Gas archivos

25 julio, 2026

Neuquén quedó a un paso de los 650.000 barriles diarios

La producción de petróleo de Neuquén volvió a marcar un máximo histórico durante junio de 2026. La provincia alcanzó los 648.114 barriles por día, un volumen que representa un crecimiento del 1,86% respecto de mayo y un salto del 30,48% frente al mismo mes del año pasado. El registro consolida el protagonismo de Vaca Muerta en la expansión de los hidrocarburos argentinos.

El desempeño también se refleja en el acumulado del año. Entre enero y junio, la producción de petróleo fue un 32,62% superior a la registrada durante el mismo período de 2025, una evolución que confirma la continuidad del crecimiento de la actividad en los principales desarrollos no convencionales de la provincia.

Los datos oficiales muestran que el incremento mensual estuvo impulsado por el aporte de varias áreas de Vaca Muerta. Bajo del Choique-La Invernada encabezó la lista con 11.183 barriles diarios adicionales, seguida por Cruz de Lorena, La Amarga Chica, Bajada de Añelo y La Calera, que también registraron fuertes incrementos.

El gas también alcanzó un máximo histórico

La producción de gas en Neuquén acompañó esa tendencia y estableció un nuevo récord provincial. Durante junio llegó a 118,64 millones de metros cúbicos diarios, lo que significó un incremento del 3,04% respecto de mayo y una mejora del 5,12% frente al mismo mes de 2025.

En el balance del primer semestre, la producción de gas acumuló una suba del 6,96% respecto del período enero-junio del año anterior. Aunque el crecimiento fue más moderado que el observado en petróleo, los datos reflejan una expansión sostenida del sistema productivo neuquino.

Las mayores variaciones mensuales se concentraron en La Calera, que sumó un millón de metros cúbicos diarios adicionales. También crecieron Sierra Chata, Aguada Pichana Oeste, Bajo del Choique-La Invernada, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Bajada de Añelo, consolidando el aporte de los principales bloques gasíferos.

El no convencional domina en Neuquén

Los números ratifican el peso que tiene el desarrollo no convencional dentro de la matriz hidrocarburífera de Neuquén. En junio, la producción de petróleo proveniente de este segmento alcanzó los 630.234 barriles diarios, equivalentes al 97,24% del total extraído en la provincia.

En el caso del gas no convencional, el volumen llegó a 108,42 millones de metros cúbicos por día, lo que representó el 91,38% de toda la producción provincial. Dentro de ese universo, el shale gas explicó el 82,35% del gas producido en Neuquén, confirmando el predominio de este tipo de desarrollo.

El informe oficial también aclaró que, para la elaboración de las estadísticas correspondientes a junio, se utilizaron estimaciones de producción para las áreas operadas por Bentia Energy, debido a la disponibilidad de la información al momento de confeccionar el relevamiento.

23 julio, 2026

PCR concretó con éxito su primera emisión de un bono internacional por U$S 400 millones

En lo que marca su debut en los mercados de capitales internacionales, Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR), junto con su subsidiaria Luz de Tres Picos S.A., colocó exitosamente su primer bono internacional, correspondiente a las Obligaciones Negociables Clase I, por un monto total de USD 400 millones. La emisión, cuyo monto inicial era de hasta USD 350 millones, fue ampliada hasta el monto finalmente emitido como resultado de la fuerte demanda de los inversores durante el proceso de colocación. Esta transacción fortalece de manera determinante el perfil financiero de la compañía y reafirma su acceso a los mercados de capitales locales e internacionales para seguir acompañando su estrategia de crecimiento de largo plazo.

La emisión, denominada en dólares estadounidenses y bajo las leyes del Estado de Nueva York, tiene un plazo de ocho años y una tasa de interés del 8,5% anual. La colocación se realizó mediante el sistema de book-building y recibió una demanda cercana a U$S 1.000 millones, equivalente a casi 2.5 veces el monto finalmente emitido. La operación contó con una amplia participación de inversores internacionales, principalmente de Estados Unidos y Europa, y con un sólido acompañamiento de inversores locales.

