Paro por tiempo indeterminado en Santa Cruz: Petroleros exige inversiones y frena despidos

El Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz resolvió iniciar un paro por tiempo indeterminado en toda la provincia. La decisión fue tomada durante una asamblea general que reunió a unos 6.000 trabajadores y marcó un fuerte endurecimiento del conflicto con las operadoras.

La medida de fuerza fue anunciada por el secretario general, Rafael Güenchenen, luego de una votación a mano alzada realizada al cierre del encuentro. El dirigente sostuvo que la situación de la industria petrolera de Santa Cruz se agravó por la falta de inversiones y la caída de la actividad.

Durante su discurso, Güenchenen cuestionó a las empresas por no cumplir con los compromisos asumidos al momento de adjudicarse áreas hidrocarburíferas. Según planteó, las operadoras habían prometido ejecutar un amplio plan de inversión y perforación durante 2026, pero hasta ahora no avanzaron.

Reclamo por inversiones y perforación

El dirigente sindical sostuvo que las empresas cuentan con las condiciones necesarias para avanzar con los desembolsos previstos. De acuerdo con la posición del gremio, las operadoras comprometieron inversiones por alrededor de 1.200 millones de dólares, que debían destinarse principalmente a la perforación de nuevos pozos.

Desde el sindicato señalaron que la falta de actividad perforadora tiene un impacto directo sobre la producción y el empleo. Güenchenen advirtió que hace cerca de dos años que no se perfora un pozo en Santa Cruz, una situación que, según remarcó, aceleró la caída de la producción petrolera.

El líder sindical afirmó además que los trabajadores lograron sostener los yacimientos en un contexto adverso. En ese sentido, consideró que el personal mejoró los niveles de productividad y eficiencia, por lo que ya no existen argumentos válidos para frenar los proyectos de desarrollo hidrocarburífero.

Rechazo a los despidos y reducción de personal

Uno de los puntos más sensibles de la asamblea estuvo vinculado a la posibilidad de nuevos despidos. El gremio sostuvo que algunas operadoras analizan reducir dotaciones y avanzar con retiros, jubilaciones y esquemas de reorganización que afectarían el nivel de empleo petrolero.

Frente a esa situación, Güenchenen ratificó que el sindicato no aceptará que el ajuste recaiga sobre los trabajadores. También instruyó a la comisión directiva y al cuerpo de delegados para aplicar el criterio de alta por baja en cada uno de los yacimientos.

Ese mecanismo implica exigir que cada puesto que deje de existir por una jubilación, un retiro o cualquier otra modalidad sea cubierto de manera inmediata. El objetivo del sindicato es evitar una disminución de la plantilla y garantizar la continuidad de las fuentes de trabajo en los yacimientos.

Pedido al Gobierno para revertir áreas

En paralelo al reclamo dirigido a las empresas, el sindicato también elevó sus cuestionamientos hacia el Gobierno provincial. Güenchenen reclamó una intervención más activa de las autoridades y pidió que se revise la situación de las operadoras que no cumplen con sus compromisos.

El dirigente sostuvo que la provincia debería recuperar las concesiones de aquellas compañías que reduzcan personal o incumplan los planes comprometidos. Para el sindicato, la eventual reversión de áreas petroleras aparece como una herramienta para presionar a las empresas a mantener el empleo.

La posición gremial se produce en un contexto de creciente preocupación por el futuro de la actividad en Santa Cruz. En los últimos meses, distintos sectores vinculados al petróleo advirtieron sobre la baja inversión y el retroceso de la actividad convencional en varios yacimientos históricos.

Cuestionamientos al acuerdo de YPF

Otro de los ejes de la asamblea fue el rechazo al esquema de abandono y remediación acordado con YPF. El sindicato consideró que ese plan resulta insuficiente para compensar la pérdida de actividad y no alcanza para resolver la situación laboral de los trabajadores afectados.

Desde el gremio señalaron que, más allá de los términos del acuerdo, lo prioritario es que los operarios vuelvan a ingresar a los yacimientos y recuperen su fuente laboral. La conducción sindical entiende que el actual plan de abandono de YPF no garantiza ese objetivo.

La crítica se inscribe dentro de una discusión más amplia sobre el futuro de las áreas maduras de Santa Cruz. El sindicato sostiene que, sin nuevas inversiones ni programas de perforación, la provincia corre el riesgo de profundizar la caída de la actividad y del empleo.

Reclamo salarial y continuidad del conflicto

Además de las demandas vinculadas con la producción, el sindicato insistió con la necesidad de reabrir la negociación salarial. Güenchenen pidió la inmediata convocatoria a paritarias y sostuvo que el esfuerzo realizado por los trabajadores debe reflejarse en una mejora de los ingresos.

El reclamo de paritarias petroleras aparece como otro frente de tensión dentro del conflicto. El sindicato argumentó que, pese a la caída de la actividad, los trabajadores mantuvieron el funcionamiento de los yacimientos y merecen una recomposición acorde con la inflación.

