El Sindicato de Petroleros Privados y UFLO firmaron un acuerdo para trabajadores y sus familias

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa firmó un convenio con la Universidad de Flores (UFLO) que permitirá que a sus afiliados y familias acceder a descuentos del 50% en matrícula y 20% en cuotas, para toda su oferta académica. El objetivo es facilitar el acceso a la educación superior en un contexto en el que la industria petrolera demanda nuevas competencias profesionales.

Tras la firma del convenio, el secretario general del Sindicato, Marcelo Rucci, destacó la necesidad de ampliar las herramientas de formación dentro del sector. “Creo que tenemos que ponernos a trabajar en lo que viene: preparar a nuestros jóvenes y a nuestra gente para una industria que avanza tecnológicamente y que nos ofrece la posibilidad de brindarles nuevas herramientas”, expresó.

Rucci señaló que el acuerdo se inscribe en una agenda más amplia que impulsa el Sindicato. “Estamos trabajando en educación, salud, seguridad, deporte y cultura, porque entendemos que son necesidades básicas que debemos cubrir. Es nuestra responsabilidad hacer llegar estas oportunidades a nuestra gente”, afirmó.

El convenio -rubricado el viernes pasado- alcanza a afiliados y sus familias, y ofrece acceso a carreras presenciales y virtuales. “Con la Universidad de Flores se abre una nueva puerta para dar beneficios a nuestros compañeros y, fundamentalmente, a sus familias. Este convenio está pensado para todo el grupo familiar de los trabajadores petroleros”, sostuvo Rucci.

El secretario general destacó también que la demanda por formación es creciente. “Muchos compañeros nos lo venían pidiendo, y poder concretarlo con una universidad tan importante como la Universidad de Flores es muy significativo. Esta es una herramienta más que acercamos a los trabajadores de la actividad petrolera, y seguiremos ampliando este abanico de oportunidades para acompañar su crecimiento.”

Desde UFLO, la secretaria académica Micaela de Vega explicó los alcances concretos del programa. “El convenio habilita a todos los afiliados del Sindicato —y de manera extensiva a sus familias— a acceder a un programa de beneficios académicos dentro de la Universidad de Flores”, señaló.

De Vega explicó que el  programa “permite que quienes deseen iniciar o continuar sus estudios en UFLO puedan acceder a un 50% de descuento en la matrícula y un 20% de descuento en cada una de las cuotas mensuales.”

En ese contexto detalló que la institución cuenta con más de trece carreras activas, entre ellas la nueva Licenciatura en Ciencias Ambientales, profesorados, psicología, psicopedagogía y diversas propuestas vinculadas a la salud como kinesiología, nutrición, esterilización y producción de bioimágenes. También se incluyen carreras y formaciones en higiene y seguridad, además de opciones 100% virtuales y ciclos de complementación para técnicos.

De Vega adelantó que la universidad acompañará de manera personalizada a quienes deseen inscribirse. “UFLO abrirá sus puertas para orientar a los afiliados y a sus hijos e hijas, y para despejar todas las dudas que puedan surgir. Para la institución, trabajar junto a un sindicato de tanta presencia territorial es un motivo de orgullo”, afirmó.

Nuevo techo para Vaca Muerta: récord de pozos, IPs históricos y la proyección hacia 2030

La industria petrolera argentina cerró octubre de 2025 con una marca histórica: Vaca Muerta logró superar toda la producción obtenida en la campaña 2024 incluso antes del fin de año. El hito llegó con una mezcla precisa entre eficiencia operativa, inversiones sostenidas y un salto técnico que elevó la productividad por pozo.

Según el informe de la consultora GtoG ENERGY, el avance tiene impacto directo en la producción nacional. Argentina alcanzó los 860.000 barriles diarios, el nivel más alto desde 1998. El shale neuquino ya explica la mitad del crudo del país y se consolida como el principal motor exportador de los próximos años.

