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Nación analizará incluir las inversiones para el upstream de Vaca Muerta en el RIGI

La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El principal objetivo es impulsar el desarrollo de Vaca Muerta.

Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.

El mandatario también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).

“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.

 

Vaca Muerta como punta de lanza

Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.

Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.

Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.

“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.

El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.

“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.

 

El futuro

Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.

“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.

Los detalles del acuerdo entre Southern Energy y SEFE

Southern Energy firmó un mega acuerdo con la compañía estatal alemana SEFE (Securing Energy for Europe) para exportar GNL (gas natural licuado) por 8 años. El convenio ratifica el rol que tendrá el shale gas en el futuro y Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas y Energía de Pan American Energy (PAE), detalló los fundamentos técnicos, comerciales y estratégicos que permitieron cerrar el primer contrato de venta de GNL a largo plazo.

El acuerdo forma parte del proyecto que permitirá exportar gas de Vaca Muerta desde Río Negro, con un desarrollo que incluye dos barcos, nuevas conexiones gasíferas y un gasoducto dedicado de casi 500 kilómetros.

En el marco del Energy Day, organizado por EconoJournal, el también Chairman de Southern Energy, sostuvo que el entendimiento alcanzado con la alemana fue posible por el potencial argentino y por la credibilidad operativa que encontró el comprador. “¿Cómo convencimos a SEFE de firmar esto? Primero con mucho trabajo, pero quizás me parece que lo importante acá es cómo se posiciona Argentina como nuevo proveedor de GNL en el mundo”, afirmó.

Europa fue determinante en este proceso. Tras la crisis derivada de la dependencia del gas ruso, los países del bloque aceleraron la diversificación de proveedores. Para el directivo, ese nuevo mapa energético abrió una oportunidad para un país que nunca había exportado GNL desde su propio sistema. “Argentina es un nuevo punto al mundo de ofrecer LNG. No existía”, remarcó.

El MKII de Southern Energy producirá 3,5 millones de toneladas de GNL al año y consolidará al Golfo San Matías como hub exportador.

Europa y la confianza en el proyecto argentino

Freire explicó que SEFE no es un comprador casual y que la relación previa con el barco licuefactor fue un punto decisivo. “Hoy ellos son los actuales off-takers, o sea, son los compradores del gas del Hilli, del primer barco, en Camerún. Lo conocen al barco, están confiados con la operación”, dijo.

Esa familiaridad con la tecnología fue clave. SEFE opera el Hilli Episeyo desde hace casi ocho años, lo que reduce la incertidumbre técnica para el futuro proyecto argentino. A eso se sumó el interés europeo por contar con nuevas fuentes de abastecimiento sin los riesgos geopolíticos presentes en otras regiones productoras.

Freyre destacó que Argentina ofrece un entorno estable para un proyecto de largo plazo. “Ayudó también a Argentina como punto nuevo de acceso al mercado de GNL, una zona que no tiene los riesgos que por ahí tienen geopolíticos que pueden tener otras zonas”, señaló.

A pesar de la complejidad de este tipo de acuerdos, la negociación avanzó con mayor velocidad de lo habitual. Según el ejecutivo, “cada acuerdo de estos lleva muchísimo tiempo, son acuerdos complejos, de mucha plata y muchos riesgos”, pero aún así lograron completarlo en poco más de un año desde el inicio de las conversaciones.

La rapidez general del proyecto también sorprendió a la compañía. “Empezamos en octubre del 2023 con un primer Teams con la gente de Golar, hicimos toda la permisología, obtuvimos el segundo RIGI, el permiso ambiental para los dos barcos y el permiso de exportación de GNL por 30 años”, repasó.

SESA recibió el visto bueno para exportar GNL desde Vaca Muerta.

Southern Energy y una inversión de más de U$S 1.000 millones

La iniciativa fue originalmente concebida como un proyecto estacional, apoyado en una conexión al Gasoducto San Martín y en una derivación offshore de cinco kilómetros. Los caños para ese primer tramo llegaron recientemente al puerto de San Antonio Este y comenzarán a instalarse en los próximos meses.