Itaú BBA, BBVA y Santander actuaron como Global Coordinators y Joint Bookrunners, Balanz como Joint Bookrunner, Galicia Capital US, LLC como International Selling Agent y Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia como Agentes Colocadores Locales.

Los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la cancelación y precancelación de deuda financiera de PCR y Luz de Tres Picos, fortaleciendo la estructura financiera de ambas compañías, así como al desarrollo de proyectos de inversión en el sector energético.

“El éxito de esta primera emisión internacional representa un claro reconocimiento a la solidez de nuestros negocios, la disciplina financiera que nos caracteriza y la relación de confianza que construimos de forma continua con bancos e inversores. Acceder a los mercados internacionales de capitales es un gran hito para PCR, que le permitirá tener mayor visibilidad internacional y le brindará una mayor flexibilidad para seguir invirtiendo en proyectos estratégicos que impulsen el desarrollo energético e industrial de la Argentina, consolidando nuestro crecimiento de largo plazo”, afirmó Juan Giglio, Director de Finanzas de PCR.

Durante los últimos años, PCR consolidó un proceso sostenido de expansión y diversificación de sus actividades. La compañía continúa fortaleciendo sus operaciones en petróleo y gas en la Argentina, Ecuador y Estados Unidos; desarrolla uno de los portafolios privados de energías renovables más importantes del país; y mantiene una posición relevante en la industria del cemento en la región de la Patagonia.

21 julio, 2026

Vista Energy avanza con el RIGI y una inversión de US$5.800 millones en Bandurria Norte

Vista Energy formalizó ante el Gobierno la solicitud de adhesión al RIGI para desarrollar Bandurria Norte, un bloque de Vaca Muerta donde todavía no hay pozos en producción. El proyecto contempla una inversión de US$5.800 millones y marca un paso más en la expansión de la petrolera que fundó y preside Miguel Galuccio.

El área tiene 26.500 acres, unas 10.700 hectáreas, y está operada en su totalidad por Vista, que controla el 100% de la participación. Se trata, además, del primer desarrollo de la compañía por fuera de su hub operativo tradicional en la cuenca neuquina, un dato que no pasó desapercibido entre los analistas del sector.

La presentación se dio el mismo día en que el Gobierno aprobó otro proyecto RIGI, el de Pampa Energía para Rincón de Aranda, por US$4.500 millones. Dos anuncios que confirman el ritmo que está tomando el régimen de grandes inversiones en Vaca Muerta durante este año.

Un plan que apunta a 332 pozos nuevos

El proyecto de Bandurria Norte prevé la perforación y completación de 332 pozos nuevos, con el objetivo de llegar a una producción de alrededor de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Es una escala considerable para un bloque que hoy arranca de cero.

A eso se suma un paquete de infraestructura pensado para sostener esa producción: una batería con capacidad para procesar cerca de 40.000 barriles de petróleo, una estación compresora, más oleoductos y gasoductos que conecten el área con el resto del sistema de transporte.

Nada de esto es sorpresa, en realidad. Galuccio ya había anticipado la jugada en abril, durante la presentación de resultados del primer trimestre, cuando habló de dos proyectos en danza para el RIGI: Bandurria Norte y Aguada Mora.

Una petrolera que no deja de crecer

Vista llega a este anuncio consolidada como el principal productor independiente de petróleo del país y el mayor exportador de crudo. No es un dato menor para entender por qué apuesta a un bloque nuevo, con toda la incertidumbre que eso implica.

Los números del segundo trimestre de 2026 acompañan esa lectura: la producción total llegó a 156.000 boe/d, un 32% más que un año atrás, mientras los ingresos treparon a US$1.150 millones, un 89% por encima del mismo período de 2025.

Ese crecimiento no fue orgánico solamente. Este año Vista sumó los activos de Petronas en La Amarga Chica y también los de Equinor en la cuenca, dos operaciones que ampliaron su escala y reforzaron su base de reservas en Vaca Muerta.

Qué busca Vista Energy con el régimen

El atractivo del RIGI pasa por los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que ofrece a las grandes inversiones, algo que según Galuccio resulta clave para mejorar la rentabilidad de bloques que todavía no están desarrollados como Bandurria Norte.