Las operadoras conectaron pozos a un ritmo más acelerado que en cualquier registro previo. A octubre, la cantidad total de pozos enganchados supera en 15% lo realizado durante todo 2024. Esa mejora revela un esquema de perforación, terminación y puesta en marcha mucho más eficiente.

Esa mayor velocidad llegó acompañada por un salto en productividad inicial. La campaña 2025 muestra un 12% de mejora en el rendimiento de los pozos al momento de entrar en operación, junto con un incremento del 13% en la producción incremental total. El resultado marca un cambio estructural respecto de los años previos.

La ingeniería detrás del récord: laterales más largos y más etapas de fractura

Un factor determinante del récord productivo es el incremento en la longitud de los laterales. Los nuevos pozos alcanzan en promedio los 3.000 metros, un 15% más que en 2024. Incluso comienzan a aparecer ramas horizontales por encima de los 4.500 metros, que amplían el contacto con la roca y elevan el volumen estimulable.

El informe también establece que el diseño de completación también se volvió más exigente. Las operadoras mantienen un espaciamiento promedio de 60 metros entre etapas y logran ejecutar más fracturas por pozo. Esa combinación, sumada a los laterales extendidos, resulta en un mayor volumen estimulado por cada desarrollo.

Esa ingeniería optimizada explica la aparición de IPs récord. Los picos iniciales de producción en 2025 son los más altos de toda la serie histórica de Vaca Muerta. Las curvas muestran desempeños sobresalientes en los primeros meses, incluso con variaciones entre bloques y operadoras.

Sin embargo, la propia madurez del desarrollo genera nuevos desafíos. En algunos clusters se observan declinos más acelerados posteriores al peak debido a interferencias Parent–Child, un fenómeno propio de las etapas masivas de producción. La industria ya trabaja para adaptar los diseños y gestionar ese comportamiento.

Otro elemento clave del salto productivo es la madurez operativa de la cuenca. El sector sostiene inversiones cercanas a US$ 10.000 millones por año y opera con niveles de eficiencia que reducen costos, aceleran obras y permiten programar campañas con mayor previsibilidad.

Vaca Muerta sigue creciendo.

Un récord con impacto nacional y un desafío para la próxima década

El récord de Vaca Muerta se apoya también en un contexto macroeconómico que permitió recuperar actividad. Políticas que reactivaron la inversión privada, mejoras en los marcos regulatorios y obras de infraestructura en marcha disminuyeron cuellos de botella logísticos.

El crecimiento contrasta con la falta de continuidad histórica de Argentina. Hace 25 años, el país producía volúmenes similares a los de Brasil. Hoy, mientras el vecino supera los 3 millones de barriles diarios, Argentina recién vuelve a niveles de los años ’90. La diferencia se explica por la consistencia de las políticas.

De cara a la próxima década, los objetivos son ambiciosos. Argentina proyecta alcanzar 1 millón de barriles diarios en 2030 y 1,5 millones hacia 2035. Para lograrlo serán necesarias inversiones anuales cercanas a los 15.000 millones de dólares y un marco regulatorio que dé previsibilidad a proveedores y operadoras.

Según estimaciones sectoriales, todo el volumen que supere los 500.000 barriles diarios podrá destinarse a exportaciones. Eso permitiría generar entre 10.000 y 20.000 millones de dólares anuales dependiendo de la etapa, una cifra que podría reordenar la balanza comercial del país.

El próximo desafío técnico será distinto al actual. Tras maximizar los picos de producción, la industria deberá sostener mesetas más estables, reducir interferencias entre pozos y preservar el EUR del sistema. Ese camino marcará la transición de un desarrollo acelerado a una explotación plenamente madura.

Clear Petroleum comenzó su operación en Las Heras-Cañadón Escondida

Los días 1 y 2 de diciembre se llevaron a cabo las jornadas de bienvenida a las más de 80 personas que ya forman parte de la Unidad de Negocio Clear Upstream. La primera instancia consistió en la incorporación del personal y el segundo día, en el Centro Cultural de Las Heras, se reunió todo el equipo de trabajo para compartir los objetivos y plan acción de las áreas.

