Aun así, aclaró que los contratos vigentes se respetarán hasta su vencimiento, por tratarse de derechos adquiridos. “No se va a afectar la propiedad privada”, remarcó, en un intento por despejar dudas entre los productores que ya firmaron acuerdos bajo el esquema actual.

El programa actual, vigente hasta 2028, sigue regulando los compromisos de abastecimiento entre productores y los distintos segmentos de demanda. Durante 2026, la Secretaría de Energía ya había empezado a impulsar la transición hacia contratos más directos entre productores y distribuidoras del país.

María Tettamanti brindó detalles del plan de nación para el mercado energético.

De autoabastecimiento a exportaciones

Gran parte de la exposición estuvo dedicada al giro conceptual que introdujo la Ley Bases en la política de hidrocarburos. “Dejamos de hablar de autoabastecimiento”, afirmó Tettamanti, y agregó que ya no tiene sentido limitar la política energética a cubrir solo la demanda interna.

Según la funcionaria, dado el potencial de los recursos argentinos y el desarrollo de Vaca Muerta, ya no tiene sentido restringir la política energética a la demanda local. El nuevo objetivo, definió, es maximizar la renta de los inversores para garantizar abastecimiento y exportación.

“Con los recursos que tenemos es ridículo hablar de autoabastecimiento”, planteó, en una de las frases más citadas de su exposición ante empresarios e inversores extranjeros reunidos en el hotel donde se desarrolló el encuentro sobre Vaca Muerta y el futuro energético argentino.

Infraestructura para sostener el crecimiento

La Ley Bases, sancionada en 2024, modificó buena parte de la Ley de Hidrocarburos 17.319 y redefinió el marco regulatorio para la producción, el transporte, el procesamiento y la comercialización de petróleo y gas, incorporando nuevas autorizaciones para construir ductos y plantas.

Tettamanti resumió la orientación del Gobierno con una frase contundente: “Menos Estado, más privado; menos regulación, más libertad. Ese es el camino trazado”, dijo ante empresarios e inversores reunidos en Houston para escuchar el plan energético argentino de cara a los próximos años.

Sobre el objetivo final de su gestión, fue clara: “Voy a sentir muy exitosa mi gestión si cada vez me tienen que venir menos a hablar”, sostuvo, y cerró su exposición con un llamado directo a que los inversores sigan apostando por la Argentina.

YPFB busca subir 10% su producción de gas con el pozo Junín-9D

El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, llegó hasta el complejo Santa Rosa, en la provincia Sara de Santa Cruz, para dar el banderazo de la perforación del pozo Junín-9D. El proyecto está a cargo de YPFB Chaco S.A., subsidiaria de YPFB Corporación, y demanda una inversión cercana a los 6,4 millones de dólares.

“El secreto del gas y de todo este tipo de industria es siempre seguir invirtiendo; es como en el campo, si dejás de sembrar no vas a cosechar nada”, dijo Paz frente a trabajadores y autoridades.

Según los datos de la petrolera, el pozo prevé una producción inicial de 8 millones de pies cúbicos diarios, con picos de hasta 10 millones. Para YPFB Chaco eso significa un salto del 10% en su producción propia, aunque sobre el total del gas boliviano el aporte apenas roza el 1%.

Un pozo direccional, no un descubrimiento

La perforación se hace en forma direccional, desde la planchada ya existente del pozo JNN-X2, algo que la empresa destaca porque reduce el impacto ambiental y evita abrir un nuevo frente en el terreno. La terminación está prevista para octubre.

El objetivo real del proyecto es recuperar reservas remanentes de los reservorios Sara, de la formación El Carmen, y Piraí, de la formación Roboré. De paso, se reunirá información técnica sobre el potencial de las formaciones Tariquía, Yecua e Ichoa, que hasta ahora no se explotan en esa zona.

YPFB Chaco ya cuenta con la Licencia Ambiental y con la licencia para actividades con sustancias peligrosas. Antes de mover los equipos pesados, la empresa hizo un taller técnico DWOP con las contratistas para revisar la ingeniería del pozo y ordenar los riesgos de la operación.