Sin ese marco normativo, according to lo que planteó la propia compañía, el desarrollo masivo de este tipo de áreas recién se habría priorizado cerca de 2030. Ahora, el objetivo de Vista es acelerar ese calendario y sumar volumen exportable de crudo desde la Cuenca Neuquina.

17 julio, 2026

Vaca Muerta suma un rig de última generación

Vaca Muerta suma más músculo para seguir creciendo. DLS Archer anunció la incorporación del equipo de perforación Súper High Spec DLS-177 a su flota en el shale neuquino. Se trata de una unidad de última generación que integra tecnología MPD – ManagedPressure Drilling.

El objetivo es responder de forma directa al incremento de la demanda de servicios de perforación de alta performance para operaciones no convencionales y amplía su capacidad de brindar soluciones integrales de mayor valor agregado.

Seguir impulsando la industria

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, afirmó: “YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta. Con esta unidad súper high spec con capacidades MPD, consolidamos una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación”.

La puesta en marcha del perforador DLS-177 fortalecerá el contrato de largo plazo vigente con YPF y consolidará el posicionamiento de DLS Archer como socio estratégico clave para el desarrollo de la industria energética nacional. La alianza entre ambas compañías combina experiencia global y liderazgo local para elevar los estándares de eficiencia, seguridad e innovación en cada pozo.

La llegada del equipo DLS-177 está prevista para el primer trimestre de 2027.

Más equipos para Vaca Muerta

Hay que recordar que, en marzo, la compañía supervisó en Houston, Estados Unidos, el acondicionamiento de dos equipos de perforación que llegarán a la Argentina en los próximos meses para operar en la Cuenca Neuquina.

La visita tuvo como objetivo seguir de cerca la actualización de los equipos, que forman parte del acuerdo multianual de arrendamiento entre las empresas.

Se trata de dos rigs eléctricos APEX 1500 de 1.500 HP, diseñados para operaciones no convencionales. Los equipos cuentan con top drive de 500 toneladas, sistema de circulación de 7.500 psi y automatización para el manejo de tuberías, características que permiten mejorar la eficiencia y la seguridad en la perforación de pozos horizontales de Vaca Muerta.

La incorporación de estos equipos forma parte del contrato por cinco años que Archer firmó con YPF, valuado en unos US$ 600 millones, para operar siete equipos de perforación con servicios integrados, entre ellos Managed Pressure Drilling (MPD). Esta tecnología permite controlar de manera dinámica la presión del pozo, reducir riesgos operativos y optimizar la perforación en formaciones de baja permeabilidad.

La inversión llega en un contexto de fuerte crecimiento del shale argentino y con una reconfiguración de la estrategia de las empresas de servicio que buscan concentrar sus operaciones en el segmento no convencional y sumarse al Instituto Vaca Muerta para fortalecer la formación técnica.

16 julio, 2026

Offshore: licitan un bloque de 5.000 km2 en la Cuenca Argentina Norte

El Gobierno nacional dio un nuevo paso en su estrategia para ampliar la exploración de hidrocarburos offshore al poner en marcha el proceso de licitación de un nuevo bloque ubicado en el Mar Argentino. A través del Decreto 590/2026, publicado este miércoles en el Boletín Oficial, se instruyó a la Secretaría de Energía a convocar un Concurso Público Internacional para adjudicar los permisos de exploración del área CAN 200, localizada en la Cuenca Argentina Norte.

La decisión forma parte de la política oficial para impulsar la búsqueda de nuevos recursos de petróleo y gas, con el objetivo de incrementar las reservas del país, atraer inversiones y ampliar el desarrollo energético en la Plataforma Continental Argentina.

Un bloque en la Cuenca Argentina Norte

El área CAN 200 comprende aproximadamente 5.000 kilómetros cuadrados bajo jurisdicción nacional y fue incorporada al proceso licitatorio luego de que la empresa Challenger Energy Group PLC presentara una manifestación de interés el 14 de febrero de 2025 para realizar actividades exploratorias.