Las autoridades de la Cía. resaltaron que para lograr estos objetivos es necesario el trabajo con integridad y aplicando altos estándares de excelencia operativa y seguridad. Ezequiel Gonzalez, Director de Personas & Cultura, comentó la trayectoria de la empresa de más de 30 años en la industria y la actividad de Clear a nivel país con 9 líneas de servicios y presencia en los yacimientos convencionales y no convencionales. Por su parte, Gabriel Conte, Gerente de Medio Ambiente y Seguridad, explicó la cultura de seguridad, políticas y reglas inquebrantables que se aplican en todas las operaciones. También participaron Ricardo Becerra, Gerente de Seguridad Patrimonial y Florencia Tosi, Jefe de Salud Ocupacional para ampliar la información y alcance en cada una de las áreas.

Leonardo Deccechis, Director de Negocio Clear Upstream, destacó la relevancia de seguir ampliando oportunidades dentro de la provincia: “estos yacimientos vieron pasar décadas de trabajo que hicieron crecer a la Provincia de Santa Cruz y que forjaron a miles de trabajadores. Nuestros objetivos son priorizar la producción sustentable, responder a los desafíos con tecnología, y mejorar tiempos operativos”.

Además, reforzó que “Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen” y subrayó el compromiso de la empresa con la seguridad y el crecimiento profesional:
“queremos que cada persona que ingresa a Clear sienta que llega a un espacio donde la seguridad, la capacitación continua y el trabajo responsable son pilares esenciales. Estamos orgullosos de seguir construyendo un equipo sólido y preparado para los desafíos del sector”.

Algunas de las personas que suman al equipo de Clear destacaron emocionados la importancia de este momento histórico para la Cía. y para la Industria, donde con respeto y orgullo, siguen apostando al desarrollo de la Cuenca. Entre ellos, Sergio Martel a cargo de todas las Operaciones y Mantenimiento de los yacimientos, se suma al equipo de Clear Upstream con entusiasmo y destacó: “estamos comprometidos con esta oportunidad, Clear es una empresa de gran trayectoria y experiencia en la Cuenca y en campos maduros. Como equipo vamos a seguir trabajando con el foco en la eficiencia y productividad para lograr un crecimiento sostenible de nuestras actividades”.

El inicio de esta operación de Upstream constituye un paso más en el crecimiento sostenido de Clear Petroleum en Santa Cruz, alineado a su propósito de generar valor, promover el empleo local y contribuir al desarrollo energético del país.

Vaca Muerta vs. Presal: Galuccio reveló la ventaja operativa que cambia el juego

Vaca Muerta atraviesa una etapa decisiva en su madurez operativa y en su potencial de crecimiento exportador. Así lo planteó Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, durante el Energy Day organizado por EconoJournal. En un auditorio colmado de referentes del sector, el ejecutivo trazó un análisis directo sobre la competitividad del shale argentino y su posicionamiento global.

Galuccio destacó que Argentina ya es un “exportador estructural neto”, un hito que hasta hace pocos años pertenecía al terreno de las expectativas. El cambio de escala, según explicó, no se explica solo por la geología de Vaca Muerta —que calificó como probada y de clase mundial—, sino también por un atributo que marca la diferencia frente a otras cuencas líderes: el ciclo corto.

La eficiencia como arma estratégica

Uno de los momentos centrales de su presentación fue la comparación técnica y económica entre Vaca Muerta y el Presal brasileño. Galuccio reconoció la “economicidad envidiable” de los proyectos de aguas profundas del país vecino, pero dejó en claro que existe un elemento decisivo donde el shale argentino tiene una ventaja contundente.

“En un mundo volátil, tener un recurso de ciclo corto te da una ventaja competitiva increíble. Brasil no tiene el ciclo corto que tenemos nosotros. Detener hoy 15 FPSO que están viniendo para Brasil no es a costo cero. Nosotros podemos frenar, arrancar y acelerar en plazos de tres meses”, afirmó.