El Hilli Episeyo, entrará en operación a mediados de 2027, con una capacidad de procesamiento cercana a los 11 millones de metros cúbicos por día. Para el MKII, segundo barco que está previsto para 2028, la disponibilidad de gas por red no será suficiente. Por eso la alianza avanza con infraestructura adicional.

“Requiere un gasoducto dedicado. Estamos en el proceso de licitación de un gasoducto desde Tratayén hacia San Antonio Este, son más o menos 480 kilómetros, más de mil millones de dólares de inversión”, confirmó el Chairman de Southern Energy, . Ese nuevo ducto será el corazón del sistema de abastecimiento que permitirá sostener el proyecto durante décadas.

Según el directivo, esta infraestructura será determinante para convertir la exportación de GNL en un negocio continuo y no estacional. Al mismo tiempo, forma parte de un diseño de largo plazo que busca reforzar la seguridad energética nacional mientras habilita un nuevo flujo de divisas.

Southern Energy venderá gas durante ocho años a Alemania.

GNL argentino como la clave del futuro

El entendimiento con SEFE no solo garantiza volumen para el primer barco, sino que también fortalece la estructura financiera del proyecto. “Tener un contrato, si bien es un tercio de la capacidad, ya empezar a mostrarle a los bancos que vos tenés un off-taker y un off-taker de calidad es importante para la financiación”, afirmó.

Freyre explicó que Southern Energy encaró este desarrollo de manera inversa a lo habitual. “Partimos este proyecto al revés de lo que se hace un proyecto tradicional. Acá hicimos toda la vuelta inversa, y lo que nos faltaba era tener algún contrato de ventas de GNL”, dijo. El acuerdo con la alemana funciona como un catalizador del cierre financiero.

El ejecutivo adelantó que aún queda por comercializar un volumen significativo: tres millones de toneladas para el segundo barco. Esa búsqueda se iniciará, según anticipó, durante el primer semestre del próximo año. También mantendrán un porcentaje spot para capturar oportunidades de corto plazo.

Freyre confesó que esperaba otro perfil de comprador para el primer contrato. “Mi apuesta hubiese sido que el primer cliente iba a ser asiático, pero me equivoqué. Terminó siendo el europeo”, reconoció. Sin embargo, aclaró que el interés de Asia sigue vigente y será central en la siguiente etapa comercial.

Menos subsidios, más inversión: las claves del plan energético

En el Energy Day organizado por EconoJournal, Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, trazó un balance del año y delineó las claves de política energética para 2026. Según el funcionario, el Gobierno avanzó “de manera decisiva en la normalización del sistema energético argentino”, un proceso que combina reducción de los subsidios, desregulación y mayor participación privada.

Recordó que, al asumir, los subsidios energéticos representaban el 1,5% del PBI. “Con el esquema actual y las proyecciones del Presupuesto 2026 los reducimos a 0,5%”, indicó, para luego remarcar que el recorte “no es solo un ajuste fiscal”, sino parte de un proceso más amplio destinado a “ordenar el sector, bajar costos sistémicos e incentivar la inversión privada”.

González sostuvo que la reinstalación de la ecuación económica del sector fue determinante. “Revisamos tarifas que brindan previsibilidad y capacidad de financiamiento. Desregulamos progresivamente el mercado y habilitamos a los generadores a adquirir libremente su propio combustible”, explicó. Según dijo, todas estas señales ya se reflejan en el interés privado a través de “licitaciones hidroeléctricas, proyectos de almacenamiento en AMBA e iniciativas como la de TGS”.

De cara a lo que viene, anticipó un escenario favorable. “Para 2026 espero un año de consolidación: más inversión, más previsibilidad y un sector privado respondiendo a señales claras y estables”, afirmó.

YPF acelera en Vaca Muerta.

“Vaca Muerta recién empieza”: productividad y señales de mercado

Al abordar la agenda de hidrocarburos, González defendió la continuidad de los incentivos para la producción y la reducción de cargas impositivas. “El objetivo es seguir reduciendo impuestos distorsivos sin comprometer la disciplina fiscal”, señaló. En ese marco, recordó la eliminación de retenciones al crudo convencional y reconoció que, aunque “el impuesto sobre el no convencional es malo”, el contexto fiscal actual impide su eliminación.