A partir de esa solicitud, el Ejecutivo resolvió avanzar con un proceso competitivo abierto a empresas nacionales e internacionales, mediante un Concurso Público Internacional que definirá quién obtendrá los permisos para desarrollar la exploración y, en caso de confirmarse recursos comercialmente viables, acceder posteriormente a una concesión de explotación.

El decreto sostiene que la exploración de hidrocarburos constituye una actividad estratégica para el país, ya que permite maximizar el aprovechamiento de los recursos naturales, generar nuevas inversiones y fortalecer el crecimiento económico mediante la creación de empleo y el desarrollo de la cadena de valor energética.

La convocatoria también busca ampliar el conocimiento geológico de una de las regiones con mayor potencial del offshore argentino, donde durante los últimos años se incrementó el interés de compañías internacionales por la posibilidad de descubrir nuevos yacimientos de petróleo y gas.

El marco legal y las condiciones de la licitación

La medida se apoya, además, en la ampliación de los límites de la Plataforma Continental Argentina, reconocida internacionalmente luego de las recomendaciones emitidas en 2016 por la Comisión de Límites de la Plataforma Continental de las Naciones Unidas. Ese reconocimiento incorporó más de 1.782.500 kilómetros cuadrados al espacio marítimo sobre el cual Argentina ejerce derechos soberanos para la exploración y explotación de los recursos naturales del lecho y subsuelo marino.

En ese contexto, la Secretaría de Energía fue facultada para llevar adelante todos los actos administrativos necesarios para concretar la licitación. Entre sus atribuciones se encuentra la elaboración y aprobación del Pliego de Bases y Condiciones, documento que establecerá los requisitos técnicos, económicos y financieros que deberán cumplir las empresas interesadas.

El Gobierno busca que el proceso reúna a compañías con experiencia internacional y capacidad para afrontar proyectos de exploración en aguas marinas, una actividad que demanda elevados niveles de inversión, tecnología especializada y largos plazos de desarrollo.

Una vez iniciada la etapa productiva, los adjudicatarios deberán abonar las regalías hidrocarburíferas previstas en la Ley 17.319, que regula la actividad petrolera en Argentina.

Arbitraje internacional y protección de los bienes del Estado

Otro de los aspectos contemplados en el Decreto 590/2026 es la posibilidad de incorporar cláusulas de prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales para la resolución de eventuales controversias derivadas de los contratos que se firmen.

No obstante, la norma aclara expresamente que esa disposición no implica una renuncia a la inmunidad de ejecución sobre determinados bienes considerados estratégicos para el Estado argentino.

Entre los activos protegidos figuran las reservas del Banco Central, los bienes de dominio público, los destinados a la prestación de servicios públicos esenciales, los bienes militares, el patrimonio cultural y todos aquellos alcanzados por las normas nacionales e internacionales sobre inmunidad soberana.

13 julio, 2026

Vaca Muerta logró el mayor superávit de la balanza comercial de la historia

La balanza energética argentina volvió a marcar un hito en el primer semestre de 2026. El país alcanzó un superávit energético estimado en US$ 6.987 millones, el más alto registrado para una primera mitad de año, impulsado por el crecimiento de la producción de Vaca Muerta, el aumento de las exportaciones y una fuerte caída de las importaciones. Así lo señaló un informe elaborado por la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR).

El dato no solo refleja un cambio de tendencia respecto de años anteriores. También confirma el peso que ganó el sector de los hidrocarburos dentro del comercio exterior argentino. Según la entidad, el saldo comercial de la energía creció 87% frente al mismo período de 2025 y alcanzó un registro sin antecedentes para un primer semestre.

La explicación aparece, principalmente, en la expansión de la producción de petróleo y gas. La BCR proyecta que durante 2026 Argentina incrementará un 16% la extracción de petróleo y romperá el récord histórico alcanzado en 1998. En ese escenario, Vaca Muerta ya aporta más del 68% del petróleo y el 67% del gas producido en el país.

Exportaciones en máximos e importaciones en mínimos

El crecimiento de la producción energética tuvo un impacto directo sobre las ventas externas. Las exportaciones de combustibles y energía habrían pasado de US$ 5.345 millones a más de US$ 8.118 millones durante el primer semestre, lo que representa un incremento cercano al 52%. Además, el sector ya explica más del 15% de las exportaciones argentinas, la mayor participación registrada en dos décadas.