Tras la votación de la asamblea, el gremio confirmó que el paro general en Santa Cruz se mantendrá sin plazo definido. La medida continuará hasta que las operadoras y el Gobierno provincial abran una instancia de negociación con el sindicato y respondan a los reclamos planteados.

Santa Cruz lanza un nuevo esquema de incentivos para reactivar su actividad petrolera

La presentación del programa “Más producción y trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño” busca generar nuevas condiciones para impulsar la actividad en Santa Cruz. La propuesta redefine la relación entre el Estado y las operadoras, orientando beneficios a partir de inversiones verificables y actividad incremental.

El acuerdo fue rubricado junto al ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, y representantes de las principales compañías que operan en la región. La iniciativa apunta a crear un marco técnico y administrativo más preciso para evaluar proyectos y establecer un esquema de incentivos condicionado al cumplimiento de objetivos productivos.

Según explicaron desde el Gobierno provincial, la prioridad es recuperar niveles de actividad en yacimientos que muestran declino y generar las condiciones para atraer nuevas inversiones. El esquema combina estímulos fiscales con un sistema de control técnico que busca asegurar que los beneficios dependan exclusivamente de resultados comprobables.

Regalías atadas a inversión

Uno de los aspectos centrales del acuerdo es la adecuación de las regalías en función del nivel de inversión efectiva. La provincia plantea que no habrá beneficios automáticos, sino que se otorgarán únicamente cuando las empresas presenten planes verificables que impliquen mayor actividad respecto de los compromisos ya asumidos.

Para acceder a condiciones más favorables, las operadoras deberán ejecutar proyectos que incluyan perforaciones adicionales, intervenciones sobre pozos existentes y reactivación de equipos. Cada iniciativa será evaluada técnicamente por el Ministerio de Energía y Minería a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos.

La autoridad provincial podrá solicitar ampliaciones, ajustes o documentación adicional antes de la aprobación de los proyectos. El objetivo es garantizar que los beneficios estén vinculados al incremento real de la actividad y no a planes teóricos o compromisos ya incluidos en concesiones anteriores.

El foco de la recuperación de Santa Cruz

El programa dedica un capítulo específico a los yacimientos maduros, que constituyen la base de la producción en Santa Cruz y enfrentan desafíos crecientes por el declino natural y los mayores costos operativos. El Gobierno considera que estas áreas requieren una estrategia diferenciada para sostener su aporte a la economía provincial.

El esquema propone un conjunto de acciones orientadas a recuperar productividad mediante perforaciones adicionales, intervenciones sobre pozos existentes y la reactivación de equipos inactivos. Las operadoras deberán presentar propuestas fundamentadas técnicamente para definir la viabilidad de cada proyecto.

La identificación de los yacimientos que requieren intervención se realizará con criterios objetivos vinculados al nivel de declino, la antigüedad de los pozos y el desempeño histórico. De esa forma, la provincia busca priorizar las áreas donde la actividad incremental puede generar mayor impacto inmediato.

Nuevas áreas: Palermo Aike, D-129 y offshore

Además de los yacimientos maduros, el acuerdo contempla incentivos específicos para el desarrollo de nuevas áreas estratégicas, especialmente en segmentos no convencionales y offshore. Entre ellas figura Palermo Aike, considerada una de las formaciones con mayor potencial en la Cuenca Austral.

Otra área incluida en el esquema es D-129, ubicada en el Golfo San Jorge, que podría convertirse en un vector de desarrollo para la provincia si los programas exploratorios confirman el potencial estimado. El objetivo es diversificar la matriz productiva e incorporar tecnologías que permitan ampliar la frontera energética.

En paralelo, se establecen beneficios destinados al desarrollo offshore, un segmento que requiere niveles de inversión elevados y procesos exploratorios más complejos. Los incentivos estarán vinculados al avance efectivo de las actividades y a la presentación de programas de inversión acordes a la magnitud de estos proyectos.

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

Condiciones diferenciadas y plazos para acceder a beneficios

El acuerdo fija reglas particulares para cada tipo de producción. Para las áreas maduras, se establece una alícuota general del 12% o la posibilidad de una reducción de hasta tres puntos para la producción convencional, con vigencia entre mayo de 2026 y abril de 2027.

En contraparte, las nuevas producciones en proyectos no convencionales y offshore podrán acceder a una alícuota del 5%, con un horizonte de hasta diez años según las condiciones específicas de cada concesión. Este diferencial busca atraer inversiones a sectores que requieren mayores riesgos y plazos de maduración.

La aprobación de estos beneficios dependerá del cumplimiento estricto de los compromisos asumidos por las empresas. El Gobierno provincial mantendrá un sistema de control para verificar que las actividades prometidas se ejecuten en tiempo y forma.

Información estratégica y control técnico permanente

Otro eje del acuerdo es la obligación de las operadoras de presentar información detallada sobre sus planes de actividad. Los datos deberán incluir historiales de producción, programas de inversión, actividad incremental e información operativa relevante, todo con carácter de declaración jurada.