La flexibilidad operativa, explicó, es clave en un mercado global atravesado por fluctuaciones de precios y primas de riesgo geopolíticas. En ese contexto, la capacidad de ajustar capital y actividad casi en tiempo real se convierte en un factor determinante. “Tenemos roca de calidad, costos decentes y ciclo corto. Perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en otros 20”, detalló.

Ese nivel de agilidad contrasta con la rigidez de los megaproyectos offshore, donde las inversiones millonarias y los plazos de ejecución no permiten modificar el ritmo productivo sin costos significativos. Para Galuccio, ese diferencial posiciona a Vaca Muerta por encima del Presal en términos de competitividad estructural.

Miguel Galuccio respondió sobre el impacto de las elecciones en Vista Energy,

Vaca Muerta y las independientes de EEUU

Proyectando la próxima etapa de crecimiento, el CEO de Vista subrayó que el verdadero salto de escala llegará cuando la cuenca pase de los actuales 550.000 barriles diarios a un nivel tres veces mayor. Para alcanzar esa meta, afirmó, será indispensable sumar nuevos actores al ecosistema local.

“Los que hoy están buscando casas o van a empezar a buscar nuevas casas son los norteamericanos y las compañías independientes”, señaló. Según explicó, estas empresas cuentan con amplia experiencia en shale en Estados Unidos, están familiarizadas con la gestión del underground risk y poseen la capacidad de inversión necesaria. Pero, advirtió, la clave será reducir el overground risk asociado a la estabilidad regulatoria y macroeconómica de Argentina.

“Claramente no tienen el recurso que tenemos nosotros y están en una etapa de madurez que no estamos nosotros. Tienen el know-how y la profundidad de bolsillo. ¿Podemos ser casa de ellos? Yo creo que sí”, aseguró, planteando la posibilidad de un desarrollo en el que convivan “10 o 12 Vistas” para sostener el crecimiento.

Ese horizonte —conocimiento, capital y escala— podría acelerar la consolidación de Vaca Muerta como un hub energético regional, especialmente en un contexto de demanda global que, según Galuccio, se mantendrá sólida hacia 2027.

De una apuesta de “creyentes” al motor exportador del país

En su repaso, Galuccio recordó que cuando impulsó el desarrollo masivo de Vaca Muerta desde YPF en 2012, la formación era “para creyentes”. Hoy, el escenario es completamente distinto: el país revirtió un déficit energético de 7.000 millones de dólares y podría cerrar el año con un superávit similar impulsado por el aumento de exportaciones.

Sin embargo, aclaró que aún queda camino por recorrer. “Estados Unidos tiene 450 equipos de perforación en el ocaso; nosotros tenemos 40 en el amanecer”, comparó, resaltando la necesidad de incorporar más infraestructura y sostener la mejora de costos. También remarcó la importancia de avanzar en reglas estables y un marco impositivo que incentive inversiones de largo plazo.

GeoPark crece en Vaca Muerta y registra el mayor salto de reservas en años

GeoPark informó un crecimiento significativo en sus reservas de hidrocarburos durante 2025, impulsado por adquisiciones clave en Vaca Muerta y por una serie de revisiones técnicas en Colombia. De acuerdo con el informe realizado por la consultora independiente DeGolyer and MacNaughton (D&M), la empresa alcanzó una tasa de reemplazo de reservas 2P del 430%, el nivel más elevado de los últimos años.

La evaluación, realizada bajo los criterios PRMS, indica que las reservas probadas más probables (2P) aumentaron 38% interanual, llegando a 121 millones de barriles de petróleo equivalente (mmboe). Además, el Índice de Vida de Reservas (RLI) para esa categoría subió a 12,7 años, lo que supone un incremento del 80% frente a 2024.

Transformación del portafolio con enfoque en Vaca Muerta

El crecimiento de reservas responde, en gran medida, a la adquisición de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, ambos situados en la formación Vaca Muerta. Estas áreas, integradas al portafolio en octubre, ya representan el 30% de las reservas totales de la compañía.