Mientras las exportaciones avanzaron, las importaciones de combustibles siguieron el camino inverso. La Bolsa de Comercio de Rosario proyectó una baja del 29% en dólares respecto del mismo período del año pasado. De concretarse esa estimación, las compras externas del sector caerían al nivel más bajo desde 2007, mientras que su participación dentro de las importaciones totales sería la menor desde 1999.

El informe también analiza el contexto internacional. Durante el semestre, los precios del petróleo estuvieron atravesados por la escalada del conflicto en Medio Oriente, con episodios de tensión vinculados al Estrecho de Ormuz. Sin embargo, la entidad sostiene que el desempeño exportador argentino respondió mucho más al crecimiento de la producción que al efecto de los precios internacionales.

Vaca Muerta explica casi todo el crecimiento

Los números respaldan esa afirmación. De acuerdo con el estudio, el 79% del aumento de las exportaciones energéticas registrado hasta mayo se explicó por mayores cantidades exportadas, mientras que solo el 21% respondió al incremento de los precios internacionales, según datos de comercio exterior del INDEC citados por la BCR.

Para la entidad rosarina, el desempeño de la cuenca neuquina seguirá siendo determinante durante el resto del año. Si las tendencias actuales se mantienen, las exportaciones de energía podrían superar los US$ 14.400 millones al cierre de 2026 y la balanza energética alcanzaría un nuevo récord histórico, con un saldo superior a los US$ 12.000 millones.

El próximo salto dependerá del VMOS

El informe también pone el foco en la infraestructura que acompañará el crecimiento productivo. La Bolsa de Comercio de Rosario destacó que la puesta en marcha del oleoducto VMOS entre Allen y Punta Colorada permitirá ampliar la capacidad de evacuación del crudo de Vaca Muerta. El proyecto prevé incorporar hacia fines de este año unos 190.000 barriles diarios adicionales y avanzar luego hasta una capacidad cercana a 390.000 barriles por día a mediados de 2027. En ese escenario, la entidad proyecta que las exportaciones de energía podrían superar los US$ 18.500 millones durante el próximo año.

7 julio, 2026

Horacio Marín proyectó que Vaca Muerta generará más de 90.000 empleos

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que el desarrollo de Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para la Argentina al destacar el impacto que tendrá sobre el empleo, la infraestructura y la economía. Lo hizo a través de la segunda publicación de su newsletter “Matchpoint” en LinkedIn, donde repasó las proyecciones laborales asociadas al crecimiento de la roca madre.

“El crecimiento de Vaca Muerta no solo está transformando la matriz energética del país, también está impulsando la generación de empleo y es una de las mayores oportunidades de desarrollo económico de las últimas décadas”, afirmó Marín.

Según explicó el ejecutivo, las estimaciones de la industria muestran que el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta podría generar un pico superior a 90.000 nuevos puestos de trabajo, mientras que entre 2027 y 2030 el promedio rondaría los 75.000 empleos adicionales, impulsados tanto por la actividad petrolera como por otros sectores vinculados.

Infraestructura, inversiones y efecto multiplicador

Marín sostuvo que el impacto del crecimiento energético excederá ampliamente a las empresas productoras de petróleo y gas y señaló que la expansión de la cadena de valor movilizará inversiones, obras de infraestructura y actividad económica en numerosos rubros que acompañan el desarrollo de los grandes proyectos.

“Este impacto se extenderá mucho más allá de la industria petrolera. La cadena de valor asociada al desarrollo energético movilizará inversiones, infraestructura y actividad económica en múltiples sectores”, destacó el pope de la empresa de mayoría estatal en su publicación.

El directivo precisó que las operadoras y de servicios petroleros continuarán siendo un motor del crecimiento, con un promedio cercano a 9.000 empleos y picos que podrían alcanzar los 11.000 puestos a medida que aumente el nivel de actividad en los yacimientos.

A ese efecto directo se sumará un importante crecimiento del empleo indirecto. Marín indicó que la demanda de materiales, transporte, logística y servicios de compañías no especializadas impulsará alrededor de 30.000 puestos promedio, con máximos cercanos a 35.000 trabajadores durante los años de mayor expansión.