Asimismo, advirtió que la caída del precio internacional del petróleo puede moderar el ritmo de actividad, aunque no provocar un freno abrupto. “Vaca Muerta tiene un diferencial clave: la productividad de nuestros pozos es dos o tres veces superior a la del Permian, aun con costos e impuestos mayores”, sostuvo.

El cambio estructural, según González, está en el nuevo régimen de precios. “Hoy los precios en Argentina son libres: se vende por paridad de exportación, sin precios artificiales como el ‘barril criollo’. Esta es una señal estructural que mejora la competitividad y la planificación de largo plazo”, remarcó.

El ingreso de Continental Resources a la formación neuquina fue para el funcionario una señal contundente. “Es una de las compañías independientes más relevantes de Estados Unidos. Su ingreso demuestra confianza en la competitividad estructural de la roca”, dijo. Y concluyó: “Vaca Muerta recién empieza: solo el 5% está desarrollado y la oportunidad a futuro es inmensa”.

Transición en el mercado de gas y compras de GNL

González insistió en que el Gobierno mantiene un proceso de salida progresiva del Estado de los mercados energéticos. “Estamos avanzando en retirar gradualmente a ENARSA del centro del mercado de gas, del mismo modo que estamos haciendo con CAMMESA en electricidad”, explicó.

Recordó que ENARSA se encuentra en un proceso de privatización y que su rol activo “ya no es necesario en un mercado que recuperó solvencia y capacidad de contratación”. Sobre el Plan Gas, afirmó que cumplió una función importante, pero que es tiempo de pasar a un nuevo esquema. “Hoy necesitamos que los productores contraten directamente con privados. Por eso estamos promoviendo esquemas voluntarios para que ese cambio ocurra de forma ordenada”, dijo.

Respecto al abastecimiento de GNL para el invierno, precisó que la prioridad es minimizar la carga fiscal. “Si logramos completar la transición antes del invierno, las compras estarán a cargo de comercializadores privados; si no, ENARSA se hará cargo una vez más”, adelantó. De todos modos, confió en que la competencia será determinante para mejorar precios: “Estoy convencido de que la competencia y la desregulación permitirán obtener precios más bajos”.

“Lo que estamos haciendo es transparentar el costo del sistema”, enfatizó.

Obras eléctricas y el salto del RIGI

González también detalló el avance en infraestructura eléctrica. Explicó que el Gobierno está terminando el diseño de la licitación para la expansión del sistema de transmisión AMBA I, que será ejecutada por el sector privado por primera vez en la historia. “Queremos garantizar un modelo robusto, atractivo y sin margen de error, porque al adjudicar la primera obra debemos lanzar inmediatamente las siguientes”, afirmó. Aunque esperaba publicarla antes de fin de año, dijo que se priorizó “que el diseño sea impecable”.

En cuanto al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), sostuvo que el programa atraviesa un momento de fuerte dinamismo. “El RIGI está siendo extraordinariamente exitoso. Hoy contamos con más de 27 proyectos presentados, mitad de energía y mitad de minería, y varios más en carpeta”, detalló.

Si bien todavía no se evaluó formalmente su extensión, González señaló que la decisión debería tomarse este verano. Su postura es clara: “Mi recomendación personal será prolongarlo, porque refleja el modelo económico al que aspiramos: sin retenciones, con impuestos más bajos y procedimientos ágiles”.

Camuzzi lanza “LNG del Plata”: inversión de U$S 3.900 millones para exportar gas de Vaca Muerta

Camuzzi Gas Inversora S.A., la compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció hoy la creación de “LNG del Plata”, el nuevo desarrollo energético de destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.

Con una inversión que alcanzará los U$S 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.

“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de U$S 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, acompañando de esta forma el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”, destacó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.

Cómo será el proyecto de Camuzzi

La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires; la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. En ese marco, la compañía se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones.

Las obras iniciarán en 2026, y se prevé el inicio de operaciones formales para 2028. Entre los meses de septiembre y mayo, LNG del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa. Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.

En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.

Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL.

