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.

Shell avanza con la exploración offshore.

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.

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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.

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.

Vaca Muerta consolidó su rol como motor de las exportaciones y llevó al país a un superávit comercial histórico

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.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

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.

GNL: Neuquén promulgó la ley que garantiza estabilidad fiscal por 30 años

La provincia de Neuquén dio un nuevo paso para avanzar con el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) al promulgar la Ley 3566, que ratifica el acuerdo firmado entre el gobierno provincial e YPF. La norma establece el marco jurídico que acompañará el proyecto exportador, garantiza estabilidad fiscal por hasta 30 años y busca generar condiciones para atraer inversiones vinculadas al RIGI.

Con la promulgación de la ley, el gobernador Rolando Figueroa oficializó el Acta Acuerdo suscripta el 4 de junio con la petrolera de mayoría estatal. La iniciativa apunta a brindar previsibilidad a uno de los proyectos energéticos más ambiciosos del país, destinado a transformar el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación con acceso a mercados internacionales.

Estabilidad fiscal para impulsar el proyecto de GNL

La Ley 3566 ratifica un régimen especial de incentivos para el desarrollo del proyecto de GNL, asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta que adhieran al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Entre ellas se encuentran Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.

La vigencia de esos beneficios estará condicionada al cumplimiento del RIGI, mientras que la Provincia otorgará estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores al inicio de cada etapa del proyecto. El objetivo es ofrecer previsibilidad a inversiones que demandan desembolsos multimillonarios y horizontes de desarrollo de varias décadas.

Durante el tratamiento legislativo de la iniciativa, Figueroa había definido el acuerdo como “una oportunidad histórica” para convertir el potencial gasífero de Neuquén en desarrollo económico sostenible. El mandatario sostuvo además que la estabilidad fiscal constituye una herramienta indispensable para atraer capitales de largo plazo.

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

Inversión en infraestructura y desarrollo regional

El acuerdo también establece que YPF asumirá un compromiso de inversión de 175 millones de dólares en infraestructura. Ese monto podrá ejecutarse mediante la construcción de obras o a través de aportes económicos destinados a proyectos que serán definidos en conjunto con el gobierno provincial.

Según lo previsto, esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas a la actividad hidrocarburífera, fortaleciendo la infraestructura, los servicios públicos y las condiciones de vida en las zonas de influencia del desarrollo energético.

La aprobación legislativa y su posterior promulgación representan un paso clave para otorgar seguridad jurídica a una iniciativa considerada estratégica para ampliar la capacidad de exportación del gas argentino y consolidar a Neuquén como el principal polo energético del país.

Un crecimiento mensual de 32,2% en Rincón del Mangrullo y un pozo histórico explicaron gran parte de la recuperación productiva de YPF durante mayo.

El GNL, una apuesta estratégica para Vaca Muerta

El proyecto de GNL busca agregar valor a la producción de Vaca Muerta, diversificar los mercados de exportación y potenciar la actividad económica a través de nuevas inversiones. Además del complejo de licuefacción, el desarrollo contempla la expansión de infraestructura específica para el transporte del gas.

Entre las obras previstas figura la construcción de un gasoducto dedicado al abastecimiento del complejo exportador, una infraestructura considerada esencial para incrementar la producción, sostener el crecimiento del sector y fortalecer el posicionamiento de Argentina como proveedor de gas natural licuado en el mercado internacional.

Cacheuta entra en escena: Mendoza busca definir si tiene potencial para producir shale

El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, puso en marcha una licitación pública para contratar una empresa especializada que realice una evaluación técnica integral de la Formación Cacheuta, con el objetivo de determinar si posee condiciones para convertirse en un desarrollo de shale oil y shale gas.

La iniciativa apunta a consolidar toda la información geológica disponible sobre la Formación Cacheuta, organizar décadas de estudios técnicos y generar una base de conocimiento que permita reducir la incertidumbre sobre el potencial no convencional de este recurso. El proyecto forma parte de la estrategia energética anunciada por el gobernador Alfredo Cornejo durante la apertura de sesiones legislativas.