La autoridad provincial podrá solicitar ampliaciones o rechazar proyectos que no cumplan con los criterios establecidos. La consistencia y verificabilidad de los datos será determinante para otorgar beneficios y acompañar el avance de cada iniciativa.

Con este sistema, el Gobierno busca garantizar un equilibrio entre incentivo y control estatal, manteniendo el rol de supervisión sin afectar la dinámica de inversión. El objetivo es asegurar que los recursos públicos se destinen a programas con resultados concretos.

Impacto esperado: producción, empleo y desarrollo

El programa de Santa Cruz apunta a recuperar la producción hidrocarburífera en un contexto desafiante para las cuencas maduras. Entre sus metas figuran el aumento de la actividad en campo, la reactivación de equipos y el fortalecimiento del empleo directo e indirecto asociado al sector.

Las autoridades consideran que la recuperación productiva permitirá dar impulso a la cadena de valor hidrocarburífera, especialmente en servicios especializados y logística. A su vez, se espera que los incentivos contribuyan a sostener la presencia de operadoras y proveedores en la provincia.

Más allá de los efectos inmediatos, el acuerdo plantea una hoja de ruta basada en un análisis técnico y económico de mediano plazo. La provincia busca consolidar un modelo que combine incentivos, planificación y control como herramientas para transformar el potencial energético en más producción, inversión y trabajo.

Santa Cruz: las operadoras cerrarán un acuerdo decisivo para impulsar la industria

La provincia de Santa Cruz atraviesa una jornada decisiva con la llegada a Río Gallegos de los principales ejecutivos de la industria hidrocarburífera. El gobernador Claudio Vidal recibe a los referentes de las 14 operadoras que trabajan en la zona, en un intento por cerrar un acuerdo integral orientado a recomponer la producción, fortalecer el empleo y reactivar los equipos inactivos.

Entre los primeros en arribar se encuentran el CEO de YPF, Horacio Marín, acompañado por Lisandro de Leonardis; el CEO de CGC, Hugo Eurnekian; Pedro Martínez de Alianza Petrolera y Miguel Pesce, en representación de Petrolera Santa María. A lo largo del día se sumarán los restantes directivos, en una demostración del peso estratégico que adquiere esta negociación.

La presencia simultánea de los máximos referentes del sector subraya la relevancia del entendimiento que se busca alcanzar. Para el Gobierno provincial, la firma de un acuerdo amplio y consensuado constituye un paso necesario para revertir la caída en la actividad y recuperar el dinamismo de la cadena hidrocarburífera.

Reuniones clave en la recta final del acuerdo

Los encuentros se desarrollarán tanto en la Residencia Oficial como en la Casa de Gobierno, donde los ejecutivos mantendrán varias rondas de trabajo con el gobernador. Se trata de una instancia crítica que definirá los términos de un nuevo marco operativo para todas las empresas que trabajan en Santa Cruz.

El Gobierno impulsa un esquema integral que combine incentivos claros con compromisos concretos de inversión, en un contexto donde los campos maduros requieren estrategias renovadas para sostener su competitividad. La agenda incluye la recuperación de áreas con bajo rendimiento, la reactivación de equipos y la ampliación del nivel de actividad en campo.

El avance de las negociaciones evidencia un clima de diálogo fluido entre el sector público y privado. El objetivo común es establecer reglas previsibles que permitan elevar la producción, atraer nuevas inversiones y generar mayor estabilidad laboral en una provincia donde la actividad petrolera tiene un impacto directo en la economía regional.

Un acuerdo estratégico para reactivar la producción

La expectativa es alta, tanto entre las operadoras como en el propio Ejecutivo provincial. El entendimiento que se busca cerrar podría convertirse en un punto de inflexión para la industria, con consecuencias significativas en términos de inversión, volumen de trabajo y actividad económica en las comunidades petroleras.

Uno de los ejes centrales de las conversaciones es la necesidad de levantar equipos, especialmente en áreas donde la actividad se redujo en los últimos años. La provincia apuesta a que un mayor nivel de tareas en campo no solo incremente la producción, sino que también dinamice la totalidad de la cadena de valor del sector.

Vidal impulsa un esquema que contemple compromisos de largo plazo y que permita proyectar un horizonte de estabilidad para trabajadores, empresas de servicios y operadoras. En un contexto de transición para las cuencas maduras, la propuesta apunta a recuperar el protagonismo productivo de Santa Cruz dentro del mapa energético nacional.

Impacto en el empleo y la economía provincial

Para las comunidades petroleras, cada movimiento de equipos o reactivación de pozos se traduce en empleo directo e indirecto. Por eso, el avance de estas negociaciones genera expectativas inmediatas en localidades como Las Heras, Pico Truncado, Cañadón Seco y Caleta Olivia, donde el ritmo de la actividad define buena parte de la economía local.

El Gobierno provincial considera que el acuerdo permitirá retomar niveles de trabajo previos a la desaceleración y abrir la puerta a nuevos desarrollos. La previsibilidad, remarcan desde Casa de Gobierno, será clave para que las empresas planifiquen inversiones sostenidas y aporten dinamismo al sector.