Southern Energy aseguró ventas de GNL por U$S 7.000 millones a Alemania

Southern Energy avanzó en la internacionalización del gas argentino tras alcanzar un acuerdo histórico con la estatal alemana SEFE para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). El consorcio SESA integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG selló un compromiso comercial de largo plazo que marca un punto de inflexión en la estrategia exportadora de Vaca Muerta.

La operación implica la venta de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años. Los envíos comenzarán a fines de 2027, cuando el primer buque de licuefacción esté operativo en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro. Se trata del mayor contrato de exportación de GNL firmado por Argentina tanto en volumen como en duración, y coloca al país en una posición más relevante dentro del abastecimiento energético europeo.

Según estimaciones del consorcio, el valor total del acuerdo podría superar los USD 7.000 millones, sujeto a la evolución de los precios internacionales. Además de aportar divisas en un período prolongado, el compromiso garantiza demanda sostenida para el gas producido en Vaca Muerta y consolida su rol como plataforma para el desarrollo exportador.

Un contrato que marca un antes y un después

El acuerdo, enmarcado en un “Heads of Agreement”, representa un paso clave para la estrategia global de SESA. El consorcio prevé que las exportaciones desde Río Negro sean el puntal para consolidar a Argentina como proveedor confiable en un mercado que busca diversificar sus fuentes de abastecimiento tras la crisis energética en Europa.

El buque “Hilli Episeyo”, pieza central del proyecto, será el primero de los dos barcos de licuefacción que Southern Energy instalará en la zona. La venta comprometida con SEFE representa más del 80% de su capacidad anual, estimada en 2,45 millones de toneladas. Con la llegada del segundo buque, la capacidad total del proyecto alcanzará las 6 millones de toneladas anuales.

Durante la firma participaron ejecutivos de todas las compañías que integran el consorcio. Entre ellos estuvieron Marcos Bulgheroni, CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martín Rueda, managing director de Harbour Energy Argentina; y Federico Petersen, chief commercial officer de Golar LNG.

Rodolfo Freyre, chairman de Southern Energy, destacó la trascendencia del acuerdo al afirmar que permitirá concretar la primera exportación a gran escala de GNL desde Argentina, un paso decisivo para expandir el desarrollo de las reservas gasíferas nacionales. Desde SEFE, Frédéric Barnaud remarcó que este es el primer contrato de GNL de la compañía con un proveedor sudamericano, lo que refuerza su estrategia de diversificación geográfica y la seguridad energética del continente.

Un proyecto estratégico para Río Negro y para Argentina

Southern Energy confirmó que la inversión total estimada del proyecto supera los USD 15.000 millones. El objetivo es operar durante al menos veinte años desde la costa rionegrina, en un esquema que combina infraestructura flotante, logística marítima y contratos de mediano y largo plazo.

Entre 2027 y 2035, el consorcio proyecta exportaciones superiores a los USD 20.000 millones. La ejecución del proyecto también generará alrededor de 1.900 empleos directos e indirectos en la etapa de construcción, con un fuerte enfoque en proveedores locales y mano de obra de Río Negro.

GNL: llegaron 10.000 toneladas de caños al puerto de San Antonio Este

El buque Billion Star (ex Timaru Star) llegó al puerto de San Antonio Este (SAE) con un cargamento de 10.000 toneladas de caños de acero, equivalentes a más de 2.200 unidades. El material está destinado a la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FLNG, impulsado por el consorcio Southern Energy, encabezado por Pan American Energy (PAE) junto a YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

Según se informó, se trata del primer embarque crítico de tuberías para esta obra de infraestructura estratégica, que permitirá abastecer a las plantas flotantes de licuefacción frente a la costa rionegrina y consolidará a la provincia como eje logístico del GNL argentino.

Material clave para el GNL argentino

Los caños serán utilizados en los tramos terrestres y submarinos del gasoducto que conectará la red troncal de gas con el sistema marítimo a la altura de Fuerte Argentino, donde se proyecta el montaje de las unidades flotantes de licuefacción.

Este gasoducto forma parte de la infraestructura necesaria para que Río Negro se inserte en el mercado global de exportación de Gas Natural Licuado, aprovechando el potencial de producción de Vaca Muerta y generando nuevas cadenas de valor en la provincia.

