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Vaca Muerta apunta a 2 millones de barriles diarios: el nuevo techo que dejó la AOG Patagonia 2026

Hasta hace un año, en los pasillos del petróleo se hablaba de 1,5 millones de barriles diarios como el horizonte para Vaca Muerta. Esta semana la vara subió. Durante la AOG Patagonia 2026, las operadoras coincidieron en un número que hasta hace poco sonaba a exageración: 2 millones de barriles por día, cuando el país aún no tocó el millón.

La frase más directa la dijo Horacio Marín. En el cierre del primer Encuentro con los CEOs, el presidente de YPF fue al grano: «Mi idea son 2 millones». Y explicó lo que hay detrás: para sostener ese volumen habrá que sumar unos 600.000 barriles por año solo para compensar la declinación de los pozos.

No fue una voz aislada. El exgobernador Jorge Sapag, que vio nacer el no convencional en la provincia, proyectó que la cuenca va camino a triplicar su producción actual de crudo. Entre las operadoras, el consenso fue parecido: dejar de hablar de potencial y empezar a hablar de ejecución.

Del récord de 932.000 barriles al nuevo techo

El punto de partida lo puso Javier Milei en la inauguración. Según sus números, la producción de petróleo nacional pasó de 635.000 barriles diarios en 2023 a 932.000 en agosto pasado, un récord que deja atrás el pico de 1998. Vaca Muerta, por su parte, saltó de 310.000 a más de 670.000.

Pasar de ahí al doble exige caños. En los auditorios se repitieron dos obras: el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), de unos 3.000 millones de dólares, y Argentina LNG, el proyecto de gas licuado que YPF encara con Eni y XRG, respaldado por un financiamiento estadounidense de 7.000 millones.

Marín mostró un gráfico con la producción de YPF desde 1922. La línea de los próximos cuatro años se disparaba al punto de obligar a rehacer la escala del gráfico. La mitad de ese salto, dijo, vendrá del VMOS; la otra, del GNL.

Una muestra que ocupó cada metro del predio

El tamaño también se notó en el predio. Pese al mal tiempo, más de 26.000 visitantes recorrieron los 25.000 metros cuadrados del Espacio DUAM. Más de 590 empresas expusieron en el hall central, en seis carpas extra y en la Plaza de Máquinas, que duplicó su superficie respecto de 2024. No quedó un lugar libre.

Buena parte del negocio se movió lejos de los escenarios. Las Rondas de Negocios sumaron más de 3200 reuniones entre expositores y compradores en cuatro días, otra marca que superó a la edición anterior. En una industria que crece a este ritmo, muchas alianzas estratégicas se cierran así, en una mesa y cara a cara.

Llamó la atención la cantidad de jóvenes y estudiantes. La 10ª edición de Jóvenes Oil & Gas reunió a más de 350 participantes en charlas sobre proyectos estratégicos, eficiencia y transición energética. A eso se sumaron más de 530 alumnos del programa La Escuela Técnica Visita la AOG y otros 600 que llegaron con sus colegios.

El cuello de botella: quién va a trabajar

Ese entusiasmo choca con un dato que Marín soltó sin rodeos: de los 500 egresados certificados por el Instituto Vaca Muerta, solo el 3% consiguió empleo. En el último panel, Diego Manfio, de Ingeniería SIMA, puso el problema en palabras: «Creo que hay un cuello de botella en la formación. La industria cambió y Vaca Muerta es más compleja».

A su lado, Alejo Calcagno, de Techint Ingeniería y Construcción, habló de «un cambio de escala» que va a traccionar a las pymes de la cadena de valor. Su consejo fue concreto: buscar alianzas internacionales que permitan acelerar el aprendizaje y traer conocimiento al país.

Las cámaras locales llevaron sus propias urgencias. «Todos empezamos a entender que vamos en el mismo barco», dijo Mauricio Uribe, presidente de FECENE, que reclamó soluciones financieras y reglas claras para cobranzas y certificaciones. Daniel González, del Centro PyME-ADENEU, advirtió que la magnitud de la cuenca requerirá un sostén firme del financiamiento y del equipamiento.

Leonardo Brkusic, de GAPP, habló de «una oportunidad histórica» que obliga a ser ágiles frente a la velocidad que exigen las grandes operadoras globales. La próxima cita ya tiene fecha: la AOG, organizada por el IAPG y realizada por Messe Frankfurt Argentina, se hará del 20 al 23 de septiembre de 2027 en La Rural, en Buenos Aires.

TGS deja de ser solo una transportadora de gas: en 2030 el 75% de su negocio será no regulado

Las empresas que nacieron para mover gas natural por caños están cambiando de piel. La irrupción de Vaca Muerta, la salida de la pesificación y un esquema de contratos en dólares abrieron negocios que hace una década parecían lejanos. Procesar, separar líquidos y exportar ya pesa más, en algunos balances, que el viejo transporte de gas, su negocio de origen.

Oscar Sardi, CEO de TGS, lo puso en números durante la AOG Patagonia 2026. “Nos pusimos como objetivo dejar de ser una compañía de transporte para comenzar a ser una empresa de energía que pudiese prestar servicio a lo largo de toda la cadena de valor del gas natural”, contó.

Durante años, cerca del 90% de los ingresos de Transportadora de Gas del Sur venía del transporte; el resto lo aportaba la planta de General Cerri. “El año pasado terminó 50-50. Este año dimos vuelta esa posición: la compañía va a terminar con un 60-40”, detalló. El 60% corresponde al negocio no regulado.

La proyección es todavía más ambiciosa. “En 2030, con todos estos proyectos encaminados, vamos a estar en un 25% de negocio regulado y 75% no regulado”, afirmó. Y tomó prestada una idea de YPF: “Vamos a tener en 2030 una TGS por cuatro, si la comparamos con la TGS de 2019”.