La operación agregó 36,7 mmboe a la categoría 2P y habilitó la reclasificación de 3,4 mmboe como 2P y 24,6 mmboe como 3P en Puesto Silva Oeste. GeoPark prevé avanzar con un programa de perforación en la segunda parte de 2026, con el objetivo de alcanzar un plateau productivo de 20.000 barriles equivalentes diarios hacia 2028.

En la actualidad, Loma Jarillosa Este produce 1.860 boepd mediante seis pozos, donde la firma ya puso en marcha un plan de optimización a través de la instalación de nuevas bombas para potenciar la productividad.

En Colombia, las reservas 2P crecieron unos 2,6 mmboe, sin considerar el efecto de desinversiones. Este incremento provino de revisiones técnicas realizadas en los bloques CPO-5 y Llanos 123, donde se registraron nuevos descubrimientos en los campos Currucutú y Toritos, además de mejoras en el factor de recobro en Bisbita.

El bloque Llanos 34 mantiene su liderazgo como el principal aportante de reservas en el país, con proyectos de optimización que incluyen inyección de agua, CEOR, perforaciones infill y trabajos de reacondicionamiento de pozos.

GeoPark avanza en Vaca Muerta.

Disciplina de capital y eficiencia

La compañía resaltó que su costo de finding, development and acquisition (FD&A) en 2025 se ubicó en USD 4,3 por barril equivalente, un valor que considera competitivo frente a los estándares internacionales. GeoPark señaló que la combinación entre una base productiva madura en Colombia y las oportunidades de desarrollo en Vaca Muerta fortalecen un portafolio “más sólido, equilibrado y diversificado”.

Al cierre de 2025, las reservas probadas (1P) alcanzaron 69 mmboe, mientras que las 3P llegaron a 173 mmboe. A su vez, el valor presente neto después de impuestos de las reservas 2P (NPV10) fue estimado en USD 1.300 millones, equivalente a USD 15,8 por acción ajustado por deuda neta.

Un año de expansión estratégica

El CEO de GeoPark, Felipe Bayón, aseguró que estos resultados confirman la efectividad de las decisiones estratégicas tomadas por la compañía. “El marcado crecimiento de nuestras reservas demuestra el impacto de desarrollar un portafolio más resiliente, diversificado y preparado para el futuro”, afirmó. También resaltó el desempeño de los activos en Colombia, especialmente en Llanos y CPO-5.

El balance anual refleja que las reservas 2P pasaron de 87,6 mmboe en 2024 a 121,3 mmboe este año, pese a la producción anual de 10,2 mmboe y a desinversiones que restaron otros 5,5 mmboe.

El impulso de Vaca Muerta: por primera vez se superaron los 859 mil barriles diarios

En octubre, el país produjo un promedio de 859,5 mil barriles diarios, el valor mensual más alto desde que existe registro. El desempeño nacional estuvo impulsado por el avance de Vaca Muerta y por los nuevos máximos alcanzados por Neuquén, que volvió a consolidarse como la principal provincia productora.

La “cuna del shale” superó nuevamente sus propios niveles históricos y alcanzó un récord de producción de petróleo. Según la Subsecretaría de Energía e Hidrocarburos, la provincia llegó a los 587,19 mil barriles diarios, lo que representó un aumento mensual del 3,57% respecto de septiembre y una suba interanual del 31,23% frente a octubre de 2024.

El organismo provincial, dependiente del Ministerio de Energía, informó que entre enero y octubre la producción acumulada se ubicó 23,81% por encima del mismo período del año pasado. El crecimiento se sostuvo gracias al aporte de áreas como La Amarga Chica, La Angostura Sur I, Bajada de Añelo, Coirón Amargo Sureste y El Trapial Este, que sumaron volúmenes significativos durante el mes.

En septiembre, Neuquén había registrado 566.967 barriles diarios, un 3,5% más que en agosto, consolidando la tendencia alcista que marcó el año.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

Caída en el gas y señales contrapuestas

Mientras el petróleo mostró un fuerte avance, la producción de gas registró una baja. En octubre se produjeron 82,66 millones de metros cúbicos diarios, un 13,64% menos que en septiembre (95,71 millones de m³ diarios) y una disminución interanual del 6,14%.