La historia detrás del campo Junín

Paz recordó que el campo Junín arrancó su producción en 1991, durante el gobierno de su padre, Jaime Paz Zamora, a quien atribuyó una política de perforar pozos en cada departamento del país. De esa etapa, dijo, salió el hallazgo del megacampo Huamampampa.

“No fueron los 20 años de gobiernos pasados los que descubrieron los grandes pozos hidrocarburíferos, sino que ya se habían descubierto antes”, marcó el mandatario, en una crítica directa a las administraciones del MAS y a su manejo de la política de exploración gasífera.

Cerró con una frase que buscó instalar como titular: “Bolivia vuelve a pararse para reactivar su corazón energético. Nos prometieron soberanía energética y nos abandonaron, nos dejaron sin nada, y ahora estamos empezando con los recursos que tenemos”.

Lo que viene después de Junín-9D

El gerente de YPFB Chaco, Abel Villegas, contó que el proyecto atravesó un proceso largo hasta conseguir su aprobación interna. Según explicó, si el pozo confirma las proyecciones técnicas, la empresa evaluará abrir nuevos proyectos de perforación en la misma región de Santa Rosa.

“Va a abrir un horizonte para la empresa en caso de ser positivo, de nuevos proyectos”, resumió Villegas ante los periodistas que cubrieron el acto en el yacimiento. Con esa expectativa quedó cerrada la jornada en el complejo Santa Rosa.

Cuáles fueron los bloques que impulsaron el nuevo récord de Vaca Muerta

Vaca Muerta sigue consolidándose como el principal motor energético de la Argentina. En los últimos años, el desarrollo de la producción no convencional impulsó un crecimiento sostenido tanto en petróleo como en gas natural, llevando a la provincia de Neuquén a marcar sucesivos récords históricos y a posicionarse como líder indiscutido en la extracción de shale oil y shale gas del país.

La provincia de Neuquén produjo en julio de 2026 un promedio de 658.639 barriles de petróleo por día, un 1,64% más que durante el mes anterior. En tanto, la producción de gas alcanzó los 118,07 millones de metros cúbicos diarios en promedio.

La producción petrolera aumentó un 1,64% respecto de junio y alcanzó un nuevo máximo histórico para la provincia. En comparación con julio de 2025, el crecimiento fue del 24,37%.

En tanto, la producción acumulada entre enero y julio de este año se ubicó un 31,28% por encima de la registrada durante el mismo período de 2025.

El incremento mensual estuvo relacionado principalmente con una mayor producción en las áreas Cruz de Lorena, con 5.705 barriles diarios adicionales; Bajo del Choique-La Invernada (+5.452 bbl/d); Bajada del Palo Este (+3.176 bbl/d); Lindero Atravesado (+2.910 bbl/d); y Coirón Amargo Sureste (+2.408 bbl/d).

Del total de petróleo producido durante julio, 641.207 barriles diarios correspondieron a desarrollos no convencionales, que representaron el 97,36% de la producción provincial.

Bajada del Palo Oeste es uno de los yacimientos top de Vaca Muerta.

El crecimiento del gas de Vaca Muerta

La producción de gas promedió en julio los 118,07 millones de metros cúbicos diarios, un 0,43% menos que en junio. En la comparación interanual, registró un incremento del 3,12%.

Entre enero y julio de 2026, la producción gasífera acumulada fue un 6,3% superior a la del mismo período del año anterior.

La variación mensual se explicó principalmente por una disminución de la producción en las áreas Aguada de la Arena, El Mangrullo, Sierra Chata, Parva Negra Este, El Trapial Este y La Escalonada.

La producción no convencional de gas alcanzó los 107,92 millones de metros cúbicos diarios y representó el 91,41% del total provincial. De ese volumen, 96,51 millones correspondieron a shale gas y 11,41 millones a tight gas.