Tarifas, inversiones y una licencia más larga

Sardi destacó el cumplimiento oficial de los acuerdos tarifarios y recordó que la revisión quinquenal trae obligaciones. “En nuestro caso, las inversiones obligatorias tienen un promedio de 70 millones de dólares anuales”, precisó. A eso sumó un dato que considera clave: el Gobierno le otorgó a la empresa una extensión de la licencia por 20 años.

“Cuando hablamos de transporte, estamos hablando de inversiones muy intensivas, que no se rentabilizan en dos o tres años”, explicó. Ese horizonte más largo, dijo, cambia la ecuación para cualquier obra que la compañía tenga en carpeta sobre el sistema regulado.

Sobre el GNL, coincidió en que el país seguirá importando por un tiempo. “No tiene mucho sentido cortar el puerto. Cuando uno hace un análisis económico, conviene tener eso siempre vivo y que cubra los piquitos”, sostuvo. Y agregó que todos los países con picos de demanda invernal mantienen esa alternativa abierta.

La ampliación del Perito Moreno

La ampliación del gasoducto Perito Moreno avanza como iniciativa privada, bajo la Ley de Hidrocarburos 17.319, con tarifas pactadas en dólares entre partes. TGS presentó la propuesta, fue declarada de interés público y luego se licitó. “Nos presentamos solos, no hubo otro oferente, se nos adjudicó”, relató el ejecutivo.

Según Sardi, la empresa logró vender el 100% de la capacidad, y el prepago de los cargadores “permite financiar parte de la obra”. Son 14 millones de metros cúbicos diarios puestos en Salliqueló: 12 millones siguen hacia el Gran Buenos Aires y el Litoral, y 2 millones quedan en Bahía Blanca.

La iniciativa prevé un opcional de hasta 6 millones adicionales, y ya hay 4,5 millones prácticamente cerrados para las plantas de urea de Bahía Blanca, entre ellas Profertil. “Hay poco tiempo”, admitió, y advirtió que el fenómeno de El Niño puede complicar los plazos de construcción.

Más gas y una carrera contra reloj

Después vendrían más expansiones, con loops sobre el NEUBA II o el propio Perito Moreno. “Lo importante es que estamos reemplazando importaciones por gas local”, insistió. “Yo hablo siempre de 300 TCF; hay gas para más de 100 años, por lo tanto hay que generar demanda”, planteó.

El proyecto que más lo entusiasma es la separación de líquidos. “Si esta planta no se ejecuta en tiempo y forma, por TGS o por cualquier otro, se restringe la posibilidad de producción de petróleo”, advirtió. El motivo: los gasoductos ya no pueden seguir cargando gas húmedo de tan alto poder calorífico.

La planta procesará 43 millones de metros cúbicos diarios de gas de 9300 kilocalorías y se divide en cinco segmentos. El primero es un gasoducto paralelo al que TGS ya opera en Vaca Muerta, para separar el gas seco del húmedo. El segundo convierte la actual planta de acondicionamiento en una de procesamiento.

Un poliducto hasta Bahía Blanca

El metano y el etano entrarán a los sistemas de transporte. La mezcla de propano, butano y gasolina viajará por un poliducto de unos 570 kilómetros hasta Bahía Blanca, donde una planta de fraccionamiento separará los productos antes de llevarlos al puerto para su almacenamiento y despacho.

La inversión supera los US$3000 millones y el Gobierno le otorgó el RIGI esta semana. “Necesitábamos que lo digan cuanto antes porque estamos justo en el proceso del financiamiento”, reconoció Sardi. Según sus cálculos, la obra generará exportaciones por más de 1200 millones de dólares anuales.

“Va a tener durante toda su ejecución el empleo de más de 4000 personas directas y 15.000 empleos indirectos”, detalló el CEO de TGS. “Hay toda una movida que se va a desarrollar en cuatro provincias, que consideramos realmente muy importante como parte de este proyecto”, completó.

TGN pide contratos por 12 años y prepago del 40% para el Gasoducto Manuel Belgrano

El mapa del gas en la Argentina se dio vuelta en pocos años. Durante décadas, el fluido bajaba desde Bolivia hacia los centros de consumo; hoy el camino es el inverso y nace en Vaca Muerta. Ese giro obliga a las transportadoras de gas a rediseñar sus redes y a convencer a industrias y generadoras de comprometerse por años. En ese contexto, Horacio Pizarro, CEO de TGN, repasó en un panel del sector los dos frentes que tiene abiertos la compañía: el gasoducto Manuel Belgrano y la ampliación de la reversión del Gasoducto Norte. Antes, se detuvo en la parte regulada del negocio, la que termina en las facturas.

“La revisión quinquenal, conocida como RQT, es un plan que las licenciatarias, tanto transportistas como distribuidoras, le presentan al ente y al gobierno para que recalcule las tarifas”, explicó. Admitió que en los últimos 20 años el esquema tuvo “algunos impases” y que la actual gestión tardó cerca de un año en cerrarlo.

De ese proceso surgen las tarifas de gas y el plan de inversiones obligatorias, el PIO. “En el caso de TGN nos corresponde hacer inversiones por 100 millones de dólares por cada año del quinquenio”, precisó. La empresa ya cumplió el primero y transita el segundo, con obras sobre ductos y plantas.

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Bolivia declina, Neuquén empuja

El cambio alcanzó a todo el sistema de transporte de gas. “Bolivia hace diez años producía 60 millones de metros cúbicos; hoy produce 25”, recordó. Argentina, que hace tres años importaba unos 10 millones diarios, hoy compra apenas uno. “Vamos a tener que exportarle gas de Vaca Muerta a Bolivia”, anticipó.