A pesar de esto, el acumulado enero-octubre cerró con un crecimiento del 1,39% frente al mismo período de 2024. La baja mensual respondió a descensos en áreas clave como Fortín de Piedra, Aguada Pichana Oeste, La Calera, Aguada de la Arena y El Mangrullo, donde se redujo la actividad operativa.

El impulso de Vaca Muerta

La estructura productiva de Neuquén volvió a estar dominada por el desarrollo no convencional. En octubre, el 96,7% del petróleo extraído provino de esta categoría, con 567.802 barriles diarios. En gas, el no convencional alcanzó el 88,54%, equivalente a 73,18 millones de metros cúbicos por día.

Dentro del segmento gasífero, el shale aportó 64,84 millones de m3 diarios (78,45%), mientras que el tight sumó 8,33 millones de m3 diarios (10,08%). Estos volúmenes consolidan el rol central de Vaca Muerta en el esquema energético nacional.

“Con el cambio en los derechos de exportación se frenan los despidos en la cuenca”

La modificación del régimen de exportación para el crudo convencional abrió un nuevo escenario en la Cuenca del Golfo San Jorge. Así lo planteó Jorge Ávila, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut, quien aseguró que el cambio impulsado por el Gobierno nacional marcará un punto de inflexión para los trabajadores de la provincia.

Ávila sostuvo que el compromiso del Ejecutivo de ajustar los derechos de exportación —sin garantizar su eliminación total— representa un alivio inmediato para la industria. Según afirmó, esta medida permitirá frenar la pérdida de puestos laborales que golpeó con fuerza al sector en los últimos meses.

“Se terminaron los despidos”

El dirigente sindical fue contundente al analizar el impacto de la decisión del Gobierno nacional. “Creo que esta ayuda es beneficiosa porque se terminan los despidos en la provincia de Chubut”, afirmó. Para Ávila, el cambio abre una etapa completamente distinta, donde el principal desafío será transformar ese alivio económico en empleo.

El secretario general recordó que, tras la crisis desatada por la baja del crudo, la cuenca atravesó uno de los momentos más complejos de su historia reciente. En ese contexto, consideró clave la gestión conjunta entre el gobernador, el Ministerio de los Carburos y todos los actores que “pusieron el hombro” para impulsar la nueva normativa. “El gran trabajo que nos queda es construir para que esos 240 millones de dólares que se van a recuperar queden en puestos de trabajo para la provincia de Chubut”, subrayó.

Ávila comparó el momento actual con los acuerdos que permitieron el desarrollo inicial de Vaca Muerta a comienzos de los años 2000. Recordó que aquella experiencia incluyó sacrificios laborales, adendas y negociaciones que muchos hoy prefieren olvidar. En ese paralelismo, planteó que la provincia necesita ahora reflejar ese esfuerzo en la recuperación de su propia industria, especialmente ante la desocupación estructural que afecta a Comodoro Rivadavia.

La expectativa

El líder petrolero insistió en que la modificación del régimen de exportación permitirá “encontrar un camino” para que numerosos trabajadores regresen a la actividad. Según expresó, la estabilidad laboral debe consolidarse a partir de un nuevo ciclo de inversiones que impulse la actividad convencional.

“Somos un sindicato golpeado”, afirmó, al recordar que Petroleros, Camioneros y otros gremios atravesaron años de pérdidas y conflictos en toda la cuenca. Sin embargo, destacó que el esfuerzo reciente del gobernador permitió proyectar beneficios no solo para Chubut, sino también para otras provincias productoras como Santa Cruz, Neuquén y Mendoza, que podrían aprovechar una normativa que también abre puertas al no convencional.