De acuerdo al cronograma operativo, la descarga de las 10.000 toneladas de caños comenzará el miércoles 26, bajo un plan especial de descarga, acopio y transporte terrestre hacia los futuros frentes de obra del gasoducto.

El operativo involucrará al personal portuario de San Antonio Este, empresas de logística, transporte y servicios vinculados, generando más trabajo portuario y movimiento económico en la región, y reforzando el rol del puerto como nodo estratégico para los grandes proyectos energéticos del país.

YPF alcanzó los 200.000 barriles diarios de shale oil

YPF alcanzó un nuevo récord de producción de shale oil al superar los 200.000 barriles diarios, un volumen que marca un crecimiento del 82% en menos de dos años. Cuando Horacio Marín asumió la conducción de la compañía en diciembre de 2023, la producción propia de no convencionales rondaba los 110.000 barriles diarios. Ese número fue escalando de manera sostenida hasta posicionar a la empresa como el actor central del desarrollo de Vaca Muerta.

Marín destacó el avance como un logro colectivo y estratégico. Según el presidente y CEO, el resultado proviene de un cambio profundo en la forma de operar, basado en innovación, eficiencia y transformación cultural. La incorporación de tecnologías como RTIC, inteligencia artificial y herramientas de análisis predictivo permitió optimizar recursos, mejorar la productividad y acelerar el ritmo de crecimiento en los principales bloques no convencionales.

La compañía también aplicó el modelo Toyota Well, inspirado en la metodología TPS de mejora continua. Esta práctica impulsó una reducción sostenida de costos mientras se incrementaba la performance en perforación y fractura. El enfoque fue adoptado por toda el área de Upstream, que reforzó su orientación a resultados y sus estándares de excelencia operativa.

YPF pone el foco en eficiencia

El incremento productivo se vio acompañado por mejoras concretas en los costos. En su presentación del tercer trimestre, YPF informó que el costo de extracción cayó a US$8,8 por barril equivalente, lo que representó una mejora del 45% interanual. El indicador refleja el impacto de la mayor participación del shale en la matriz, así como la reducción progresiva del aporte de campos convencionales maduros.

La producción de crudo shale creció un 35% en el último año y alcanzó los 170.000 barriles diarios. Este salto permitió compensar la caída natural de las áreas tradicionales, de modo que el 71% del crudo de YPF ya proviene de desarrollos no convencionales. También en gas se sostuvo la predominancia del shale, especialmente en bloques de gas húmedo como La Calera y Aguada de la Arena, lo que sostuvo volúmenes totales estables pese al declino de los activos históricos.

En paralelo, la compañía profundizó cambios estructurales en su estrategia de contratación para capturar beneficios de escala. Durante el Energy Summit de Forbes, Marín explicó que se abandonó el esquema fragmentado que dificultaba aprovechar la dimensión operativa de YPF. El nuevo modelo avanza hacia prestadores integrales o esquemas reducidos a dos proveedores, lo que permite bajar costos y mejorar la eficiencia general.

El CEO anticipó que la empresa proyecta incrementar un 50% su ritmo de perforación hacia 2026. Para ello será necesario reforzar la coordinación operativa y logística en toda la cadena de suministro, con especial foco en servicios críticos. Marín también mencionó la necesidad de reducir el “costo argentino”, asociado a impuestos y tasas que encarecen la actividad, especialmente en proyectos vinculados al GNL. Consideró que las reformas económicas en marcha ayudarán a mejorar la competitividad, aunque reconoció que no serán suficientes por sí solas para cerrar las brechas existentes con otros países productores.

Adónde irá el gas de YPF: Marín reveló los planes de exportación del GNL

El proyecto de gas natural licuado (GNL) en Río Negro ya es una realidad. Así lo informó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, al hacer un balance del acuerdo firmado con ADNOC y ENI prevé una producción inicial de doce millones de toneladas anuales de LNG.

En diálogo con Radio Mitre, el pope de la empresa de mayoría estatal explicó que esto significa cerca de 50 millones de metros cúbicos por día de gas que se destinarán a exportación. De acuerdo con el ejecutivo, ese volumen generará “200 mil millones de dólares en veinte años, o sea, 10 mil millones de dólares por año” en divisas para el país.