El gas que entraba por Campo Durán ahora sale de Neuquén y fluye hacia el norte por los sistemas de TGS y de TGN. Por eso se encararon las obras de reversión del Gasoducto Norte, que hoy permiten mover 15 millones de metros cúbicos diarios en sentido contrario al original.

El gasoducto Manuel Belgrano unirá Tratayén, en Neuquén, con La Carlota, en el sur de Córdoba. Tendrá unos 750 kilómetros, un tramo en 36 pulgadas y otro en 30, una planta compresora en cabecera y una capacidad inicial de 13 millones de metros cúbicos diarios. La inversión rondará los US$1500 millones.

La Carlota, el nudo del sistema

“Si todo va bien, vamos a tenerlo listo para abril de 2029”, señaló. La Carlota funciona como un hub: de allí parten ductos hacia San Jerónimo, el Gran Buenos Aires y el norte, y llega el sistema Centro Oeste desde Cuyo. La traza cruzará Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba.

Consultado sobre si abastecerá localidades en el camino, fue tajante: “No vamos a entregar ni un metro de gas desde Tratayén hasta La Carlota”.

De los seis gasoductos de exportación del país, cinco parten del sistema de TGN. El Norandino y el Gas Atacama están casi sin uso porque no llega gas firme a Salta. “Si mirás el Excel, te das cuenta de que cada año la Argentina le entrega más gas a Chile”, dijo, y sumó a Bolivia y Brasil.

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GNL y transporte firme

Sobre la importación de GNL, recordó que este invierno llegaron 24 barcos. Aun con las obras, advirtió que “si tenemos cinco días de frío polar, de menos de cinco grados”, hará falta algún cargamento para los picos. El resto dependerá de quiénes decidan asegurarse transporte firme todo el año.

“En el pasado lo pagaba el Estado, con lo cual era un problema de nadie y de todos a la vez”, planteó. Este invierno, en cambio, industrias y generadoras eléctricas debieron salir a comprar GNL. Pizarro espera que, después de una temporada “dura y difícil”, esas empresas se sumen ahora al proyecto.

TGN pide a los cargadores contratos por 12 años y un prepago del 40%. “Esto hace seis meses no nos lo hubiéramos imaginado”, reconoció. El punto de inflexión fue la iniciativa de TGS, que exigió prepago total, ofreció 4,8 millones de metros cúbicos y recibió ofertas por 30 millones. “Ahí se nos abrieron los ojitos”, admitió.

El Litoral y el litio

En paralelo, la ampliación del Gasoducto Norte irá por un Open Season bajo la Ley de Gas, donde los interesados pagan la inversión. La compañía buscará recibir ofertas para ambos concursos el mismo día, una coordinación que el propio Pizarro calificó de complicada.

Las centrales eléctricas conectadas al sistema podrían consumir hasta 32 millones de metros cúbicos diarios y casi ninguna tiene transporte firme. Desde La Carlota al Litoral no hace falta ampliar nada. “Cualquier eléctrico que entre va a consumir gas en vez de gasoil, con lo cual va a bajar el costo de la electricidad”, afirmó.

Queda GALA, el Gasoducto Argentino de Litio, antes llamado Vicuñas: unos 200 kilómetros desde el Norandino o el Atacama hacia los yacimientos de litio de la Puna. “Si a fin de año confirmamos la realización del gasoducto, inmediatamente se activa la construcción de GALA también”, anticipó Pizarro.

Neuquén eliminará Ingresos Brutos para quienes contraten empresas locales

Cada vez que Vaca Muerta rompe un récord, en Neuquén aparece la misma pregunta: cuánto de esa riqueza se queda en la provincia. Las pymes que sostuvieron la actividad en los años malos quieren su parte del crecimiento, y el Gobierno busca que los dólares del shale terminen en talleres, fábricas y sueldos neuquinos, no en proveedores de afuera.

Esta vez la respuesta llegó con un anuncio concreto. El gobernador Rolando Figueroa informó que, desde 2028, las empresas que contraten proveedores y trabajadores radicados en Neuquén dejarán de pagar el impuesto sobre los Ingresos Brutos.

Lo dijo este miércoles en el Centro de Convenciones Domuyo, frente al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, representantes de cámaras empresariales y más de 700 empresas de la cadena de valor del petróleo y el gas.

“Las empresas que contraten empresas neuquinas, incluso las que contraten a otras empresas neuquinas, y aquellas que incorporen neuquinos no pagarán Ingresos Brutos”, afirmó el gobernador.

 

“Estuvieron en las malas”

Figueroa explicó que la medida se apoya en la planificación financiera de la Provincia: menos endeudamiento, control del gasto corriente y un déficit de infraestructura más chico. Con ese orden, dijo, una mayor parte de lo que genera la energía puede convertirse en empleo e inversiones locales.

La elección de los beneficiarios tiene, además, un componente de reconocimiento. “Cuando decimos que contraten empresas neuquinas es porque estuvieron en las malas. Ahora que proyectamos que nos vaya mejor, tenemos que generar las condiciones para que les vaya bien a todos”, sostuvo.

El encuentro, bautizado “Encuentro Vaca Muerta: Visión de escala, eficiencia y el futuro de Neuquén”, fue impulsado por el propio gobernador para acercar a la principal operadora del país al entramado productivo local. “Nada se puede lograr si no existen empresas neuquinas involucradas”, dijo.

GAPP, PyMEs industriales, sector energético, Oil & Gas, minería, capacidad ociosa, empleo industrial, contratos y tarifas, vinculación comercial, Vaca Muerta, RIGI, GNL. Las pymes bajo análisis.

Qué va a demandar el GNL

La idea es que las pymes conozcan de primera mano la hoja de ruta de inversiones de YPF y puedan anticiparse: ampliar su capacidad, comprar equipos y prepararse para competir en una industria cada vez más exigente.