“La provincia tiene una extensa trayectoria petrolera y una enorme cantidad de información acumulada. Lo que buscamos es convertir esos datos en conocimiento útil para tomar mejores decisiones y evaluar con seriedad si Cacheuta representa una oportunidad de desarrollo futuro”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

La funcionaria explicó que el estudio permitirá integrar toda la información disponible, analizarla en profundidad e identificar si existen sectores con características geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que justifiquen nuevas etapas de investigación sobre el potencial no convencional.

YPF seguirá explorando la lengua mendocina de Vaca Muerta. Mendoza sigue con atención los planes de las compañías.

Mendoza explora Cacheuta

La Formación Cacheuta ocupa un lugar clave dentro de la Cuenca Cuyana, ya que constituye la roca madre del sistema petrolero mendocino y es el origen de buena parte de los hidrocarburos que impulsaron durante décadas la producción provincial.

Históricamente, el petróleo generado en esta formación migró hacia otras rocas reservorio, desde donde posteriormente fue producido. Sin embargo, el interrogante que ahora busca responder Mendoza es si parte de esos hidrocarburos permanecieron atrapados dentro de la propia roca madre, tal como ocurre en los principales desarrollos de shale del mundo.

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que el objetivo de la licitación no es comprobar si Cacheuta generó petróleo, un aspecto ampliamente respaldado por la evidencia técnica, sino determinar cuánto hidrocarburo pudo haber quedado retenido en la formación y en qué sectores existen condiciones favorables para un eventual desarrollo no convencional.

“El verdadero valor estratégico del estudio consiste en identificar dónde podrían existir condiciones geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que permitan considerar a Cacheuta como una oportunidad para el desarrollo de recursos no convencionales”, sostuvo Erio.

El funcionario también remarcó que Cacheuta no debe compararse directamente con Vaca Muerta. Mientras esta última es una formación de origen marino y cuenta con una amplia curva de aprendizaje tecnológico, Cacheuta posee un origen lacustre continental, lo que obliga a estudiar en detalle su mineralogía, madurez térmica, contenido orgánico, capacidad de retención de hidrocarburos y comportamiento frente a técnicas de estimulación hidráulica.

CGC cedió tres áreas en Mendoza.

Qué analizará el estudio técnico

La licitación contempla la elaboración de una base de datos integrada junto con mapas estructurales y sedimentarios, análisis geoquímicos, estudios de carbono orgánico total, caracterización petrofísica, análisis mineralógicos, evaluaciones geomecánicas y una jerarquización de las áreas con mayor interés técnico.

Además, el trabajo incluirá la construcción de distintos escenarios de desarrollo, la estimación de la potencialidad de los recursos, el análisis de las tecnologías que podrían aplicarse y la priorización de sectores según criterios de viabilidad geológica, infraestructura disponible, accesibilidad, sostenibilidad del recurso y competitividad económica.

La Cuenca Cuyana abarca aproximadamente 66.348 kilómetros cuadrados, cuenta con 35 áreas delimitadas, registra cerca de 3.100 pozos perforados y dispone de 1.754 km² de sísmica 3D, una base de información considerada suficiente para avanzar hacia una evaluación integral del potencial de la formación.

El estudio tendrá un plazo máximo de 14 meses y se desarrollará en distintas etapas que comprenderán la recopilación de información, el procesamiento de datos, el modelado geológico y la elaboración de un informe final. La apertura de ofertas fue fijada para el 4 de agosto de 2026.

Surinam encontró un tesoro bajo el mar: un descubrimiento de más de 1.000 millones de barriles de petróleo

Surinam acaba de dar un paso que puede cambiar por completo su futuro económico. El pequeño país sudamericano confirmó un nuevo y gigantesco descubrimiento de petróleo offshore que elevó los recursos recuperables identificados en sus aguas a más de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, un volumen que lo acerca al camino recorrido por Guyana y despierta el interés de toda la industria energética mundial.