Ávila insistió en que la prioridad ahora es “pelear por la continuidad laboral y recuperar muchos de los puestos que se perdieron”. En ese sentido, subrayó que la provincia recibirá un monto económico significativo que debe ser orientado exclusivamente a inversión productiva. “La nueva inversión son puestos de trabajo”, remarcó.

En esa línea, señaló que el nuevo escenario permitirá incluso el regreso de un pequeño grupo de trabajadores que había quedado fuera del sistema. La posibilidad de reincorporar personal representa, destacó, un elemento central del nuevo ciclo que se abre para la actividad.

La conversión del Golfo San Jorge en la mira.

“Es el final de una historia y comienza un nuevo camino”

Ávila describió el momento como un punto de quiebre para la provincia y para el sindicalismo petrolero. “Hoy se da y lo recibimos con mucha alegría porque creemos que es el final de una historia y comienza un nuevo camino”, aseguró. El dirigente destacó la presencia de toda la comisión directiva y de los delegados, a quienes agradeció por “poner la cara” y sostener al sector durante la crisis.

También anticipó que el decreto ya firmado permitirá iniciar negociaciones con las operadoras para actualizar las condiciones laborales y definir un “nuevo alcance” que favorezca la reactivación. “Acá estamos, poniendo el hombro y de pie como siempre lo hicimos”, expresó.

En uno de los pasajes más enfáticos de su discurso, Ávila recordó que el sindicato acompañó todos los procesos complejos de la industria, desde la venta de YPF hasta distintos reordenamientos de la actividad. Sin embargo, dejó claro que la defensa de los trabajadores seguirá siendo su principal responsabilidad. “Nunca voy a dejar que critiquen a nadie por la responsabilidad que tengo yo. Es mi responsabilidad defender a los trabajadores y lo voy a hacer como siempre lo hice”, concluyó.

El documental de Duplicar llegó al Museo Nacional de Bellas Artes

El 18 de noviembre Oldelval realizó una nueva proyección del documental “Duplicar: el futuro está en marcha” en el Museo Nacional de Bellas Artes (MNBA) de Neuquén capital. Esta presentación forma parte del recorrido que el material audiovisual está realizando por las distintas localidades de la traza del oleoducto.

Esta producción retrata el proyecto más ambicioso en la historia de la compañía y permite visualizar la magnitud de “Duplicar Plus”, una obra que marcó un antes y un después en el desarrollo energético del país. A través de testimonios de los protagonistas e imágenes del proceso constructivo, se documenta su realización tanto en su escala técnica como humana, que hizo posible duplicar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta hasta el Atlántico.

Un recorrido por las comunidades

Luego de su estreno a sala llena en el Centro Cultural Cipolletti en septiembre, el documental inició un circuito de proyecciones por distintas localidades.

La gira comenzó el 14 de octubre en el Aula Magna de la Universidad Nacional del Sur (Bahía Blanca), continuó el 15 de octubre en el Centro de Informes Turísticos de Río Colorado y siguió el 22 de octubre en el Espacio INCAA – Cine Ar de Choele Choel.

La función del 18 de noviembre en el MNBA cerró este recorrido, ofreciendo a la comunidad neuquina la oportunidad de conocer de cerca el esfuerzo, la innovación y el trabajo en equipo que hicieron posible este desarrollo clave para la infraestructura energética nacional.

Oldelval ya trabaja en el proyecto Duplicar X y Norte.

Una historia de energía y compromiso

En palabras de Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, Duplicar fue “el desafío más grande en toda la historia de la compañía”, y el documental constituye un testimonio del compromiso colectivo que permitió llevarlo adelante.

Por su parte, Federico Zárate, gerente de Proyectos, destacó que esta producción “resume la magnitud de Duplicar” y rinde homenaje a los equipos que participaron en cada etapa del proyecto.

“Duplicar: el futuro está en marcha” no solo documenta una obra, sino que refleja una visión: la de una empresa conectada con su gente, con las comunidades y con el futuro energético del país.