La jornada de reuniones continúa con una agenda intensa que podría culminar con la firma del entendimiento en las próximas horas. Si las operadoras acompañan el esquema propuesto, Santa Cruz podría encarar una etapa de crecimiento, reactivación y mayor empleo en un sector que es pilar de su estructura económica.

Shell se va del offshore: el segmento entra en etapa de incertidumbre

El horizonte de la exploración offshore en el Mar Argentino sufre un nuevo golpe. Shell decidió devolver su bloque generando un clima de escepticismo sobre el potencial hidrocarburífero de las costas nacionales.

Con la Resolución 73/2026, la Secretaría de Energía de la Nación establece la extinción del permiso otorgado originalmente en 2019 para operar en la Cuenca Argentina Norte. Esta medida administrativa marca el fin de una etapa exploratoria clave para la industria.

Los motivos detrás de la salida de Shell

Según la normativa que lleva la firma de la secretaria María Tettamanti, las firmas Shell y Qatar Energy optaron por no avanzar al segundo período del permiso de exploración sobre el bloque CAN 107.

El área se encuentra ubicado en el ámbito costa afuera nacional y su adjudicación se había concretado durante la denominada Ronda 1. El retiro de estos jugadores internacionales refuerza la idea de que la ventana de oportunidad para el Mar Argentino se está cerrando. La industria ahora reevalúa sus estrategias de inversión global.

Amparada en la Ley 17.319, la resolución estipula que las áreas deben revertirse al Estado Nacional ante la renuncia de los permisionarios. Por ello, el Artículo 2° de la resolución ordena que el área CAN 107 sea transferida nuevamente bajo control estatal. Este procedimiento legal cierra formalmente el vínculo contractual con las petroleras privadas.

Shell reduce su presencia en la formación y crece el interés de YPF, Vista y otros jugadores regionales.

Cumplimiento de compromisos

A pesar de la salida definitiva, la Dirección Nacional de Exploración y Producción verificó que las empresas cumplieron con sus compromisos técnicos. Según el Informe 22275694 del 4 de marzo de 2026, las operadoras realizaron la totalidad de las inversiones comprometidas inicialmente. No se registraron deudas ni incumplimientos respecto a los planes de trabajo presentados oportunamente.

En términos financieros, las compañías abonaron el canon de exploración correspondiente al período fiscal 2025 por una suma millonaria. El pago total ascendió a 383.036.825 de pesos, que fueron acreditados en las cuentas recaudadoras del Ministerio de Economía mediante dos depósitos bancarios diferentes.

El primer desembolso superó los 267 millones de pesos en enero, mientras que el segundo pago se completó en septiembre de 2025. Asimismo, los informes técnicos concluyeron que no existen observaciones ambientales respecto a las tareas ejecutadas por las firmas privadas. El cumplimiento de las normativas de protección del ecosistema marino fue absoluto y verificado.

“Declárase la extinción del Permiso de Exploración de Hidrocarburos sobre el área CAN 107”, establece el artículo primero de la nueva normativa oficial. Esta declaración de la Secretaría de Energía subraya que la renuncia se enmarca en los procedimientos administrativos estipulados por la ley. La transparencia en la salida busca mantener la necesaria seguridad jurídica.

Shell avanza con la exploración offshore.

El futuro de la Cuenca Argentina Norte

La salida de Shell genera interrogantes sobre la viabilidad del offshore argentino. La Cuenca Argentina Norte había despertado grandes expectativas luego de comparaciones geológicas con el margen africano. Sin embargo, la falta de hallazgos significativos en los pozos recientes de la zona moderó las proyecciones.

Hay que marcar que el offshore requiere inversiones de riesgo extremo y largo plazo, los recursos no convencionales ofrecen retornos más inmediatos y previsibles. La industria energética parece priorizar hoy proyectos con menores costos de extracción y menor incertidumbre.

El primer antecedente negativo fue Argerich, que significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque CAN 100 no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.

Otro antecedente negativo

También hay que sumarle que, tras casi siete años de trámites administrativos, licitaciones internacionales y prórrogas técnicas, Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea decidieron devolver el área MLO 114, luego de que las propias empresas desistieran de avanzar hacia la siguiente fase del proceso exploratorio.

En agosto se licitarán las nuevas áreas de Vaca Muerta

El desarrollo de Vaca Muerta atraviesa una etapa de aceleración marcada por un cambio de escala. La combinación de mayor actividad, inversiones crecientes y un contexto internacional favorable empieza a configurar un escenario distinto para la industria energética argentina, con foco en exportaciones y proyectos de largo plazo como el GNL.

En ese contexto, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, planteó que el crecimiento del sector responde a una convergencia de factores estructurales.

“Hoy se da una sinergia entre industria, Estados nacional y provinciales, y el contexto energético mundial nos posiciona en un lugar preferencial. Si sumamos seguridad jurídica, estabilidad macroeconómica y respaldo político, las condiciones están dadas para que esta vez sea ‘sí’”, afirmó.