La noticia fue anunciada por la petrolera Petronas, que confirmó nuevos hallazgos en el Bloque 52, ubicado frente a la costa atlántica de Surinam. Los resultados fortalecen el potencial de una región que, en apenas una década, pasó de ser una apuesta exploratoria a convertirse en uno de los mayores focos de inversión petrolera del planeta.

El descubrimiento proviene de los pozos Caiman-1 y SAC-1, perforados a profundidades superiores a los 4.500 y 5.000 metros, respectivamente. A estos resultados se sumó una evaluación positiva del pozo Roystonea-2, que confirmó la continuidad de importantes reservorios de hidrocarburos y aumentó las expectativas sobre el desarrollo comercial del bloque.

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La cuenca Guyana-Surinam confirma su enorme potencial

Petronas informó que ya suma ocho pozos exitosos en el Bloque 52, un dato que consolida la viabilidad geológica del área y respalda futuras inversiones multimillonarias. El desempeño exploratorio también fortalece la posición de la compañía como uno de los principales operadores del creciente polo energético de la cuenca Guyana-Surinam.

La cuenca Guyana-Surinam es considerada actualmente una de las provincias petroleras más prometedoras del mundo. El éxito obtenido por Guyana durante los últimos años, con múltiples descubrimientos offshore y un acelerado crecimiento de su producción, convirtió a la región en un destino prioritario para las grandes compañías internacionales.

Para Surinam, que cuenta con una población cercana a los 650.000 habitantes, el impacto económico podría ser transformador. Los futuros proyectos permitirían atraer miles de millones de dólares en inversiones, incrementar la recaudación fiscal, generar empleo de alta calificación y desarrollar una cadena de proveedores vinculada a la industria del petróleo y el gas.

La presidenta Jennifer Simons destacó que estos descubrimientos representan una oportunidad histórica para el país y constituyen la base de una nueva etapa de desarrollo energético. Las autoridades consideran que la explotación de estos recursos puede diversificar la economía nacional y fortalecer su posición dentro del mercado energético internacional.

Actualmente, Petronas opera el Bloque 52 con una participación del 80%, mientras que el 20% restante pertenece a Paradise Oil Company, subsidiaria de la empresa estatal Staatsolie. Además, la petrolera malasia mantiene presencia en otros bloques de exploración, reflejando su fuerte apuesta por el potencial de Surinam.

Luego de Argerich, el offshore busca una nueva etapa.

Surinam se perfila como una potencia petrolera

Mientras avanzan las tareas exploratorias, Staatsolie continúa impulsando nuevas rondas de licencias para atraer inversiones internacionales. La empresa estatal ofrece oportunidades sobre más de 70.000 kilómetros cuadrados de áreas offshore, con el objetivo de acelerar la búsqueda de nuevos yacimientos y ampliar la base de recursos del país.

En paralelo, un consorcio encabezado por TotalEnergies trabaja en el desarrollo del proyecto GranMorgu, cuya producción comercial está prevista para 2028. Ese emprendimiento marcará el ingreso formal de Surinam al grupo de países productores de petróleo offshore y abrirá una nueva etapa para su economía.

El siguiente hito llegará este mismo año. Petronas prevé adoptar la decisión final de inversión (FID) para desarrollar parte de los descubrimientos realizados en el Bloque 52, incluyendo iniciativas vinculadas a la producción de gas natural, infraestructura y futuras exportaciones energéticas.

Con una sucesión de descubrimientos exitosos, inversiones en marcha y proyectos próximos a entrar en producción, Surinam avanza sobre la misma hoja de ruta que convirtió a Guyana en una de las economías de mayor crecimiento del mundo. Si los desarrollos continúan según lo previsto, el país podría consolidarse durante la próxima década como una de las nuevas potencias petroleras de América Latina y un actor estratégico dentro del mercado global de hidrocarburos.

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.

YPF y Eni avanzan con el offshore en las costas uruguayas

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.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta ya alcanza estándares internacionales de productividad

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.