El foco está puesto en la nueva etapa del gas natural licuado (GNL). “El objetivo es contar con información de primera mano para tomar decisiones importantes y conocer qué va a demandar esta nueva etapa del GNL y qué tenemos que hacer para que nos compren a los neuquinos”, señaló Figueroa.

Para eso, el Estado provincial ofrecerá líneas de crédito a tasas más bajas a través de sus herramientas financieras y del banco provincial. “Podremos financiar a los emprendedores neuquinos para que adquieran maquinaria y sean más competitivos”, afirmó.

Una “rueda virtuosa” entre empresas locales

El gobernador advirtió que no alcanza con que la operadora contrate a un proveedor de la provincia. “No alcanza con contratar a un proveedor neuquino si después compramos los insumos a otra provincia. Tenemos que generar una rueda virtuosa entre las empresas locales”, dijo.

También habló de las nuevas reglas del mercado. “Ahora el precio lo pone el mercado y, para ser competitivos, tenemos que trabajar todos juntos y coordinarnos”, sostuvo, en referencia a la necesidad de que el sector público y el privado tiren para el mismo lado.

Para Figueroa, el compre local también es una cuestión de recursos públicos. Neuquén recibe unos 30.000 nuevos habitantes por año, lo que exige rutas, hospitales, escuelas y seguridad. “Que más empresas neuquinas participen del valor que genera la industria le da recursos al Estado y empleo genuino”, explicó.

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Más allá de Vaca Muerta

El gobernador planteó además que la provincia tiene que prepararse para crecer sin depender solo de los hidrocarburos. “Queremos que las cámaras conozcan el Neuquén que ya empezamos a construir después de Vaca Muerta, con nuevas industrias, más hectáreas bajo riego y una mayor apuesta al turismo”, dijo.

“Tenemos un gran futuro por delante, pero debemos planificar cómo queremos crecer”, agregó, antes de cederle el micrófono al CEO de YPF.

El compromiso de YPF: reuniones trimestrales

Marín respondió con un compromiso de transparencia. “Una vez por trimestre nos vamos a juntar con las cámaras neuquinas y vamos a mostrar todas las licitaciones que hicimos y cómo fueron las participaciones de las pymes neuquinas”, prometió. “Cuando nos sentamos y hablamos, se solucionan los problemas”.

El ejecutivo sumó datos para dimensionar el vínculo. “El 95% de la producción de YPF es Vaca Muerta. YPF es la sexta empresa a nivel mundial en cantidad de pozos no convencionales para perforar, y en Neuquén hay 525 pymes contratadas por YPF”, detalló.

También destacó el RIGI, el Instituto Vaca Muerta y el Parque Industrial como piezas de un mismo esquema. “Son muy grandes las inversiones que se hacen, porque si queremos cambiar un país, hay que invertir”, afirmó.

El Turbo S trae 3.340 caños de 36 pulgadas desde India. La obra conectará la producción de Vaca Muerta con el Golfo San Matías.

Quiénes participaron

Estuvieron FECENE, el Centro PyME-ADENEU, CEIPA, ACIPAN, la Cámara de la Construcción y la Asociación de Industriales Neuquinos. Participaron también el ministro Guillermo Koenig, Daniel González (ADENEU), Mauricio Uribe (FECENE) y Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF.

La organización estuvo a cargo del Centro PyME-ADENEU, que convocó a empresas certificadas bajo la Ley 3338 de Fortalecimiento de la Cadena de Valor Neuquina. Los requisitos para certificar están en www.adeneu.com.ar y en energiaymineria@adeneu.com.ar.

Qué pasa hoy en la AOG Patagonia 2026: VMOS, GNL y el desafío de financiar Vaca Muerta

La AOG Patagonia 2026 entra en su recta final con la sensación de que en Neuquén se está discutiendo algo más que petróleo. La séptima edición convirtió el Espacio DUAM en el lugar donde operadoras, proveedores y bancos se cruzan entre stands y reuniones de negocios. Después de dos días de anuncios, el miércoles llega el turno de los números finos.

La tercera jornada arranca a las 13 en el Salón Tromen con Daniel Dreizzen, de la Comisión de Planeamiento y Análisis Económico del IAPG. Su charla repasa el contexto energético de la Argentina y del mundo, con proyecciones y proyectos en carpeta.

El título es largo, pero resume bien la intención: identificar desafíos y oportunidades para las operadoras y para la cadena de valor, en un momento en que la actividad en la cuenca creció más rápido que muchas de las empresas que la abastecen.

El financiamiento de Vaca Muerta

De 14 a 16 llega uno de los paneles más esperados por las pymes: “Financiamiento para el crecimiento de Vaca Muerta: necesidades, desafíos e instrumentos para la cadena de valor y las operadoras”. La pregunta de fondo es quién pone el crédito para acompañar el ritmo de la formación.

Hablarán tres bancos. Javier Fiorotto, gerente comercial de Capital Corporation de Banco Comafi; Leandro Ruffinelli, gerente comercial de Banca Empresas del Banco Nación, y Germán Gil, team leader de Oil & Gas del Banco Supervielle.

La moderación estará a cargo de Daniel Dreizzen y Pablo Fernández Blanco. Para muchos proveedores neuquinos, que necesitan capital de trabajo y equipos nuevos para sumarse a los proyectos, este es el panel que vinieron a escuchar.

VMOS y GNL: la infraestructura para exportar

A las 16, Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF, presentará “Infraestructura para llegar al mundo, los proyectos VMOS y GNL”. Lo entrevistará la periodista Victoria Terzaghi.

La charla llega un día después de que Horacio Marín, CEO de YPF, dijera en el mismo escenario que la mitad del crecimiento de la compañía en los próximos cuatro años vendrá del oleoducto Vea Muerta Oil Sur y la otra mitad del Argentina LNG.