Un nuevo horizonte para el desarrollo energético

El mandatario subrayó que el crecimiento de la actividad no es coyuntural, sino que responde a políticas de largo plazo. En ese sentido, remarcó la importancia de sostener reglas claras que permitan proyectar inversiones más allá del corto plazo, especialmente en un sector que requiere planificación y previsibilidad.

Durante su exposición en el IEFA Latam Forum, Figueroa destacó que Neuquén y Río Negro lograron consolidar un esquema de estabilidad que resulta atractivo para los inversores. Según explicó, la seguridad política y jurídica es uno de los principales diferenciales frente a otros mercados.

Además, planteó que ese marco permitió comenzar a construir una nueva etapa para la industria, con la mirada puesta en el desarrollo del gas natural licuado y en la posibilidad de ampliar las exportaciones energéticas desde la Argentina hacia el mundo.

La integración regional como factor clave

Uno de los puntos centrales que destacó el gobernador fue la articulación entre provincias. En particular, puso en valor la complementariedad entre Neuquén y Río Negro para potenciar el desarrollo energético, especialmente en lo vinculado a infraestructura y salida al mar.

Figueroa señaló que esta integración permite pensar en esquemas más eficientes para la evacuación de la producción. En ese sentido, mencionó la posibilidad de utilizar puertos rionegrinos para exportar hidrocarburos producidos en la cuenca neuquina, lo que refuerza la lógica de desarrollo regional.

También hizo hincapié en el rol de los Estados provinciales en la construcción de condiciones para la inversión. Según sostuvo, no solo se trata de garantizar reglas de juego, sino también de generar sustentabilidad social en los territorios donde se desarrolla la actividad.

Nuevas áreas en Vaca Muerta

El gobernador insistió en que el desafío no pasa únicamente por atraer capitales, sino también por mejorar la competitividad de toda la cadena de valor. En ese marco, consideró que la eficiencia debe ser un objetivo compartido entre el sector público y el privado.

A su vez, remarcó que la macroeconomía, junto con herramientas como el RIGI, pueden potenciar el ingreso de inversiones, aunque aclaró que el rol de las provincias sigue siendo determinante para ordenar el crecimiento del sector y sostenerlo en el tiempo.

En paralelo, Figueroa confirmó que la provincia avanzará con la licitación de nuevas áreas de Vaca Muerta en agosto, lo que ya despertó interés de inversores internacionales. También indicó que se trabaja con Nación para reducir costos mediante la eliminación de aranceles a la importación de bienes de capital.

El mandatario agregó que el objetivo final es que el crecimiento de la industria tenga impacto directo en la población, a través del empleo y el desarrollo local, en un contexto donde la producción podría duplicarse hacia el final de la década.

La 8ª Conferencia Arpel 2026 se realizará en Buenos Aires

Luego de siete ediciones bienales realizadas en Punta del Este, Lima y Cartagena de Indias, la 8ª Conferencia Arpel 2026, organizada por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe tendrá lugar del 1° al 4 de junio en el Hotel Hilton Buenos Aires bajo el lema “Juntos somos Energía”.

La elección de Buenos Aires como sede responde al creciente protagonismo de Argentina en el escenario energético regional, particularmente a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del potencial offshore, que han consolidado al país como uno de los puntos de mayor proyección para la industria en la región.

Durante cuatro jornadas, la Conferencia reunirá a CEOs, ministros y secretarios de Estado, parlamentarios, reguladores, representantes de asociaciones intergubernamentales, empresariales y profesionales, así como a ejecutivos de empresas operadoras y proveedoras, académicos, consultores, expertos técnicos y jóvenes profesionales del sector.

Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel, señaló que esta octava edición “se enfocará en analizar cómo fortalecer la competitividad y la sostenibilidad del sector hidrocarburos, en un contexto que exige avanzar en seguridad energética y crecimiento económico para América Latina y el Caribe”.

En la Conferencia Arpel 2026 se debatirán tanto los temas estratégicos del sector como las tendencias en Upstream, Midstream y Downstream.

Entre los disertantes confirmados se destacan Horacio Marín, Presidente del Directorio y CEO de YPF; Ricardo Ferreiro, Presidente de E&P de Tecpetrol; Felipe Bayón, CEO de GeoPark; Javier Rielo, SVP de E&P Américas de TotalEnergies; Cecilia San Román, Presidenta de ANCAP; Julio Friedmann, Gerente General de ENAP, y Patrick Brunings, Ministro de Petróleo, Gas y Ambiente de Surinam, además de la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien conversará sobre Geopolítica y Energía.

La agenda contempla, entre otros ejes:

  • Perspectivas geopolíticas globales y regionales sobre oferta y demanda de hidrocarburos.
  • Desarrollo del gas natural, integración regional y oportunidades vinculadas al GNL.
  • Nuevas tendencias en refinación.
  • Potencial en recursos no convencionales y aguas profundas.
  • Riesgos climáticos y de transición energética, y su impacto en la sostenibilidad y el financiamiento del sector.
  • Transformación digital, inteligencia artificial y excelencia operativa.
  • Innovación y futuro del trabajo, desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes profesionales.