Mendoza llevó el potencial de Vaca Muerta a Calgary y busca nuevas inversiones para acelerar su desarrollo

La provincia de Mendoza participó de la Agenda Calgary 2026, una misión institucional y empresarial desarrollada en la provincia canadiense de Alberta, uno de los principales polos energéticos de América del Norte. La actividad reunió a funcionarios, empresas operadoras, firmas de servicios y organismos vinculados a la industria hidrocarburífera.

La delegación mendocina estuvo integrada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio; y el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López. También participaron representantes de otras provincias productoras, entre ellas Neuquén, Río Negro y Tierra del Fuego.

Durante la misión, los funcionarios expusieron proyectos vinculados al desarrollo de Vaca Muerta Mendoza, iniciativas sobre áreas convencionales y planes relacionados con infraestructura energética. El encuentro se desarrolló en el marco del Global Energy Show, uno de los eventos más importantes del sector en Canadá.

Vaca Muerta en Mendoza: Quintana Energy finalizó la sísmica 3D en Cañadón Amarillo

El foco puesto en Vaca Muerta

Durante la jornada denominada Argentina Day, Mendoza presentó información sobre el estado de situación de sus proyectos no convencionales. Según explicaron los funcionarios provinciales, actualmente desarrollan actividades en la formación Vaca Muerta empresas como YPF, la UTE Quintana-TSB y Tango Energy.

En la presentación, López señaló que los resultados obtenidos en las perforaciones realizadas por YPF en las áreas Paso de las Bardas Norte y CN VII A permitieron identificar oportunidades de desarrollo tanto para petróleo como para gas. De acuerdo con las estimaciones oficiales, el potencial podría superar los 300 pozos horizontales distribuidos en distintos niveles de la formación.

Los representantes mendocinos también hicieron referencia a futuros compromisos de perforación, trabajos de interpretación sísmica y proyectos que continúan en evaluación. Entre ellos mencionaron iniciativas impulsadas por la UTE Quintana-TSB, que analiza inversiones de gran escala en la provincia.

YPF seguirá explorando el lado mendocino de Vaca Muerta.

Áreas maduras e inversiones

Además del desarrollo no convencional, Mendoza presentó información vinculada al denominado Plan Andes, una estrategia orientada a reactivar áreas maduras mediante la incorporación de nuevos operadores tras la salida de YPF de varios bloques convencionales.

Según datos oficiales difundidos durante la misión, el proceso ya acumula compromisos de inversión superiores a los 700 millones de dólares. La provincia también promocionó oportunidades asociadas a proyectos de recuperación terciaria, producción de crudo pesado y nuevas licitaciones hidrocarburíferas.

La agenda incluyó reuniones con organismos regulatorios, universidades y centros tecnológicos de Alberta, además de visitas técnicas a empresas vinculadas a la producción petrolera y al desarrollo de nuevas tecnologías aplicadas al sector energético.

Phoenix avanza hacia la explotación de Confluencia Norte y Sur

El Gobierno de Río Negro recibió la declaración de comercialidad presentada por la empresa Phoenix Global Resources (PGR) para las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, vinculadas a la actividad no convencional en Vaca Muerta. A partir de esta presentación, la Provincia avanzará en la evaluación del pedido de concesión correspondiente, en el marco del seguimiento de las inversiones y el desarrollo productivo de estas áreas.

La presentación se realizó luego del cierre de la etapa exploratoria, en la que la empresa obtuvo resultados positivos y propuso su unificación conforme a lo previsto en el pliego de licitación.

“Si bien aún resta la aprobación técnica formal, este es un paso muy importante para la Provincia. La declaración de comercialidad en áreas vinculadas a Vaca Muerta muestra que Río Negro tiene potencial, planificación y condiciones para seguir ampliando su desarrollo energético”, sostuvo la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.

Los resultados positivos de Phoenix en la etapa exploratoria

Durante la reunión de comisión de enlace técnico, la empresa repasó algunas inversiones, como la perforación de 2 pads, con un total de 7 pozos horizontales, lo que permitió adquirir, registrar e interpretar información clave del subsuelo.