IGU proyecta que Argentina volverá a liderar el mercado gasífero del Cono Sur

Durante años, Vaca Muerta fue más una promesa que un negocio concreto. Hoy los números empiezan a hablar por sí solos: hasta 11,1 billones de metros cúbicos de gas no convencional técnicamente recuperables. Así lo establece el informe del IAPG (Instituto Argentino de Petróleo y Gas) de 2024.

La International Gas Union (IGU) publicó un posteo en LinkedIn titulado “Argentina – The Promise of Vaca Muerta”, donde plantea un escenario que hace pocos años sonaba lejano: que el país recupere el liderazgo regional en el mercado de gas natural.

No es sólo un dato de reservas. La producción de gas no convencional pasó de 17 millones de metros cúbicos por día en 2015 a 90 en 2025, casi toda proveniente de Vaca Muerta, mientras el gas convencional se desplomó a la mitad en el mismo período.

Según el análisis de la IGU, junto a Arpel y Olade, esas reservas alcanzarían para cubrir el consumo regional de Argentina, Brasil, Chile, Uruguay y Bolivia durante un lapso de entre 45 y 124 años, un horizonte que cambia por completo la ecuación energética del Cono Sur.

El informe conjunto sostiene, además, que la escasez de gas dejaría de ser una traba para la integración entre países vecinos, siempre que se concreten las inversiones en infraestructura que el propio texto describe como indispensables.

Por Vaca Muerta, Neuquén sigue creciendo en la producción de gas.

La infraestructura, el otro protagonista

Nada de esto funciona sin caños. Argentina sumó el Gasoducto Perito Moreno y el Mercedes–Cardales, y TGS construye tres plantas compresoras más la ampliación de una existente, que sumarán 14 millones de metros cúbicos diarios desde el invierno de 2027.

El primer de abril de 2025 quedó marcado en el calendario: por primera vez, gas argentino —de Vaca Muerta y de Tierra del Fuego combinados— llegó a Brasil en tránsito por Bolivia. Un hito que Brasil y Argentina ya venían negociando desde el memorando firmado en noviembre de 2024.

Lo que falta: licuar y exportar

El desafío pasa ahora por la licuefacción. El consorcio Southern Energy FLNG, con YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, ya definió sus dos primeras fases y en marzo de 2026 cerró con SEFE el mayor contrato de exportación de GNL de la historia argentina: 2 Mtpa durante ocho años.

En paralelo avanza Argentina LNG, el proyecto de YPF con Eni y XRG (ADNOC), que apunta a 12 Mtpa con posibilidad de ampliarse a 18. El acuerdo vinculante entre las tres compañías se firmó en febrero de 2026, tras meses de negociaciones técnicas.

Un estudio del IAPG citado por la propia IGU advierte que toda esa cartera de proyectos, sumada, va a demandar cerca de 100 millones de metros cúbicos diarios de gas, un volumen que obliga a acelerar la expansión productiva de la cuenca neuquina.

Río Negro y los detalles del acuerdo con YPF. Neuquén también busca un acuerdo con la operadora. Vaca Muerta se prepara para dar un salto de calidad.

Precios, tarifas y la letra chica

El Gobierno argentino se comprometió a revisar en 2026 los precios mínimos de exportación de gas para alinearlos con los valores domésticos. A eso se suma la Resolución 66/2026, que busca equiparar las tarifas de transporte de exportación con las locales una vez que se emita el decreto correspondiente.

TGS, por su parte, anunció en marzo de 2026 una inversión de US$3.000 millones para procesar el gas directamente en el yacimiento, un movimiento que reduce costos logísticos y que el mercado energético sigue de cerca.

La IGU remarca en su posteo que el mayor obstáculo no es geológico sino de ejecución: que toda la cadena de valor, desde la perforación hasta los barcos metaneros, crezca al ritmo que exige la demanda internacional.

Vaca Muerta explica el 91% de las exportaciones de gas argentino

Vaca Muerta explica el 91% de las exportaciones de gas argentino. En el primer semestre de 2026, de los 14.027 millones de m3 autorizados a exportar, 12.812 millones salieron de la Cuenca Neuquina. Así se desprende de los datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por eolomedia.