Además de los más de 20 paneles y charlas notables, la Conferencia Arpel 2026 incluirá visitas a instalaciones y actividades institucionales de la Asociación.

Para mayor información, visitar www.arpel.org o contactarse a través de infoconf@arpel.org.uy

Pampa Energía pidió ingresar al RIGI para acelerar su mega desarrollo en Rincón de Aranda

El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó que Pampa Energía solicitó formalmente ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones para el desarrollo de la fase de upstream en Rincón de Aranda, su principal activo de shale oil en Vaca Muerta.

El anuncio fue realizado por el funcionario a través de sus redes sociales y marca un nuevo paso en el plan de expansión petrolera de la compañía. La petrolera busca incorporar el proyecto al régimen para acelerar inversiones que superan los US$ 4.500 millones, incluyendo tanto la actividad de exploración y producción como la infraestructura necesaria para procesar y evacuar la producción.

El pedido se produce pocas semanas después de la publicación del DNU 105/26, norma que habilitó la incorporación de proyectos hidrocarburíferos greenfield al esquema de incentivos. Con ese cambio regulatorio, las empresas del sector comenzaron a analizar la posibilidad de incluir desarrollos petroleros dentro del régimen.

El crecimiento petrolero de Pampa Energía

El bloque Rincón de Aranda se convirtió en el principal motor de crecimiento de Pampa Energía dentro del negocio de petróleo no convencional.

Durante 2025, el desarrollo registró un fuerte salto productivo. El área pasó de producir menos de 1.000 barriles diarios en sus primeras etapas a cerrar el año con un nivel cercano a 20.000 barriles por día, consolidándose como uno de los proyectos emergentes de shale oil en la cuenca neuquina.

En la última presentación de resultados ante inversores, el CEO de la compañía, Gustavo Mariani, había anticipado el interés de la empresa en utilizar esta herramienta regulatoria.

“Presentamos el RIGI para infraestructura (midstream) en el tercer o cuarto trimestre del año pasado y aún no hemos recibido la aprobación de Nación. Pero recientemente se aprobó un nuevo decreto que agrega el upstream de petróleo al RIGI. Así que estamos empezando a solicitar un RIGI general para el desarrollo completo de Rincón de Aranda”, explicó el ejecutivo.

La confirmación del pedido llegó ahora a través del propio ministro de Economía.

Por su parte, el director ejecutivo de Exploración y Producción de la compañía, Horacio Turri, explicó a los inversores que el régimen puede mejorar significativamente la economía del proyecto.

Según detalló, el ingreso al RIGI permitirá acelerar el desarrollo del sector norte del bloque, adelantar el inicio de la meseta productiva y extender su duración en el tiempo.

Pampa Energía marcó un récord de producción en Vaca Muerta.

Plan de perforación y metas de producción

El plan operativo de Pampa Energía para 2026 contempla un alto nivel de actividad en el campo para sostener el crecimiento del proyecto.

La compañía proyecta destinar US$ 770 millones exclusivamente al desarrollo de Rincón de Aranda durante el año. El área presenta un lifting cost cercano a los US$ 10 por barril, uno de los indicadores que refuerza la competitividad del activo dentro de Vaca Muerta.

Las proyecciones de producción de la empresa marcan una curva ascendente:

  • Primer trimestre de 2026: alrededor de 19.000 barriles diarios.

  • Marzo-abril de 2026: objetivo de 25.000 barriles por día.

  • Mediados de 2026: cerca de 28.000 barriles diarios, impulsados por la instalación de una nueva planta de procesamiento temporal.

  • Plateau previsto para 2027: 45.000 barriles diarios.

Para sostener esa expansión, la petrolera mantendrá una intensa actividad de perforación. Actualmente cuenta con 10 pads activos y prevé perforar 20 nuevos pozos y completar 35 antes de finalizar 2026.

El cambio silencioso que puede convertir a Vaca Muerta en una potencia shale.

Financiamiento con recursos propios

El crecimiento de Rincón de Aranda forma parte del plan de inversión en exploración y producción de la compañía para este año, que alcanzará aproximadamente US$ 1.100 millones a nivel consolidado.

Según explicó el director financiero Adolfo Zuberbuhler, la empresa planea financiar ese programa principalmente con recursos propios, sin necesidad de emitir nueva deuda en los mercados internacionales.

Actualmente, Pampa Energía cuenta con una posición de caja cercana a US$ 1.100 millones. Al destinar parte de esos fondos a las inversiones previstas, la compañía estima registrar un flujo de caja libre negativo de aproximadamente US$ 500 millones, lo que dejaría una caja remanente de alrededor de US$ 700 millones.

En paralelo, el grupo mantiene un desempeño financiero sólido. Su EBITDA ya superó los US$ 1.000 millones, con un crecimiento interanual del 8%.

YPF logra costos récord: US$4,4 por BOE y perforaciones de 540 metros por día

YPF consolidó durante 2025 uno de los niveles de eficiencia más altos de su historia, impulsada por mejoras operativas en sus segmentos intermedios y posteriores, y una política de costos disciplinada que permitió fortalecer sus márgenes y su competitividad internacional.