Uno de los desafíos del crecimiento de Vaca Muerta

Otro de los ejes destacados por Marín fue la formación del capital humano que demandará la expansión de Vaca Muerta. En ese marco recordó que, junto con empresas de toda la industria, se puso en marcha el Instituto Vaca Muerta, iniciativa que busca preparar a los futuros trabajadores del sector.

“El crecimiento de Vaca Muerta requiere formar a los trabajadores que acompañe su desarrollo. Por eso, junto a toda la industria, impulsamos el Instituto Vaca Muerta, con el objetivo de capacitar a 15.000 operarios en los próximos cinco años y formar a 3.000 personas por año”, consideró.

Además, el CEO de YPF destacó que la capacitación es una herramienta central para fortalecer la seguridad operativa y sostuvo que conocer los riesgos, comprender los procesos y trabajar bajo estándares adecuados permite que los trabajadores tomen mejores decisiones y desarrollen sus tareas en condiciones más seguras.

Marín informó que desde el inicio de clases en marzo ya comenzaron 21 grupos con 717 estudiantes. Actualmente funcionan 15 camadas activas con 545 alumnos en cursos de operadores y seguridad operativa en yacimiento, mientras que otras seis promociones ya finalizaron con 145 egresados. Para el resto de 2026, el objetivo es superar los 2.000 estudiantes capacitados.

“Por eso siempre digo que Vaca Muerta representa mucho más que energía. Mi mayor deseo es que, dentro de muchos años, podamos mirar hacia atrás y decir que fuimos la generación que transformó los recursos de la Argentina en trabajo, desarrollo y oportunidades para nuestros nietos“, subrayó Marín en su publicación.

6 julio, 2026

La ruta que trazó YPF para el offshore

La exploración offshore, la alianza estratégica con Eni y el potencial geológico del Atlántico Sur fueron los principales ejes de la exposición del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante su visita a la Bolsa de Comercio de Córdoba. Allí explicó por qué la compañía decidió priorizar la búsqueda de nuevos recursos costa afuera.

El ejecutivo sostuvo que la estrategia responde a criterios geológicos y a la experiencia obtenida en otras regiones del mundo, donde los descubrimientos recientes alimentan las expectativas sobre el potencial que podrían tener las cuencas marítimas de Argentina y Uruguay.

“Gestión activa del portafolio e YPF se está dedicando en exploración al offshore. Todo lo que da en África da en América y todo lo que da en América da en África“, subrayó.

YPF apuesta al potencial del Atlántico Sur

Marín explicó que los descubrimientos realizados frente a las costas africanas fortalecen la hipótesis de que existen condiciones similares del lado sudamericano, debido a la evolución geológica que compartieron ambos continentes antes de su separación.

Según describió, los recientes hallazgos registrados en Namibia y otros sectores del continente africano representan una referencia para orientar la estrategia exploratoria que desarrolla YPF junto con sus socios internacionales.

“Encontraron ahora en Namibia cualquier cantidad de petróleo. Si tengo que jugar una ficha, la juego y la vamos a jugar con Eni. Creo que a fines de 2027 o principios de 2028 iremos en Uruguay y, si da bien, venimos a la Argentina“, aseveró.

Marín sostuvo que el desarrollo de estos proyectos podría modificar la escala de producción hidrocarburífera del país y abrir una etapa completamente distinta para la industria energética, siempre condicionada al éxito de las campañas exploratorias previstas.

La geología como fundamento de la estrategia offshore

Durante su exposición, el CEO de YPF dedicó varios minutos a explicar las características geológicas que respaldan la apuesta de la compañía y señaló que determinados procesos sedimentarios permitieron la formación de sistemas petroleros comparables en ambos márgenes del Atlántico.

“Esto puede ser muchísimo más grande que Vaca Muerta si esto se da… puede llevar a millones y millones de barriles de producción”, ponderó.

El directivo indicó que la compañía procura concentrar inicialmente sus esfuerzos en las áreas donde existe mayor probabilidad de éxito, antes de avanzar hacia regiones que presentan un riesgo exploratorio superior.