Un año antes esa proporción era bastante más baja: 72%. La Cuenca Neuquina sumó 11.546 millones de m3 en el primer semestre de 2025, once puntos menos de participación sobre un total que, además, era mayor: 15.980 millones de m3 en todo el semestre.

El otro lado de la ecuación es la Cuenca Noroeste, que en 2025 todavía aportaba 1.982 millones de m3 (un 12% del total) y este semestre no sumó un solo metro cúbico. Toda esa concentración tuvo, además, un correlato en los países de destino.

La reversión del Gasoducto Norte será clave para llevar al gas de Vaca Muerta a Brasil.

Uruguay, afuera del mapa

La ausencia de Uruguay no significa que el gas haya dejado de cruzar la frontera. Los contratos firmados por Pluspetrol con ANCAP en 2024 y 2025 siguen vigentes, algunos hasta 2027 y otros hasta 2028, así que el flujo real probablemente continúa aunque no haya trámites nuevos.

Lo que sí cambió es el foco de Pluspetrol: en el primer semestre de 2026 la empresa exportó 607 millones de m3 a Chile, un país que no había tocado en el mismo período de 2025. Uruguay quedó relegado a los contratos ya firmados, sin renovaciones a la vista.

Con Uruguay fuera del podio, la repartición del gas argentino quedó reducida a dos países. Chile terminó con el 56% del volumen autorizado en el semestre y Brasil con el 44% restante, un empate más parejo que la diferencia de casi 730 millones que había en 2025.

Los yacimientos que empujan ese número

El yacimiento que más exportó fue Fortín de Piedra, de Tecpetrol, con 3.500 millones de m3 repartidos entre Chile y Brasil. Le sigue San Roque y Aguada Pichana Este, de Total Austral, con 3.137 millones, todos destinados a Brasil sin excepción durante estos seis meses.

Entre los dos explican casi la mitad de todo lo que exportó el país en el semestre, y ambos operan dentro de la misma cuenca Neuquina que concentra el 91% del total: la concentración geográfica del gas se refleja también en muy pocos nombres de yacimientos.

Completan el podio de yacimientos el área de Pampa Energía en Río Neuquén, Sierra Chata, El Mangrullo y Rincón del Mangrullo, con 2.807 millones de m3, y los bloques de Pan American Energy en Lindero Atravesado y Aguada Pichana, con 1.579 millones repartidos entre los dos países.

Tecpetrol envío su primer cargamento de gas a Brasil.

Quién le vende a cada país

Tecpetrol le vendió a Chile el 84% de su volumen, unos 2.949 millones de m3, y a Brasil el resto, 551 millones. Total Austral hizo lo contrario: puso todo su gas, 3.137 millones, en el mercado brasileño, sin un solo expediente hacia el lado chileno este semestre.

Pampa Energía repartió de forma más pareja: 2.197 millones de m3 a Chile y 610 millones a Brasil. Pan American Energy también jugó en los dos mercados, aunque con más peso en Brasil, con 1.392 millones, contra 187 millones que fueron a Chile.

Harborn Energy, la operadora que más creció en el semestre, puso los 1.674 millones de m3 que exportó enteros en Chile, repartidos entre dos yacimientos distintos: uno en la Cuenca Austral y otro en Aguada San Roque y Pichana Oeste, en la Cuenca Neuquina.

El resto del mapa

Entre las operadoras más chicas, Metro Holding y la Compañía Inversora de Energía exportaron a Chile, mientras que Pan American Energy Sur y FLXS OGE dirigieron todo su volumen hacia Brasil. Ninguna de las dos vendió a más de un país este semestre.

Alpes Energy y Petrolera Santa María, dos nombres nuevos en el listado de este semestre, también exportaron exclusivamente a Chile, con 61 y 30 millones de m3 respectivamente. Ninguna de las dos había tramitado expedientes de exportación en el primer semestre de 2025.

En total, trece operadoras exportaron gas en el primer semestre de 2026, contra once en el mismo período de 2025, repartidas entre apenas dos países de destino en lugar de los tres que había un año antes, con Chile y Brasil como únicos compradores.