Marín valoró especialmente la decisión de los socios internacionales y recordó que, tras la firma del entendimiento, “el sultán (de ADNOC) dijo que para él esta firma es binding y esto tiene que ejercerse”. Asimismo, el presidente de YPF sostuvo que ese respaldo refuerza la certeza de que el desarrollo se concretará en Argentina.

Ofertas, destino del LNG y obras necesarias

Consultado sobre hacia dónde irá el gas licuado, Marín señaló que tanto ENI como ADNOC serán offtakers del proyecto y explicó que “dos tercios del gas ellos lo van a llevar” como parte de su participación en el desarrollo.

En cuanto a los destinos concretos, el ejecutivo explicó: “Supongo que ENI lo va a llevar para Italia. ADNOC no lo sé, pero puede ser que se lo lleve para Emiratos y ese gas se use para desalinar el agua, pero la verdad no sé qué van a hacer ellos”. La porción restante será comercializada por YPF.

El CEO afirmó que el respaldo financiero no será un obstáculo. “El project finance, que es lo que faltaría después, no pienso yo que va a ser complicado de lograrlo, además con el cambio que hay en Argentina”, dijo.

Además, Marín subrayó que la confianza de los socios internacionales se vincula también con la transformación de la compañía y la performance de Vaca Muerta.

Horacio Marín sostuvo que el barril a 60 dólares no afecta a Vaca Muerta.

La magnitud del proyecto requerirá nuevas infraestructuras. “Tenemos que hacer el gasoducto más grande que se va a hacer en Argentina, tenemos que hacer oleoducto, poliducto, plantas de separación de líquidos, hacer el puerto, va a haber muchísimo trabajo”, anticipó.

También remarcó el impacto de la inversión externa: “Si hacemos doce millones de toneladas, estamos hablando de treinta y cinco mil millones de dólares en cuatro años. Debe ser la inversión extranjera de las más grandes que haya habido”, aseveró.

Marín dijo que el objetivo es iniciar la construcción en 2027 y que incluso se trabaja en ampliar la capacidad a 18 millones de toneladas anuales.

YPF: producción récord, eficiencia y mayor rentabilidad

Además, Marín destacó que el contexto operativo de YPF contribuye al avance del GNL y recordó que la compañía cerró el tercer trimestre con récord de producción y “más de mil trescientos millones de dólares de ganancias”.

El ejecutivo explicó que YPF logró sostener resultados aun con menor precio internacional. “Tenemos 8,2 dólares menos de precio. Eso es alrededor de seiscientos cincuenta millones de dólares menos de facturación que le impacta a YPF, y tuvimos el mismo resultado”, afirmó.

Esto se debe, según dijo, a la estrategia de enfocarse en Vaca Muerta y salir de campos maduros sin rentabilidad. Ese cambio, aseguró, “este año genera mil trescientos millones de dólares de ganancia adicional, además de todas las eficiencias que estamos haciendo”.

También mencionó mejoras en refinación: “La refinería de La Plata, en 2023, estaba entre el cuartil de menos rentabilidad, y ahora fue elegida como la mejor refinería de Latinoamérica”. Sobre producción, remarcó: “Hemos aumentado los veintitrés, estaban en noventa, cien mil barriles, y estamos en doscientos mil”.

Marín vinculó este desempeño con la cultura de gestión y transparencia: “Eficiencia y transparencia es la clave para la administración de una empresa pública”.

El 18 llega al puerto de SAE el barco con caños para el gasoducto del GNL

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, anunció que el 18 de noviembre llegará al puerto de San Antonio Este el barco con materiales destinados al proyecto que permitirá la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) desde las costas rionegrinas. El nuevo embarque generará más trabajo portuario y marca otro paso histórico en el desarrollo energético de Río Negro.

El anuncio se realizó tras una reunión que el mandatario mantuvo con representantes del Sindicato de Obreros Portuarios de San Antonio Oeste (SOPSAO), con quienes analizó los avances del proyecto y coordinó la próxima operación de descarga.