Encuentro con los CEOs II

Desde las 17.30, el Salón Tromen recibe la segunda edición del Encuentro con los CEOs. Abren las empresas de servicios: Adrián Martínez (Calfrac), Patricio Withney (SLB), Andrea Previtali (Tenaris) y Héctor Gutiérrez (Halliburton).

A las 18.05 será el turno de dos operadoras de peso en la cuenca: Ricardo Markous, de Tecpetrol, y Julián Escuder, de Pluspetrol.

A las 18.30 sube el midstream, con Horacio Pizarro (TGN), Oscar Sardi (TGS) y Ricardo Hösel (Oldelval). A las 19.05 cierran Adolfo Storni, de Capex, y Horacio Bustillo, de Pecom.

Jueves: el día de las pymes

El jueves 22 será la última jornada de la muestra. Según la agenda difundida por la organización, el escenario quedará para referentes de grandes empresas, cámaras empresarias y pymes regionales. Los stands abren, como cada día, de 13 a 20.

Horacio Marín: “Vamos a firmar el Argentina LNG el 26 de noviembre”

El cierre de la segunda jornada de la AOG Patagonia 2026 quedó a cargo de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. Llegó relajado, con chistes para la platea, pero con dos anuncios concretos: una meta de producción casi cumplida y una fecha para el proyecto más grande de la compañía.

“Vamos a firmar el 26 de noviembre”, dijo sobre el Argentina LNG, el desarrollo de gas natural licuado que YPF lleva adelante con la italiana Eni y XRG, el brazo internacional de la emiratí Adnoc. “Creo que nos vamos a poner a llorar. Es algo muy fuerte”, agregó.

Antes de hablar del GNL, Marín mostró el número que más le importaba. YPF produce hoy 248.000 barriles diarios netos de shale oil. “Nos habíamos comprometido con los inversores a llegar a 250.000 para fin de año. Y lo estamos haciendo hoy. Así que vamos bien”, dijo.

El salto es fuerte. En agosto, la compañía había reportado 213.000 barriles diarios en el segundo trimestre, un 47% más que un año antes. Desde diciembre, además, YPF pasó de 12 a 18 equipos de perforación en Vaca Muerta.

Marín aclaró que el crecimiento real es mayor de lo que muestran las cifras, porque los pozos no convencionales declinan rápido. “Este año subimos 60.000, 70.000 barriles. Eso significa que en realidad subimos 120.000”, explicó.

Argentina LNG: YPF, Eni y XRG avanzan hacia la inversión final para exportar gas al mundo. Neuquén enviará el proyecto a la Legislatura. El gas de Vaca Muerta será monetizado.

Cómo convenció a Eni y XRG

Para el acuerdo con Eni y XRG, el ejecutivo dijo que invitarán a toda la industria a la firma. Contó que convencer a dos gigantes que no operan en el país no fue obra de un solo factor. “Fue todo: gobierno, calidad de roca de clase mundial, un proyecto extraordinario”, enumeró.

Según Marín, el Argentina LNG está entre los tres mejores proyectos de GNL del mundo. La razón, explicó, es que factura mitad gas y mitad petróleo, lo que lo vuelve rentable y menos expuesto a una caída en el precio internacional del gas.

Para cerrar el acuerdo firmaron 28 contratos en un año. “Es imposible si no trabajás como trabajamos: juntarse en un lugar y discutir”, contó. Y recordó una escena: un viernes a las 21.30, los equipos de YPF todavía estaban discutiendo cláusulas con sus socios en la oficina.

La visión de Horacio Marín

Con la expansión prevista, la inversión total del proyecto rondaría los US$76.000 millones, repartidos entre pozos, infraestructura, ductos y barcos. Es una cifra que no tiene antecedentes en la industria argentina.

El proyecto incluye una planta de separación en Neuquén que, según Marín, será cuatro o cinco veces más grande que la mayor que hoy existe en el país. El gas viajará húmedo, sin separar, una idea que atribuyó a los ingenieros de XRG: “Hicieron recomendaciones que fueron clave”.

Para el final se guardó un gráfico con la producción de YPF desde 1922. La mitad del salto que proyecta para los próximos cuatro años, explicó, vendrá del oleoducto VMOS y la otra mitad del Argentina LNG. “Lo único que podrán decir es que acá hubo una sarta de locos”, cerró.

Argentina produjo 973.700 barriles diarios y quedó a un paso del millón

La AOG Patagonia 2026 se vive en Neuquén con una mezcla de euforia contenida y cálculo fino. En la séptima edición de la muestra, entre stands, rondas de negocios y paneles con los CEOs más importantes del país, la conversación giró alrededor de un número redondo que hace apenas unos años parecía de otra época: el millón de barriles. Los datos de la Secretaría de Energía le pusieron cifras concretas a esa charla de pasillo. En septiembre, la producción de petróleo de la Argentina llegó a 973.700 barriles diarios, un récord histórico que deja al país a unos 26.000 barriles de la marca.

La suba fue de 3,2% frente a agosto y de 15,5% en la comparación interanual. Para dimensionarlo, el récord que durante décadas fue la referencia del sector, el de 1998, rondaba los 853.000 barriles diarios.

Vaca Muerta, casi tres de cada cuatro barriles

El motor de ese salto tiene nombre y apellido. Vaca Muerta produjo 698.500 barriles diarios en septiembre, también un récord histórico. Eso significa que el shale oil neuquino ya explica casi el 72% del petróleo que sale de los pozos argentinos.

La comparación con un año atrás muestra la velocidad del cambio. En septiembre de 2025, la formación producía cerca de 567.000 barriles diarios. En doce meses sumó más de 130.000 barriles por día, más de lo que hoy producen varias cuencas convencionales juntas.

En los paneles de la muestra, los números de la Secretaría se escucharon en boca de los propios protagonistas. Horacio Marín, CEO de YPF, dijo que su meta para la formación son 2 millones de barriles diarios. “Le tengo fe”, afirmó ante el auditorio.