A partir de la performance de producción del bloque, se determinó un fluido del orden de los 27 grados API, con volúmenes destacados dentro de los pads del no convencional shale.

Otro dato relevante es que durante la fase exploratoria se utilizó un 75% de arena rionegrina y la gestión de residuos se realizó dentro de la provincia, fortaleciendo el impacto local de la actividad.

“Para nosotros es central que cada proyecto energético se traduzca en más actividad para Río Negro, más participación de proveedores locales y más oportunidades para los rionegrinos. La energía tiene que ser una palanca de desarrollo provincial”, afirmó Moya.

Phoenix comenzó a producir shale oil en Río Negro.

Comisiones de enlace con otras operadoras

Además, en el marco de los contratos vigentes, durante la última semana se realizaron reuniones de comisión de enlace técnico con Quintana Energy, Tango Energy y Tecpetrol. Allí participaron equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas (DPA).

El objetivo fue evaluar la actividad realizada, verificar el cumplimiento de compromisos contractuales y analizar las proyecciones de trabajo en cada área.

Quintana: sobrecumplimiento en Estación Fernández Oro

En el área Estación Fernández Oro, operada por Quintana Energy, la empresa expuso los montos de inversión ejecutados hasta la fecha, que reflejan un sobrecumplimiento de los compromisos asumidos durante el proceso de extensión del plazo de concesión.

Durante 2025 y 2026 se realizaron 4 workover, 4 reactivaciones y mejoras productivas mediante optimizaciones.

También se destacaron los avances del proyecto piloto de reinyección de gas para movilizar líquidos. A la fecha, se reinyectaron 54 millones de metros cúbicos mediante compresores propios y rentados.

La empresa prevé poner próximamente en producción los pozos vinculados al proyecto para evaluar su viabilidad.

Tango: nuevas inversiones y actividad en áreas prorrogadas

En el caso de las áreas Entre Lomas, 25 de Mayo–Medanito y Jagüel de los Machos, actualmente bajo titularidad de Tango Energy, la comisión se centró en la continuidad de los compromisos asumidos y su adecuación a la visión de la nueva empresa.

En esas áreas se realizaron 16 workover y se continuó con el proyecto piloto de recuperación secundaria con agua de formación. Y para lo que resta del año, la empresa tiene prevista la perforación de un pozo, 12 workover y 130 reactivaciones.

Además, se destacó una inversión en facilities superior a los 15 millones de dólares, que incluye la construcción de un nuevo oleoducto de 12 pulgadas y una traza de 30 kilómetros para tratar la producción de Entre Lomas en la planta de 25 de Mayo–Medanito.

TanGo Energy consolidó su estrategia shale tras la aprobación provincial de nuevas concesiones en Río Negro para desarrollar Vaca Muerta.

Tecpetrol: seguimiento del área Agua Salada

En el área Agua Salada, operada por Tecpetrol, durante 2025 y 2026 se realizaron 2 workover, la fractura del pozo BLC.x-1 y 15 intervenciones con equipos de pulling para sostener los niveles de producción.

Para este año, la empresa tiene prevista la puesta en producción del pozo BLC.x-1 y la realización de un nuevo workover.

Desde la Secretaría de Hidrocarburos se continuará con nuevas reuniones de comisión de enlace, como parte del esquema de seguimiento que la Provincia sostiene sobre la actividad hidrocarburífera.

“Río Negro está en marcha porque hay planificación, control y una decisión clara de defender nuestros recursos. El crecimiento energético tiene sentido si genera desarrollo, empleo y oportunidades concretas para nuestra gente”, aseguró Moya.

Pampa Energía proyecta extender por hasta ocho años el plateau de Rincón de Aranda

La actividad de Vaca Muerta volvió a ocupar un lugar central en los resultados de Pampa Energía durante el primer trimestre del año. La compañía informó que su producción de hidrocarburos superó los 100.000 barriles de petróleo equivalente por día, alcanzando un nuevo máximo histórico trimestral impulsado por el crecimiento de Rincón de Aranda y una mayor producción de gas natural destinada al abastecimiento de sus centrales eléctricas.