Se trata del buque CS Fortune, que transporta 10.000 toneladas de caños de acero (2.209 unidades en total) cargados en Shanghái, China. El material será utilizado para el desarrollo de la primera parte del proyecto Argentina FLNG, impulsado por el consorcio Southern Energy, integrado por Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar, que prevé el montaje de un barco factoría frente a la costa rionegrina.

“Con los compañeros del SOPSAO estuvimos hablando de lo que se hizo y con la esperanza fuerte de lo que vamos a hacer. El 18 llega el barco destinado a seguir las obras de petróleo y gas en nuestro puerto, así que estamos analizando cómo los trabajadores del puerto van a llevar adelante su operación”, señaló Weretilneck.

En este marco, el secretario general del SOPSAO, Osvaldo Mendoza, explicó que “este barco traerá los caños para el proyecto de GNL, en una operación que se realizará en el puerto de San Antonio Este, con participación directa de los trabajadores portuarios”.

Weretilneck destacó que “es una gran noticia para San Antonio Este y para los trabajadores del puerto, porque cada embarque significa más empleo local y más movimiento para toda la región. Nuestro puerto es clave en el desarrollo energético del país y en el crecimiento de Río Negro”.

Con este nuevo arribo, Río Negro afianza su protagonismo en la logística y construcción de los grandes proyectos energéticos del país. El primero de los tres desarrollos en marcha es el de Southern Energy, que sumará dos barcos factoría (el Hilli Episeyo en 2027 y el MK2 en 2028), capaces de procesar en conjunto 6 millones de toneladas métricas de GNL por año.

En paralelo, avanzan las etapas 2 (YPF y Shell) y 3 (YPF y ENI) del plan Argentina LNG, ampliando considerablemente la capacidad de producción y exportación. Estos desarrollos consolidan a Río Negro como eje estratégico de la nueva matriz energética nacional y punto clave en la salida del gas argentino al mundo.

YPF y ENI firman un Framework Agreement con XRG

YPF y ENI anunciaron la firma del “Framework Agreement”, un acuerdo preliminar con la empresa XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC (Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi), para avanzar en la negociación de los términos definitivos para su incorporación al proyecto de LNG, que posicionará a la Argentina como un actor relevante en el mercado global de gas natural licuado.

En ese contexto, Horacio Marin, presidente y CEO de YPF señaló “la incorporación de XRG al proyecto Argentina LNG, fortalece una iniciativa clave para el futuro energético del país. Esta alianza estratégica nos permite avanzar en el desarrollo de una plataforma de exportación de GNL de clase mundial con un impacto transformador en términos de empleo, inversión y posicionamiento internacional”.

El acuerdo, firmado en el marco de ADIPEC 2025 en Abu Dhabi, representa un nuevo avance en el desarrollo del proyecto Argentina LNG que se enmarca en el Plan 4X4 que busca transformar a YPF en una compañía “shale de clase mundial” y en una gran exportadora de hidrocarburos para el año 2031.

El proyecto Argentina LNG contempla una solución integrada que combina la producción de gas en Vaca Muerta con la licuefacción mediante tecnología de unidades flotantes (FLNG). La primera fase prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos buques FLNG de 6 MTPA cada uno, expandible a 18 MTPA.

Esta alianza representa un hito para YPF, al sumar a un actor de los más relevantes del sector energético global. XRG, lleva adelante inversiones en África, Asia y América del Norte. La colaboración con estos socios refuerza el posicionamiento internacional de YPF y acelera el camino hacia una plataforma exportadora de GNL más competitiva.

El proyecto Argentina LNG contempla una solución integrada que combina la producción de gas no convencional en Vaca Muerta con la licuefacción mediante tecnología de unidades flotantes (FLNG). En su primera fase, se proyecta una capacidad de 12 MTPA de GNL —a través de dos buques FLNG de 6 MTPA cada uno—, con posibilidad de expansión a 18 MTPA hacia 2030.

La iniciativa forma parte del Plan 4×4 de YPF, orientado a convertir a la compañía en una empresa “shale de clase mundial” y en una gran exportadora de hidrocarburos para 2031.