Tecpetrol avanza en la ventana petrolera de Vaca Muerta.

El gas, en baja por el fin del invierno

El gas natural contó otra historia. En septiembre, la producción fue de 143,1 millones de metros cúbicos diarios, un 8,2% menos que en agosto. La caída responde a la estacionalidad: con el fin del invierno baja la demanda residencial y las operadoras ajustan la inyección.

En la comparación interanual, sin embargo, el gas creció 3,2%. Vaca Muerta aportó 86 millones de metros cúbicos diarios, alrededor del 60% del total nacional, un peso que seguirá creciendo con los proyectos de GNL en marcha.

Exportaciones y superávit energético

El récord de producción ya se nota en la balanza comercial. Entre enero y agosto, según la consultora Economía & Energía, las exportaciones de combustibles y energía sumaron US$10.667 millones, con el petróleo crudo como principal producto.

El superávit energético del período llegó a US$7.834 millones, un 70,6% más que en el mismo lapso de 2025. Equivale al 42,9% del superávit comercial total del país.

El dato no pasó inadvertido en Neuquén. Durante su visita a la muestra, el embajador de Estados Unidos, Peter Lamelas, habló de una producción “de aproximadamente un millón de barriles diarios” y de un superávit que, según sus palabras, “asombra al mundo entero”.

Milei en la AOG Patagonia 2026: “Estamos a pocos pasos del millón de barriles diarios”

La AOG Patagonia 2026 es la exposición del IAPG que hasta el jueves reúne en Neuquén a operadoras, empresas de servicios y proveedores de la industria del petróleo y el gas. Este lunes abrió con un discurso del presidente Javier Milei. Frente a un auditorio repleto en el Espacio DUAM, el mandatario repasó el giro energético de la Argentina con cifras y anuncios.

Agradeció al titular del IAPG, Ernesto López Anadón; al gobernador Rolando Figueroa; al presidente de YPF, Horacio Marín, y a operadoras y empresas de servicios. Después les habló a los trabajadores petroleros: “Todos ustedes están trabajando día y noche para sacar a la Argentina del pozo, literal y metafóricamente”.

Ordenó la exposición en tres ejes: “de dónde venimos, qué hicimos y hacia dónde vamos”. Y arrancó con una mirada histórica sobre la energía como motor del progreso: “Lo que realmente define a la Revolución Industrial es que fue el momento en que dejamos de depender de nuestros músculos”.

Vaca Muerta, más del doble que en 2023

Ubicó a Neuquén en esa lógica. Dijo que la provincia “produce más de 600.000 barriles por día”, energía que ninguna persona tiene que generar con sus propias manos. Según Milei, Vaca Muerta producía unos 310.000 barriles diarios en 2023 y hoy, gracias al cambio de modelo, “produce más del doble”.

En todo el país, la producción de petróleo pasó de 635.000 barriles diarios en 2023 a 932.000 en agosto de 2026. El Presidente lo definió como un récord histórico que supera “con creces” el máximo de 1998. “Hoy, por primera vez en la historia, estamos a pocos pasos del millón de barriles diarios”, agregó.

Con las exportaciones de petróleo pasa algo parecido. En 2023, el país vendía unos 128.000 barriles por día. “Lo que va de 2026, el promedio ya duplica ese número. Y en julio llegamos a exportar casi 330.000 barriles diarios”, detalló. También destacó que el récord mensual de exportaciones superó los US$10.000 millones.

Gas: “una revancha histórica”

Sobre el gas fue categórico: “Si lo del petróleo es una gran noticia, lo del gas es directamente una revancha histórica”. Recordó que durante casi 20 años el país le compró gas a Bolivia y cada invierno salía a buscar barcos de GNL, sentado sobre la segunda reserva del planeta. “Era como morirse de sed a la orilla de un lago”, graficó.

Hoy, explicó, el gasoducto que traía el gas boliviano hacia el sur se revirtió y lleva el de Vaca Muerta hacia el norte. “En abril del año pasado, por primera vez en nuestra historia, el gas argentino llegó a Brasil atravesando Bolivia”, dijo. También se exporta a Chile y Uruguay.

En el último año, la Argentina exportó en promedio unos 8 millones de metros cúbicos diarios, con picos de más de 10 millones. Según Milei, la balanza energética, que hace poco tenía un déficit de US$5000 millones, va camino a dejar un superávit de más de US$10.000 millones.

Admitió que el proceso no terminó: “Este invierno todavía tuvimos que comprar algunos barcos de gas para cubrir los peores días”. Pero aseguró que se están preparando las condiciones para que eso no vuelva a pasar y el país sea exportador de gas todo el año.

Vaca Muerta tiene un problema con los costos.

Las reglas y el RIGI

“¿Mágicamente apareció el petróleo? No. La formación estuvo siempre ahí”, planteó. Para Milei, lo que cambió fueron las reglas, porque “la riqueza de una nación depende mucho más de sus instituciones que de su subsuelo”. El punto de partida, dijo, fue el DNU 70/23, que liberó el precio del crudo y eliminó el barril criollo.

Después defendió el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Según sus datos, hay más de US$210.000 millones en proyectos anunciados, el 45% en petróleo y gas. Lo definió como “la política industrial y de desarrollo más importante de la historia argentina”.

Respondió a las críticas por su costo fiscal con una pregunta: “¿Cómo puede tener costo fiscal una inversión que sin el RIGI jamás se hubiera hecho?”. Y siguió: “Un proyecto que no existe no paga ningún impuesto”. Aunque se cobrara un 100%, dijo, “el 100% de cero sigue siendo cero”. Anticipó que la economía “va a converger al RIGI”.