El desempeño operativo también se reflejó en los resultados financieros. El EBITDA ajustado alcanzó los 325 millones de dólares, un incremento interanual del 48%. Según la compañía, las operaciones de gas, la generación de energía y el desarrollo del bloque fueron los principales factores detrás de ese crecimiento.

Actualmente, el proyecto produce más de 24.000 barriles de petróleo por día. El bloque inició su rampa de aceleración hace un año y se consolidó como uno de los activos más relevantes dentro de la estrategia de crecimiento de la empresa en el shale oil.

Rincón de Aranda ganó peso en el negocio de petróleo y gas

Dentro del segmento de petróleo y gas, el EBITDA ajustado alcanzó los 104 millones de dólares durante el trimestre, lo que representó un incremento de dos veces y media respecto del mismo período del año pasado. El crecimiento estuvo asociado al aporte de Rincón de Aranda, una mayor producción de gas natural, exportaciones y ventas al sector industrial.

La compañía precisó que Rincón de Aranda representó el 54% del EBITDA del segmento de hidrocarburos, cuando un año atrás aportaba el 15%. Además, de forma secuencial, el resultado operativo mejoró un 36%, favorecido por una mayor demanda de gas para el abastecimiento de los ciclos combinados y las exportaciones hacia Chile.

La producción total promedió más de 100.000 barriles equivalentes por día, con aportes destacados de Rincón de Aranda y Sierra Chata, mientras que la menor producción de bloques no operados y de El Mangrullo compensó parcialmente el crecimiento registrado en los principales desarrollos.

La composición de la producción también mostró cambios. El petróleo representó el 19% del volumen total producido, impulsado exclusivamente por el crecimiento de Rincón de Aranda, mientras que los costos de extracción descendieron hasta 6,1 dólares por barril equivalente, un 11% menos que un año atrás.

Los costos de extracción de gas natural bajaron un 10% interanual hasta 0,90 dólares por millón de BTU. En tanto, los costos de extracción de petróleo descendieron por debajo de los 10 dólares por barril, frente a los 41 dólares registrados en el primer trimestre del año pasado.

“Nuestro objetivo es un plateau de producción de 45.000 barriles por día una vez que la planta de procesamiento central y el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur estén operativos”, señaló la compañía durante la presentación a inversores.

Pampa Energía sigue impulsando el crecimiento de Rincón de Aranda.

Producción, exportaciones e inversiones en Vaca Muerta

Los precios realizados del crudo promediaron 58 dólares por barril durante el trimestre. Según informó la empresa, el valor fue un 15% inferior al registrado un año antes debido al impacto de las coberturas financieras sobre la producción de petróleo.

Las exportaciones de petróleo representaron el 55% de los volúmenes vendidos durante el período. En paralelo, la producción promedio de Rincón de Aranda alcanzó los 18.200 barriles diarios a través de 43 pozos productores, un 7% por encima del trimestre previo.

“Durante el primer trimestre de este año, se perforaron 6 pozos y se conectaron 15, de los cuales 7 entraron en servicio en marzo pasado, lo que llevó la tasa de salida del trimestre a más de 21.000 barriles por día”, informó la compañía.

Para el resto del año, el plan contempla la conexión de otros 20 pozos. La empresa prevé alcanzar una producción de 28.000 barriles diarios hacia mediados de 2026, respaldada por la puesta en marcha de una segunda facilidad temporal incorporada a fines de marzo.

Los indicadores operativos también mostraron mejoras. El rendimiento de perforación pasó de 200 metros por día en la primera locación desarrollada a casi 330 metros por día en la más reciente, lo que implicó una mejora superior al 50%.

La actividad de completación también avanzó. La compañía informó que pasó de casi siete etapas por día a nueve etapas diarias, una mejora superior al 30% vinculada a menores tiempos de ciclo y una ejecución más eficiente del programa de desarrollo.