Durante el cuarto trimestre, la compañía logró incrementar un 10% su desempeño interno, alcanzando un margen EBITDA ajustado de 22,6 dólares por barril. A ese resultado se sumó un año activo en materia de adquisiciones, con la incorporación de bloques estratégicos en Vaca Muerta como La Escalonada y Rincón de la Ceniza.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó ante inversores que estos resultados reflejan un proceso sostenido de transformación interna y mejora productiva. “En paralelo, logramos una fuerte eficiencia operativa en nuestros segmentos intermedios y posteriores, alcanzando una tasa récord de utilización de refinerías de casi el 100%”, afirmó.

“Esta excelencia, junto con una mayor eficiencia a través de una gestión disciplinada de costos y una política de precios proactiva, resultó en un margen EBITDA ajustado de 22.6 dólares por barril. Además, 2025 fue un año muy activo para YPF con respecto a las fusiones y adquisiciones”, agregó.

YPF invertirá 4.200 millones de dólares en Vaca Muerta

Costos récord y competitividad en Vaca Muerta

En 2025, los cuatro bloques petroleros de YPF en Vaca Muerta registraron los costos de elevación más eficientes entre los principales operadores de la roca madre. La empresa de mayoría estatal alcanzó un valor de 4,4 dólares por barril equivalente de petróleo, mientras que el promedio total fue de 5,9 dólares por BOE.

Según detalló Marín, este desempeño permitió ubicarse incluso por debajo de los costos promedio de Permian, que rondaron los 4,9 dólares por BOE. “Esta notable eficiencia subraya tres puntos clave: la productividad excepcional de Vaca Muerta, la calidad de nuestros activos y el programa de eficiencia implementado en los últimos años”, sostuvo.

El directivo remarcó además el valor geológico del yacimiento, que permite niveles de recuperación superiores al promedio internacional. “Los niveles de petróleo de esquisto EUR en Vaca Muerta más que duplican el promedio del shale estadounidense, acumulando aproximadamente un millón de barriles”, explicó.

“El centro central del petróleo de esquisto de YPF promedia un EUR entre 1,2 y 1,5 millones de barriles. Esto indica que Vaca Muerta es un activo de clase mundial y que tenemos la mejor superficie dentro de la formación, con la mayor productividad”, añadió.

YPF logró un nuevo récord en Vaca Muerta.

Productividad, tecnología y proyección de costos

La mejora en los costos estuvo acompañada por avances significativos en velocidad de perforación y etapas de fractura. En octubre pasado, YPF alcanzó un récord de 540 metros por día, perforando un pozo en apenas once días con más de 3.000 metros laterales.

Durante 2025, la velocidad promedio de perforación fue de 324 metros diarios, mientras que el fracking alcanzó 262 etapas por equipo al mes. En enero último, esos registros se elevaron a 378 metros por día y 282 etapas mensuales, con incrementos superiores al 60% respecto de 2023.

Marín explicó que estas mejoras impactan directamente en la estructura de costos. “El coste de elevación está bajando, no solo porque estamos fuera de lo convencional, sino porque estamos mejorando la producción de esquisto y estamos muy centrados en la productividad”, señaló.

“Creemos que tendremos, al final del año, un costo total en el orden de los 7 dólares por barril”, agregó.

En paralelo, la empresa amplió su actividad con un crecimiento del 26% en pozos petroleros conectados y alcanzó las 250 perforaciones activas. En el segmento downstream, el programa de eficiencia permitió inaugurar cinco centros de inteligencia en tiempo real, incluyendo la nueva sala de operaciones en la refinería de La Plata, que centraliza el monitoreo y la detección de desvíos operativos las 24 horas.

Vaca Muerta no para: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

Vaca Muerta no detiene su marcha. La roca madre rompe todos los estándares y se prepara para seguir empujando su techo de cara a una nueva etapa marcada por las exportaciones. Un parámetro para medir los proyectos en la formación son las etapas de fractura.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero. Las punciones se repartieron entre 464 destinas al gas y 1907 vinculadas al petróleo.

Además, la marca se acomodó en el podio de los mejores registros del fracking de Vaca Muerta. La cifra más alta fue de 2.588 punciones y se registró en mayo del año pasado. Le sigue la marca alcanzada en enero cuando se anotaron 2.401 etapas de fractura.

En el detalle por operadoras se detecta que YPF volvió a superar las mil punciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.087 fracturas, lo que implica el 46% del total de las operaciones.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 284 etapas de fractura. La empresa liderada por Miguel Galuccio registró el 12% de las punciones. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 238 operaciones lo que explica el 10% de la actividad en Vaca Muerta.

Golpe de timón en Vaca Muerta: SLB destronó a Halliburton en el fracking

El mapa de Vaca Muerta

Asimismo, Tecpetrol y Pluspetrol Cuenca Neuquina superaron las 150 fracturas durante febrero. La empresa petrolera de Grupo Techint realizó 174 punciones mientras que la compañía que adquirió los activos de ExxonMobil contabilizó 162 operaciones.