Desde Allen hasta el mar, el sistema VMOS combina oleoducto terrestre, perforación bajo la playa y tendido submarino

Las obras que vienen

En el último tramo enumeró proyectos. Contó que llegaron a Río Negro las dos monoboyas del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que se instalarán frente a Punta Colorada. La obra, de unos US$3000 millones, “nos va a permitir exportar alrededor de 15.000 millones de dólares por año”, sostuvo.

En gas natural licuado, anticipó que el año próximo la Argentina exportará por primera vez a Europa. Un buque de licuefacción frente al Golfo San Matías cargará gas de Vaca Muerta con destino a Alemania, “en un contrato de más de 7.000 millones de dólares”.

También mencionó Argentina LNG, el proyecto de YPF con Eni y la emiratí XRG. Lo describió como “una inversión de 51.000 millones de dólares, la más grande de la historia de nuestro país”. Según dijo, generará hasta 40.000 puestos de trabajo y exportaciones por hasta US$10.000 millones anuales.

Sumó el acuerdo con Estados Unidos por US$7000 millones para infraestructura crítica y deslizó: “No descarten que pueda aumentar el número”. Destacó el rol del capital privado: “Cuando el que pone la plata es el mismo que asume el riesgo, las obras se terminan”. Y cerró: “Esto recién empieza, porque lo que viene es todavía más grande”.

Tettamanti: “Si seguimos con las políticas adecuadas, el potencial de crecimiento es enorme”

La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, destacó el crecimiento de la producción de hidrocarburos, las inversiones en infraestructura y el avance de la desregulación energética. También remarcó el potencial de Vaca Muerta para transformar la matriz exportadora argentina.

Durante el Energy Summit de Ámbito Financiero, realizado en Lex Tower, Tettamanti repasó la actualidad del sector y la visión del gobierno de Javier Milei. La funcionaria puso el foco en la reciente Argentina Week en París, donde el Gobierno buscó mostrar los cambios económicos y regulatorios del país.

“Fue muy importante porque Argentina necesita mostrarle al mundo que cambió y mostrar todo el proceso de transformación que está haciendo el sector energético y el país en general”, resaltó.

La secretaria explicó que parte de la estrategia consistió en mostrar “cómo cambiaron las políticas macroeconómicas y la visión del gobierno sobre la importancia del respeto a los contratos, la estabilidad macroeconómica y la desregulación de los sectores”.

También destacó el acompañamiento de 14 gobernadores a la comitiva encabezada por el presidente Javier Milei. “Ese acompañamiento de gobernadores que no son del mismo partido político muestra que hay una coincidencia general del rumbo y un convencimiento de que no nos tenemos que apartar de ese rumbo”, expresó.

Inversiones y señales para el sector

Tettamanti consideró que las inversiones privadas representan una señal más contundente que los anuncios oficiales. “No hay muestra más contundente de que las políticas son acertadas que un empresario que decide invertir”, afirmó.

En ese sentido, valoró los anuncios de Glencore en Catamarca y TotalEnergies, que comprometió una inversión de u$s 10.000 millones en el offshore y desembolsos adicionales en Neuquén.

“Están hace años en el país, pero invierten más o menos en función de las señales que da el gobierno. Y que apueste fuerte por Argentina y anuncie que va a seguir desarrollando el gas del offshore es una señal muy importante”, señaló.

Sobre el mercado eléctrico, la funcionaria defendió los cambios regulatorios impulsados por el Gobierno. Explicó que el decreto 450 otorgó 24 meses para avanzar hacia los principios de la Ley 24.065, basada en la libertad de mercados.

“Le dio a la Secretaría 24 meses para dictar las normas que lleven a cumplir en su totalidad los principios de la ley 24.065, que se basa en la libertad de mercados. Y a eso estamos yendo gradualmente”, explicó.

También destacó la resolución 400, que estableció un período de transición. “Allí marcamos un camino de transición que además vamos perfeccionando a medida que vemos por solicitud de privados o vemos cosas que corregir”.

Según Tettamanti, el objetivo final es que los privados definan sus contratos y que el Estado reduzca su intervención. “Lo importante es que siempre va en la dirección de llegar al final del camino a la vigencia plena de los mercados, con los privados haciendo contrato y el Estado fuera de los mercados y regulando lo mínimo posible”.

Más generación y transmisión

En materia de infraestructura eléctrica, Tettamanti destacó los proyectos Alma SADI y Alma GBA como una vía rápida para incorporar potencia al Sistema Argentino de Interconexión.

“A lo largo de todo este verano, se van a incorporar 500 MW de los 700 de Alma GBA y otros 200 que se van a incorporar en mayo de 2027, junto con los otros 700 MW de Alma SADI”, precisó.

La funcionaria explicó que las baterías permitirán almacenar energía en momentos de baja demanda y utilizarla cuando sea necesaria. “Teniendo las baterías, la podés almacenar en horas de bajo consumo y ponerla a disposición de la demanda cuando lo requiera”.

De cara al verano, planteó que la estrategia estará centrada en la gestión de la demanda. Esto implica “invertir en infraestructura y asegurarte de que sea óptima y al menos costo posible”, mediante un consumo eficiente.

Sobre las obras de transporte, destacó que la ampliación de las redes no solo permitirá llevar más energía. También facilitará la incorporación de generación renovable y reducirá el costo promedio del sistema. “El beneficio es para todo el país, no solo para Buenos Aires”, remarcó.

Gas, GNL y el impacto del conflicto externo

En el mercado del gas, Tettamanti señaló que la desregulación avanza de manera gradual debido a la vigencia del Plan Gas hasta fines de 2028. También destacó la readecuación del sistema de transporte y la ampliación en construcción de TGS.

En paralelo, resaltó el cambio en el esquema de importación y comercialización de GNL. “Dijimos por primera vez que la demanda se tiene que pagar. El que lo usa, paga el costo y el Estado no subsidia más”, afirmó.