“Lo que tenés que hacer en la vida es no innovar, primero ir a lo más seguro y después vamos al otro”, destacó.

Marín agregó que la elección de las áreas prioritarias también responde al interés demostrado por empresas internacionales con amplia experiencia en exploración offshore, un aspecto que consideró un respaldo adicional para la estrategia que impulsa YPF.

Una estrategia que también destacó en Democracia y Desarrollo

Las definiciones formuladas en Córdoba se complementan con las expresadas días atrás durante el ciclo Democracia y Desarrollo, donde el presidente de YPF volvió a ubicar al offshore como uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía.

“Es mucho más seguro que del lado este. A Eni lo trajimos y se acaba de comprar la opción con Apache al lado. Los tipos encontraron cualquier cantidad en Namibia. Entonces yo digo: puede dar.”

En ese encuentro, Marín afirmó que la petrolera profundizará las inversiones destinadas a la exploración marítima y sostuvo que el desarrollo de esos recursos podría generar un impacto mucho mayor al que actualmente proyecta el mercado.

“Nosotros nos vamos a concentrar mucho en el offshore. El offshore puede dar vuelta a la Argentina mucho más de lo que todos creen”, aseguró el pope de la empresa de mayoría estatal.

30 junio, 2026

Horacio Marín: “Comienza la etapa del 3x en la producción de YPF”

Horacio Marín anticipó una nueva para el shale. En el marco del evento “Democracia y Desarrollo – El Nuevo Mapa Geopolítico Global y sus Implicancias para la Argentina”, el presidente y CEO de YPF repasó el estado actual de Vaca Muerta y adelantó un cambio de escala en la producción de hidrocarburos para los próximos años.

“Yo no coincido cuando dicen que el desarrollo de Vaca Muerta está apenas arriba del 4%. Nadie sabe los extremos, pero en la cordillera es mucho más complejo”, afirmó Marín.

El directivo explicó que YPF tiene un programa para 2031 con el objetivo de desarrollar totalmente Vaca Muerta y alcanzar el plateau tanto de gas como de petróleo. Según Marín, todavía queda gas disponible para abastecer data centers y el mercado interno en los próximos años.

Marín también destacó el desembarco de compañías extranjeras en la cuenca neuquina. Mencionó la sociedad entre Pan American Energy y Continental, además de la participación de GeoPark, Vista y Pluspetrol, entre otras, en el desarrollo conjunto de Vaca Muerta, que crece a un ritmo cada vez más acelerado.

Empieza la era del 3x de YPF

“Empezó ahora lo que diga YPF, agarrémonos, porque ahora empieza el 3x. Empezamos a aumentar la actividad fuertemente, y no solamente nosotros, también Pan American y todas las empresas”, señaló el CEO de la petrolera en el marco del evento organizado por Clarín.

El ejecutivo detalló que YPF pasó de 12 equipos de perforación en 2024 a 19 previstos para diciembre de este año. Con la misma inversión, la compañía pasó de 204 pozos perforados en 2024 a 253 en 2025, según los datos que presentó Marín.

Marín proyectó que el salto productivo se reflejará con fuerza recién hacia fines de 2027. Explicó que la creación de puestos de trabajo no es instantánea, ya que las inversiones y los compromisos de exportación asumidos por YPF maduran recién hacia 2031.

El círculo virtuoso y el RIGI

“El gran cambio es el cambio de gobierno, donde es friendly hacia los negocios, con el RIGI. El círculo virtuoso tiene tres actores: el gobierno nacional, que dio los incentivos correctos; el gobierno provincial y el gremio, que se acoplan a todo lo que estamos haciendo”, explicó Marín.

El CEO remarcó que, a diferencia de Estados Unidos, la Argentina todavía no cuenta con la logística necesaria para sostener cientos de equipos de perforación. Mientras en el Permian operan 450 equipos, YPF prevé llegar a entre 35 y 40 rigs propios en los próximos años.

Marín subrayó que el recurso de Vaca Muerta es de mejor calidad que el de las formaciones shale de Estados Unidos, aunque la falta de infraestructura sigue siendo un desafío. Por eso, dijo, la compañía decidió construir junto a otras petroleras la infraestructura necesaria para sostener el crecimiento.