Un escalón más abajo se posicionó TotalEnergies y Pluspetrol (destinada a los trabajos en La Calera). La compañía francesa registró 140 etapas de fractura y la empresa de capitales nacionales sumó 131 punciones. Si se tomaran todas las operaciones de Pluspetrol, se contabilizaría 293 fracturas.

El cierre es para Pan American Energy (PAE), Shell y Phoenix Global Resources, quienes no superaron las 100 operaciones. PAE sumó 90 punciones, Shell contabilizó 54 fracturas y PGR registró 11 trabajos.

Cómo se movieron los sets de fractura

En lo que respecta a empresas de servicio se destaca que Halliburton y SLB concentraron el 71% de las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mamelucos rojos recuperó el primer lugar en el fracking del shale argentino que perdió en 2025.

Halliburton contabilizó 982 etapas de fractura que se dividieron entre 528 para YPF, 238 para Pampa Energía, 162 para Pluspetrol CN y 54 para Shell. Asimismo, SLB sumó 715 operaciones distribuidas entre 559 para YPF y 156 para Vista Energy.

En tercer lugar se ubicó Tenaris. La compañía del Grupo Techint se afianza en el servicio que exige el no convencional. En febrero se ocupó de 325 etapas de fractura repartidas entre 174 para Tecpetrol, 140 de TotalEnergies y 11 de PGR.

Además, Calfrac completó 218 fracturas que se distribuyeron entre 128 de Vista Energy y 90 de PAE.

Servicios Petroleros Integrados (SPI) fue quien cerró el informe con 131 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

Figueroa impulsa una ley para renegociar regalías del GNL y fortalecer Vaca Muerta

El gobernador Rolando Figueroa dejó inaugurado el 55° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura de Neuquén, donde presentó el Plan 2030 para la provincia, enfocado en la generación de obra pública, la reducción de la deuda y el fortalecimiento de la infraestructura estratégica. En ese marco, anunció el envío de un proyecto de ley para renegociar regalías vinculadas al gas natural licuado (GNL) y la creación de un nuevo fideicomiso con petroleras para financiar rutas.

Durante su discurso ante legisladores provinciales, funcionarios, representantes del sector energético y referentes de la comunidad, el mandatario repasó las proyecciones productivas de Vaca Muerta y detalló dos iniciativas clave orientadas al desarrollo del GNL y a la expansión de la matriz exportadora.

Figueroa estructuró su exposición en cuatro ejes: “De dónde venimos”, “Estado presente”, “Relación Estado-privados” y “Hacia dónde vamos”. Dentro de este último apartado, enmarcó el anuncio de una iniciativa legislativa que buscará establecer condiciones específicas para impulsar la producción y exportación de gas natural licuado.

“Viene una nueva etapa para Neuquén. Vaca Muerta se pudo lograr, se creyó en ello, empezó a tomar relieve y ahora visualizamos la nueva era de 2030 de la mano de dos proyectos de GNL que se abastecerán con gas neuquino”, sostuvo, en referencia al proyecto Argentina LNG liderado por Southern Energy y al desarrollo impulsado por YPF junto a ENI y ADNOC.

 

Figueroa y el camino de Neuquén

El gobernador remarcó que el futuro económico de la provincia está directamente vinculado con la monetización acelerada de los recursos de Vaca Muerta. En ese sentido, confirmó que el Ejecutivo provincial trabaja junto a YPF en un proyecto de ley específico para los emprendimientos de GNL, que sería presentado formalmente en las próximas semanas.

Según explicó, la iniciativa incluirá la renegociación del esquema de regalías en las áreas donde se extraiga gas destinado a estos proyectos, con el objetivo de mejorar la rentabilidad, promover nuevas inversiones y estimular la creación de empleo. A su vez, buscará garantizar el desarrollo de infraestructura asociada a la actividad exportadora.

La propuesta se apoya en la necesidad de generar mayor competitividad para el GNL argentino y en los cambios introducidos por la Ley Bases, que habilitaron a la provincia a establecer nuevas condiciones en las concesiones y a extender los contratos por períodos de hasta diez años.

Ser más competitivos

Desde el año pasado, al otorgar nuevas concesiones no convencionales, Neuquén aplica un canon del 6% destinado a obras de infraestructura y establece una participación accionaria del 10% a través de la empresa provincial GyP.

Bajo este esquema, Figueroa explicó que las futuras concesiones orientadas al gas licuado serán evaluadas con nuevos parámetros, que tendrán en cuenta el valor específico del metano en el mercado internacional. Si bien evitó brindar mayores precisiones —debido a que el tema continúa en negociación con las operadoras—, dejó en claro que el objetivo es mejorar el posicionamiento del GNL argentino.

“Tenemos que ser competitivos porque hoy se reconocen los valores de nuestro subsuelo, pero cuando salimos a competir con el mundo, debemos ser eficientes”, afirmó el mandatario, al subrayar la importancia de consolidar un marco regulatorio que favorezca las exportaciones y el desarrollo sostenido del sector energético.