El tight gas se recuperó en junio, pero su futuro es un incierto

Antes de la revolución del shale, el tight gas marcó el inició de la actividad no convencional. El segmento ganó protagonismo en el 2006, pero tuvieron que pasar siete años para que la producción comenzará a crecer considerablemente. El punto de inflexión se dio en 2016 cuando se cambió de los pozos verticales a los horizontales.

La Resolución 46 marcó el inicio del reinado del shale, pero el tight volvió a ganar relevancia con el lanzamiento del Plan Gas.Ar. El programa de incentivos del Gobierno nacional permitió que el segmento recobrara protagonismo, pero el paso del tiempo y la ecuación generaron que el no convencional se reconvirtiera.

Según los datos de la Secretaría de Energía analizados por la consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen, la producción de tight gas alcanzó en junio un promedio de 13,7 MMm3/d y creció 5,8% frente a mayo. Sin embargo, el dato mensual convive con una caída de 16% interanual y de 19% en el año móvil, una señal de que el segmento todavía no consigue cambiar su tendencia de fondo.

El movimiento más fuerte estuvo en El Mangrullo, operado por Pampa Energía, que aumentó su producción 13% en un mes y sumó 0,4 MMm3/d. Con ese salto pasó a encabezar el ranking de bloques de tight gas, por delante de Río Neuquén, y concentró 24,6% de la producción nacional.

El bloque de Pampa Energía produjo cerca de 3,4 MMm3/d en junio y explicó aproximadamente 2,1% de la producción total de gas del país. El avance, sin embargo, no alcanza para borrar el comportamiento reciente: El Mangrullo acumula bajas de 13% interanual y 19% en el año móvil.

CGC sigue aumentando su actividad en las Cuencas Golfo San Jorge y Austral.

Río Neuquén y los cambios en los bloques

Río Neuquén, operado por YPF, quedó segundo con 3,3 MMm3/d y prácticamente no modificó su producción respecto de mayo. El bloque representa 24,3% del tight gas nacional y cerca de 2,1% del gas total, aunque acumula caídas de 15% interanual y 16% en el año móvil.

En junio, YPF conectó dos nuevos pozos productores en Río Neuquén. “Ese movimiento abre la expectativa de una recuperación en los próximos meses, aunque habrá que esperar para medir cuánto aportan esas incorporaciones sobre una producción que viene mostrando una trayectoria descendente”, subrayó la consultora.

Campo Indio Este-El Cerrito, operado por CGC, tuvo una baja mensual de 4%, equivalente a 0,1 MMm3/d. El bloque mantiene una caída de 25% interanual y de 23% en el año móvil, en un escenario marcado por menos pozos conectados durante 2025 y ninguna nueva conexión en 2026.

La recuperación de Loma La Lata y EFO

Loma La Lata-Sierra Barrosa, otro activo de YPF, mostró una recuperación mensual de 14% y sumó 0,2 MMm3/d frente a mayo. El dato fue positivo en el corto plazo, aunque el bloque todavía presenta una baja interanual de 13%. En el año móvil no registró cambios relevantes.

Otro movimiento destacado apareció en Estación Fernández Oro, operado por Quintana Energy. La producción creció 47% mensual, con una mejora de 0,3 MMm3/d. A diferencia de otros bloques, EFO mostró una expansión interanual de 38%, aunque todavía acumula una contracción de 10% en el año móvil.

El desempeño de Quintana Energy está directamente relacionado con la incorporación de Estación Fernández Oro a su cartera, luego de la adquisición del bloque a YPF en el marco del Proyecto Andes. Por eso, la fuerte variación interanual también refleja el efecto de una transferencia de activos.

Las pymes de la Cuenca del Golfo San Jorge sufren la caída del convencional.

YPF conserva el liderazgo entre las empresas

Por compañías, YPF continuó como el principal productor de tight gas durante junio, con 5 MMm3/d. La empresa registró una mejora mensual de 2%, equivalente a 0,1 MMm3/d, pero mantuvo una caída de 16% interanual y de 22% en la comparación de año móvil.