Colaboración entre compañías y productividad

“Entendimos que había que trabajar colaborativamente. Significa desarrollar infraestructura entre todos, porque entre dos empresas se gana más haciendo un oleoducto que haciéndolo cada una por su cuenta”, sostuvo Marín durante su exposición.

Según el directivo, YPF impulsa proyectos conjuntos de infraestructura con otras petroleras para reducir costos logísticos en la cuenca. También remarcó que la compañía aplica un esquema de pago por productividad que alcanza a todos los niveles, incluido el personal de las estaciones de servicio.

“El aumento de producción que nosotros prevemos para fines del 2027 va a sorprender a todo el mundo el valor que vamos a poner”, subrayó Marín.

30 junio, 2026

Enap avanza por primera vez con pozos horizontales en Magallanes

La perforación horizontal será incorporada por primera vez por Enap en Magallanes. La iniciativa forma parte del proyecto Coipo ZG-A y Trébol ZG-C, que busca fortalecer la producción de gas natural mediante técnicas de mayor eficiencia y productividad.

El proyecto ingresó recientemente al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental y contempla una inversión de 96 millones de dólares. La propuesta se desarrollará en Tierra del Fuego y combinará pozos horizontales con etapas de fractura, una metodología que la empresa nunca había aplicado en la región.

La incorporación de esta tecnología representa un cambio relevante para la estatal chilena. Hasta ahora, la producción en Magallanes se apoyaba en esquemas tradicionales de perforación, mientras que la nueva estrategia apunta a mejorar el aprovechamiento de los reservorios de gas mediante desarrollos de mayor alcance.

Hasta 32 pozos horizontales y dos décadas de producción

El proyecto considera la perforación de hasta 32 pozos horizontales y una vida útil estimada en 20 años. Para Enap, esta modalidad permitirá acceder de manera más eficiente a las reservas disponibles y aumentar la productividad de los yacimientos ubicados en Tierra del Fuego.

La empresa considera que la perforación horizontal constituye una nueva etapa para su actividad histórica en Magallanes. Se trata de una tecnología consolidada en otros mercados productores de hidrocarburos, aunque hasta ahora no había sido implementada por la compañía en esa región del extremo sur de Chile.

Mientras avanza con esta iniciativa, Enap mantiene como eje central el fortalecimiento de la producción de hidrocarburos. La decisión refleja la intención de modernizar sus operaciones tradicionales sin abandonar el desarrollo de nuevas alternativas energéticas.

Enap no descuida el hidrógeno verde

En paralelo con el proyecto de pozos horizontales, la estatal continúa impulsando distintas iniciativas vinculadas al hidrógeno verde. Durante los últimos años, la empresa comenzó a redefinir su estrategia regional incorporando proyectos asociados a combustibles de menor huella de carbono.

Dentro de ese proceso, Enap ha firmado acuerdos con compañías internacionales como HIF Global, Total Eren, EDF, RWE y HNH Energy para reutilizar infraestructura existente en los terminales marítimos Gregorio y Laredo. El objetivo es facilitar futuras operaciones vinculadas al desarrollo de la nueva industria energética.

A su vez, la empresa desarrolla un proyecto piloto de hidrógeno verde en Cabo Negro, con una inversión cercana a U$S 14 millones. Hacia fines de 2025, la construcción de la primera planta de hidrógeno verde del país registraba más del 70% de avance y su entrada en operación está prevista para 2026.

Una estrategia que combina innovación y producción de gas

La incorporación de la perforación horizontal evidencia que Enap busca mantener vigente su negocio tradicional mientras avanza en proyectos ligados a la transición energética. La producción de gas natural continúa siendo el núcleo de sus operaciones en Magallanes y concentra las principales inversiones de corto plazo.

Con la combinación de pozos horizontales, etapas de fractura y proyectos vinculados al hidrógeno verde, la compañía procura ampliar sus capacidades operativas utilizando tanto nuevas tecnologías para la extracción de hidrocarburos como infraestructura adaptada para futuros combustibles de bajas emisiones.