Vaca Muerta sigue creciendo.

 La solicitud de Pampa Energía al RIGI

El 9 de marzo, Pampa Energía presentó la solicitud para incorporar el proyecto de Rincón de Aranda al régimen de incentivos RIGI. La iniciativa contempla una inversión estimada de 4.500 millones de dólares destinada al desarrollo de nuevos pozos de shale oil e infraestructura asociada. La aprobación del proyecto continúa pendiente.

“El desarrollo total del campo para Rincón de Aranda está en el rango de los 4.500 millones de dólares. Eso tiene en cuenta tanto la perforación y completación de nuestros pozos como toda la infraestructura de midstream necesaria a lo largo de la vida del proyecto”, explicó Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

“Básicamente, esa inversión desarrollará tanto el sur de Rincón de Aranda, que hasta ahora es la roca más productiva que hemos visto en el área, como también el bloque norte de Rincón de Aranda, lo que permitirá que el plateau de producción se sostenga por aproximadamente 6 a 8 años más”, agregó.

Qué implica que Mercuria compre los activos de Raízen

El mercado energético argentino registró uno de los movimientos corporativos más relevantes de los últimos años. El grupo Raízen anunció la firma de un acuerdo definitivo para transferir la totalidad de sus operaciones en Argentina a Mercuria Energy Group, una de las principales compañías globales dedicadas al comercio de energía y materias primas.

La operación fue valuada en 1.420 millones de dólares y comprende un amplio conjunto de activos vinculados al negocio de refinación, logística y comercialización de combustibles. Con esta transacción, Mercuria amplía significativamente su presencia en el país y pasa a ocupar un lugar destacado dentro de la industria energética local.

Una operación que redefine el mercado de combustibles

La venta involucra infraestructura estratégica para el abastecimiento energético nacional. Entre los activos incluidos figura la refinería de Dock Sud, una de las instalaciones más importantes del país para el procesamiento de petróleo, además de la planta de lubricantes ubicada en la Ciudad de Buenos Aires.

Estos complejos tienen un papel relevante dentro de la cadena de valor de los hidrocarburos, especialmente en un contexto marcado por el crecimiento de la producción proveniente de Vaca Muerta, principal polo de desarrollo petrolero y gasífero de Argentina.

El acuerdo también contempla el traspaso de activos logísticos considerados clave para la distribución de combustibles. Mercuria asumirá el control de terminales ubicadas en Arroyo Seco y Santa Fe, además de las instalaciones de abastecimiento de combustible para aeronaves en los aeropuertos de Ezeiza y Aeroparque.

El traspaso de la red Shell

Uno de los aspectos más visibles de la operación es la transferencia de la red comercial identificada con la marca Shell. El negocio incluye un total de 894 estaciones de servicio distribuidas en distintas regiones del país.

La magnitud de esta red convierte a Mercuria en un actor de relevancia dentro del segmento minorista de combustibles, un mercado altamente competitivo donde participan empresas nacionales e internacionales.

La continuidad operativa de los activos y de la marca estará sujeta a los procesos habituales de cierre de este tipo de transacciones, incluyendo ajustes vinculados al capital de trabajo, la posición de caja y el endeudamiento existente al momento de la finalización definitiva del acuerdo.

La estrategia de Raízen detrás de la venta

Desde Brasil, Raízen explicó que la decisión forma parte de una estrategia orientada a optimizar su cartera global de negocios. La compañía busca simplificar su estructura operativa y concentrar recursos financieros en mercados y segmentos considerados prioritarios dentro de su planificación corporativa.

La empresa señaló que los fondos obtenidos a través de la venta contribuirán al fortalecimiento de su estructura de capital y respaldarán sus compromisos financieros. Raízen es uno de los principales productores de azúcar, etanol y bioenergía de Brasil, actividades que continuarán concentrando buena parte de sus inversiones futuras.

La concreción de la operación quedará ahora sujeta al cumplimiento de las condiciones habituales para este tipo de acuerdos y a las aprobaciones regulatorias correspondientes.