Pampa Energía quedó segunda entre los operadores, con 3,8 MMm3/d y el mayor crecimiento mensual entre las principales compañías: 17%, unos 0,6 MMm3/d. El resultado estuvo impulsado principalmente por la recuperación de El Mangrullo, que volvió a ocupar el primer lugar entre los bloques productores.

CGC se ubicó tercera, con 1,9 MMm3/d y una caída mensual de 4%. En conjunto, YPF, Pampa Energía y CGC concentraron cerca del 78% de la producción nacional de tight gas, una concentración que deja en pocas manos buena parte del volumen que sostiene al segmento.

Un repunte que todavía no cambia la tendencia

Según consideró Aleph Energy, el dato de junio muestra una mejora en varios bloques, pero el balance general sigue siendo de retroceso. La producción de tight gas mantiene una trayectoria declinante desde el pico alcanzado entre 2018 y 2019, con recuperaciones puntuales que hasta ahora no lograron modificar esa dinámica.

Las comparaciones interanuales y de año móvil muestran caídas generalizadas entre los operadores. Los incrementos de El Mangrullo, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Estación Fernández Oro mejoraron el registro mensual, pero todavía no modificaron el escenario de fondo de la producción de tight gas en Argentina.

El primer buque de Southern Energy inició su preparación final

El Hilli Episeyo, primer buque del proyecto de Southern Energy, partió de Camerún rumbo a Singapur, donde será reacondicionado antes de arribar al Golfo San Matías a mediados de 2027 para producir y exportar GNL (gas natural licuado).

La partida de la unidad flotante de licuefacción representa un nuevo avance en el cronograma del proyecto que convertirá a la costa rionegrina en una plataforma estratégica para la exportación de GNL producido en la Argentina.

Luego de ocho años de operación frente a las costas de Camerún, el buque de Golar LNG será trasladado al astillero Seatrium, en Singapur. Allí se realizarán tareas de mantenimiento, modernización, extensión de su vida útil y acondicionamiento para su futura operación frente a Río Negro.

Una capacidad clave para la primera etapa

El Hilli Episeyo cuenta con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a aproximadamente 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

Su llegada al Golfo San Matías está prevista para mediados de 2027, mientras que el comienzo de las operaciones comerciales se proyecta para fines de ese mismo año. La unidad estará vinculada durante 20 años al proyecto impulsado por Southern Energy.

Figueroa presentó un proyecto para potenciar el GNL y generar empleo e infraestructura.

La compañía está integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. En una segunda instancia se incorporará el buque MKII, con lo que ambas unidades alcanzarán una capacidad conjunta cercana a los 6 millones de toneladas de GNL por año.

Río Negro se prepara para exportar energía al mundo

El avance del Hilli Episeyo se integra a las obras e inversiones que se desarrollan para vincular la producción de gas con la futura terminal flotante. El proyecto contempla infraestructura terrestre y submarina, instalaciones de compresión y sistemas de amarre frente a la costa rionegrina.

Esta nueva etapa productiva posiciona al Golfo San Matías como un punto estratégico para la salida de la energía argentina al mundo y fortalece el desarrollo portuario, logístico e industrial de la Región Atlántica.

La partida del primer buque muestra que el proyecto comienza a convertirse en una realidad concreta. Es un nuevo paso en el rumbo para transformar los recursos energéticos de Vaca Muerta.

“CGC tiene que buscar un nuevo socio para Palermo Aike porque YPF no va a invertir”

Pablo González, expresidente de YPF, sostuvo que la empresa de mayoría estatal no invertirá en Palermo Aike, la formación de Santa Cruz que empieza a mirarse como la hermana menor de Vaca Muerta ¿La solución? Para el exdiputado nacional, la salida pasa por sumar un socio privado a CGC. “Es necesario traer algún socio que tenga espalda, para que se asocie con CGC en Palermo Aike”, consideró el exfuncionario.