El conflicto en Medio Oriente, sin embargo, elevó el costo internacional del GNL. “Cuando empezamos a trabajar, calculamos costos de GNL en alrededor de 13/14 dólares el millón de BTU y terminó en 19”.

“Eso impacta claramente, pero lo importante es que, a pesar de ese shock externo tan fuerte, lo hicimos igual y funcionó”, sostuvo.

En ese contexto, aseguró que el Gobierno busca generar previsibilidad para los inversores. “Queremos que los precios y tarifas reflejen los costos, sin distorsionar. Se están dando las señales económicas para que puedan tomar las decisiones correctas”, apuntó. Y agregó: “Hoy vamos a respetar los contratos. No vamos a repetir los errores del pasado”.

Menos subsidios y una nueva estructura tarifaria

Respecto del Presupuesto 2027, Tettamanti anticipó una reducción de los subsidios energéticos. “En materia de subsidios, estamos pensando en reducir a 0,38% del PBI, cuando este año estamos llegando en 0,56% aproximadamente”.

La funcionaria vinculó el objetivo con la nueva Ley de Zona Fría y una menor necesidad de importar GNL. Además, explicó el cambio previsto para los subsidios en zonas cálidas.

“No es que creamos un nuevo régimen tarifario para zonas. Había un decreto de subsidio focalizado con un bloque uniforme a lo largo de todo el país. Y no es lógico, porque la necesidad de consumo en zonas más cálidas, frías o que no tienen gas natural, no tienen que ser iguales”, sostuvo.

“El potencial de crecimiento es enorme”

Al cerrar su exposición, Tettamanti proyectó una expansión de la economía vinculada con la energía, la minería y los nuevos centros de demanda. “Si seguimos con las políticas adecuadas, el potencial de crecimiento es enorme. A partir del sector de energía pueden venir otros y ya vemos el interés de los data center y la minería”, afirmó.

La funcionaria planteó que Vaca Muerta y los recursos energéticos pueden impulsar una nueva etapa de industrialización. “No queremos exportar materias primas, queremos darle valor agregado”, aseguró.

Para lograrlo, consideró necesario reducir el costo de financiamiento y el riesgo país. “Si no generás confianza, la planta nunca va a venir. El camino es bajar el costo de financiación, el riesgo país y dar certidumbre”.

Vaca Muerta: el problema del gas asociado que anticipa el caso Waha

El boom del shale oil en Vaca Muerta tiene una contracara que en el sector se discute cada vez más en voz alta: con cada barril aparece más gas asociado. Así lo planteó Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, en un posteo en LinkedIn donde puso sobre la mesa el caso Waha.

“A medida que sube el precio del petróleo, la producción de gas se vuelve menos sensible al precio del propio gas”, subrayó apoyándose en un reciente informe que realizó la consultora sobre Permian.

“Cuando la economía del pozo está dominada por el crudo, el operador sigue perforando y el gas aparece como coproducto. Esto es especialmente relevante para el Hub Norte de Vaca Muerta“, ponderó el ejecutivo.

El Hub Norte, bajo la lupa

Los números del Hub Norte ayudan a dimensionar la advertencia. Pluspetrol proyecta en Bajo del Choique–La Invernada hasta 100.000 barriles diarios de petróleo y 12 MMm3/d de gas. En tanto, Tecpetrol apunta a 70.000 barriles diarios en Los Toldos II Este hacia 2027.

A eso se suman las áreas que recibieron ofertas en la Ronda 1/2026 de GyP. “La pregunta no es solo cuánto petróleo puede producir el Hub Norte, sino qué vamos a hacer con todo el gas y los líquidos que vendrán con él”, aseguró el especialista.

Waha es el hub de referencia del gas en el oeste de Texas y en los últimos años sus precios quedaron en terreno negativo en más de una ocasión. Había tanto gas y tan pocos caños para sacarlo que los productores terminaban pagando para que alguien se lo llevara.

Los Toldos II Este entró al RIGI: la apuesta de Tecpetrol por el shale neuquino

 

Las obras que ya arrancaron

En la Argentina, algunas piezas del midstream ya se mueven. “TGS proyecta procesar 43 MMm3/d en Tratayén y transportar los líquidos hasta Bahía Blanca para su fraccionamiento y exportación”, detalló Díaz sobre el plan de la transportadora, que busca ampliar su capacidad de procesamiento de gas.

MEGA también juega. La compañía obtuvo la aprobación del RIGI para una expansión de 365 millones de dólares que sumará 1.500 toneladas diarias de capacidad de producción de LGN. El plan incluye inversiones en Loma La Lata, en el poliducto que llega a Bahía Blanca y en su planta de fraccionamiento.

“Esto es clave: el desafío no es solamente agregar gasoductos. Es desarrollar toda una cadena integrada de gathering, acondicionamiento, procesamiento, recuperación de líquidos, transporte y mercados finales”, planteó el vicepresidente de Rystad Energy.

Mercados abiertos y la lección del Permian

Del lado de la demanda, el abanico se abrió. Díaz enumeró el mercado local, las exportaciones de gas a Chile, Bolivia y Brasil, el GNL como puerta al mercado global y la venta externa de líquidos (NGLs). Para el crudo, la nueva capacidad de evacuación también estira el horizonte de crecimiento.

Pero Permian muestra que ni siquiera eso alcanza. Allí se prevén unos 425 MMm3/d de nueva capacidad de transporte hacia fin de la década y, aun así, los escenarios de mayor crecimiento vuelven a tensionar el sistema. “La lección de Waha es que la infraestructura debe llegar antes que el cuello de botella”, resumió.

“Vaca Muerta todavía está a tiempo de anticiparse. El próximo desafío del Hub Norte quizás no sea encontrar más petróleo. Puede ser evacuar y monetizar eficientemente todo lo que venga con él”, consideró el especialista.