Según la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés), Vaca Muerta contiene reservas técnicamente recuperables por 308 billones de pies cúbicos de gas natural y 16.000 millones de barriles de petróleo y condensado, en 8,6 millones de acres.

“Un informe de la agencia internacional de Estados Unidos dijo que Palermo Aike tiene un tercio de lo que tenía Vaca Muerta“, subrayó González. “Tenés reservas para exportar, en un mundo que está en guerra por el petróleo”, aseguró en diálogo con Liebre TV.

Palermo Aike atraviesa todavía una etapa exploratoria. Estudios del sector calculan que podría reunir unos 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, cerca de un tercio del potencial que ya demostró Vaca Muerta.

Comenzó la evaluación de la productividad del primer pozo shale de Palermo Aike.

Exportación desde Santa Cruz

En este marco, González afirmó que el punto de partida es el autoabastecimiento energético que logró el país gracias al Gasoducto Perito Moreno (exNéstor Kirchner) y ponderó que Santa Cruz podría dar el salto que ya dio Neuquén con la construcción de una planta de GNL.

“Hoy tenés autoabastecimiento energético, porque el Gobierno anterior hizo el gasoducto Néstor Kirchner y Santa Cruz tiene la posibilidad de exportar hacia el Pacífico, a través de Punta Loyola, o de aprovechar el puerto de Punta Quilla“, agregó.

Esa salida exportadora, según el exdiputado, depende de que se replique en el sur el proceso que atravesó Vaca Muerta: una curva de aprendizaje que llevó más de una década y que en Neuquén ya está resuelta en materia tecnológica.

Mano de obra formada en la región

González también destacó que buena parte de los técnicos que hoy trabajan en Vaca Muerta egresaron de la UTN o de la Universidad del Comahue, y que Santa Cruz ya cuenta con carreras universitarias orientadas a la industria hidrocarburífera.

“El vicepresidente ejecutivo de no convencionales de YPF es egresado de la Universidad del Comahue. El CEO (por Pablo Iuliano) que estaba cuando yo estaba (como presidente de YPF) es ingeniero químico de la Universidad Nacional de Neuquén“, detalló González. “Acá tenemos la carrera de ingeniería en energía de la UTN y de la UNPA”, agregó.

En este sentido, el exlegislador sostuvo que esa base de conocimiento reduce el margen de error de futuras exploraciones en Santa Cruz y podría acortar los tiempos de desarrollo que en su momento demandó Vaca Muerta.

CGC prepara el informe final del pozo shale de Palermo Aike

El desafío de sumar un socio para CGC

Asimismo, González destacó que el nudo pasa por el capital. YPF ya definió que sus inversiones seguirán en Neuquén, por lo que CGC deberá salir a buscar un socio con espalda financiera para asumir el riesgo exploratorio de Palermo Aike.

“Es necesario traer algún socio que tenga espalda, que tome las dos áreas (La Azucena y Campamento Oeste) que están al lado y que se compraron en 2023”, planteó González. “Va a haber prueba y error, como lo hubo en Vaca Muerta“, advirtió.

Las perforaciones en Santa Cruz resultan más costosas que en Neuquén por la falta de infraestructura logística en la zona. Para González, ese sobrecosto inicial es la principal barrera que debe sortear cualquier socio que se sume a CGC.

Tal como informó eolomedia, YPF informó a la Secretaría de Energía las proyecciones de inversiones que realizará durante este año. La mayor inversión individual recae en el yacimiento La Azucena donde la compañía comprometió 50,60 millones  de dólares en perforación de pozos exploratorios.

La empresa de mayoría estatal se adjudicó esa área junto a El Campamento Este en 2023, cuando la provincia de Santa Cruz habilitó dos nuevas concesiones para extender la exploración más allá del área pionera de Paso Fuhr.

Asimismo, en El Campamento Este, YPF destinará 17,08 millones de dólares también íntegramente a la perforación de pozos exploratorios.

Con áreas maduras, Quintana Energy duplicó su producción de gas

En poco más de un año, Quintana Energy logró uno de los crecimientos más acelerados dentro del negocio del gas natural argentino. La empresa pasó de producir 900.000 metros cúbicos diarios en mayo de 2025 a 1,896 millones de metros cúbicos por día, un salto que prácticamente duplicó su volumen de producción.

Ese desempeño le permitió convertirse en la novena productora de gas de Argentina, un mercado integrado por alrededor de cincuenta compañías. Sin embargo, desde la empresa aseguran que el ranking es apenas una consecuencia de una estrategia que comenzó mucho antes y que estuvo enfocada en recuperar el potencial de áreas maduras.

Detrás de ese crecimiento aparece una receta que combina trabajo de campo, conocimiento técnico e inversiones operativas. La compañía sostiene que el objetivo nunca fue alcanzar una posición determinada en el listado de productores, sino demostrar que un modelo basado en la optimización de activos convencionales puede sostener resultados en el tiempo.

El crecimiento de Quintana Energy

La expansión de la compañía se apoyó en la incorporación y desarrollo de yacimientos maduros, donde la empresa concentró esfuerzos para mejorar la productividad mediante intervenciones operativas, reparación de pozos y una gestión enfocada en la eficiencia. Esa estrategia permitió transformar activos con bajo rendimiento en nuevas fuentes de producción.

El crecimiento también coincide con el avance de uno de los proyectos más importantes que hoy desarrolla la empresa: la reinyección de gas natural en el sur de Mendoza. Allí ya alcanzó un caudal de 240.000 metros cúbicos diarios apenas semanas después del inicio de las operaciones.

La iniciativa se desarrolla sobre reservorios convencionales adquiridos a YPF dentro del Plan Andes. El objetivo es convertir esos yacimientos en un sistema de almacenamiento subterráneo de gas, capaz de guardar producción durante los meses de baja demanda para liberarla cuando el consumo aumenta en invierno.

Una apuesta al almacenamiento estratégico

El gas se inyecta en la formación El Troncoso Inferior, un reservorio con condiciones geológicas que permiten proyectar capacidades de producción de hasta 8 millones de metros cúbicos diarios. De alcanzarse ese potencial, el proyecto se convertiría en uno de los desarrollos de almacenamiento más relevantes del país.

La lógica del esquema es sencilla: aprovechar el excedente de gas de Vaca Muerta durante el verano para almacenarlo y utilizarlo cuando el sistema energético lo necesite. De esa manera, la infraestructura puede aportar mayor flexibilidad al abastecimiento nacional durante los meses de mayor consumo.

Para llegar a esa etapa, la empresa completó estudios geológicos y de ingeniería, adecuó instalaciones existentes y puso en funcionamiento la infraestructura necesaria para iniciar la reinyección. El plan contempla además la incorporación de nuevos compresores con capacidad para superar los 8 millones de metros cúbicos diarios de inyección.

Quintana Energy apuesta a infraestructura y sinergias para acelerar el desarrollo.

El modelo que busca consolidarse

En paralelo con el desarrollo mendocino, Quintana Energy mantiene un programa de reactivación de pozos inactivos y trabajos de integridad sobre sus instalaciones. Según la empresa, esas inversiones apuntan tanto a mejorar la eficiencia operativa como a incrementar la disponibilidad de gas para el sistema.

La experiencia de Mendoza toma como antecedente la prueba piloto realizada este año en el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), en Río Negro. Allí la compañía comenzó a ensayar un esquema de recuperación de hidrocarburos líquidos mediante la reinyección de gas seco, una experiencia que luego decidió ampliar.

Al presentar ese modelo, el CEO Carlos Gilardone resumió el concepto con una frase que volvió a repetirse puertas adentro de la compañía: almacenar gas durante el verano para producirlo en invierno. Más recientemente, al referirse al proyecto mendocino, señaló que si la experiencia de EFO había sido el “precalentamiento”, Mendoza representaba “la final de la Champions”, una definición que refleja la apuesta de Quintana Energy por convertir antiguos campos convencionales en infraestructura estratégica para el mercado argentino.