“El futuro está en marcha” el documental de Oldelval llegó al Museo Nacional de Bellas Artes

El martes 18 de noviembre, Oldelval llevó adelante una nueva proyección del documental “Duplicar: el futuro está en marcha” en el Museo Nacional de Bellas Artes (MNBA) de Neuquén capital. La actividad le puso fin al recorrido que la pieza audiovisual tuvo por las distintas localidades vinculadas a la traza del oleoducto.

La producción refleja el trabajo detrás del proyecto más ambicioso de la compañía y permitió dimensionar la magnitud de “Duplicar Plus”, una obra que significó un punto de inflexión para el desarrollo energético del país. Con testimonios e imágenes del proceso constructivo, el documental dejó registro tanto de la complejidad técnica como del trabajo humano que hizo posible duplicar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta hasta el Atlántico.

Tras su estreno en septiembre a sala llena en el Centro Cultural Cipolletti, el documental continuó su camino por distintas localidades.
La gira incluyó una función el 14 de octubre en el Aula Magna de la Universidad Nacional del Sur (Bahía Blanca), otra el 15 de octubre en el Centro de Informes Turísticos de Río Colorado y una más el 22 de octubre en el Espacio INCAA – Cine AR de Choele Choel.

La presentación en el MNBA fue el cierre de este recorrido, acercando a la comunidad neuquina al esfuerzo, la innovación y el trabajo colaborativo detrás de una obra clave para la infraestructura energética nacional.

Oldelval llenó el proyecto Duplicar.

Una historia de energía y compromiso

Para Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, Duplicar fue “el desafío más grande en la historia de la compañía”, y el documental se pensó como una forma de dejar registro

A su vez, Federico Zárate, gerente de Proyectos, destacó que la pieza “resume la magnitud de Duplicar” y es en honor a los equipos de trabajo involucrados en todas las etapas.

El documental ya se encuentra disponible en el canal de YouTube de Oldelval, para que quienes no pudieron asistir a las proyecciones —o deseen volver a verlo— tengan acceso libre al contenido.

https://www.youtube.com/watch?v=d4t19G_xwYY

Otro golpe al offshore: fracasó la exploración en el bloque ML_114

El offshore volvió a sufrir un duro golpe. Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea comunicaron que no continuarán con la exploración en el bloque MLO_114.

El Ministerio de Economía de la Nación, a través de la Secretaría de Energía, oficializó la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área MLO_114, ubicada en el ámbito Costa Afuera Nacional, que había sido otorgado en 2019 a las empresas Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea.

Según informó Noticias Argentinas, la decisión, formalizada mediante la Resolución 448/2025 publicada en el Boletín Oficial, responde a la notificación presentada por las compañías el pasado 23 de julio, donde comunicaron su decisión de no avanzar hacia el segundo período exploratorio y manifestaron la renuncia al citado permiso.

Según la normativa, la Dirección Nacional de Exploración y Producción del Ministerio de Economía verificó que las empresas cumplieron con los compromisos asumidos en la primera etapa exploratoria y no adeudan actividades técnicas, mensura ni pagos relacionados al canon de exploración correspondiente al ejercicio fiscal 2025, que ascendió a más de 193 millones de pesos.

En el mismo sentido, la autoridad ambiental constató que las permisionarias no registran observaciones ni incumplimientos en los informes remitidos y cumplieron con los lineamientos ambientales exigidos para la etapa exploratoria.

Como resultado de la renuncia y el cumplimiento de las condiciones legales, la Secretaría de Energía resolvió revertir el área offshore MLO_114 al Estado Nacional, según lo previsto en los artículos 81 y 85 de la Ley 17.319 y sus modificatorias.

El área había sido adjudicada inicialmente mediante concurso internacional en 2019, abarcando tareas de búsqueda y exploración de hidrocarburos costa afuera en el Mar Argentino, con plazos inicialmente extendidos por dos años suplementarios.

La medida ya fue notificada a las empresas involucradas y se ordenó dar intervención a los registros oficiales correspondientes.

Vista Energy invertirá más de U$S 4.500 millones para expandir su producción en Vaca Muerta

Vista Energy presentó su nuevo plan estratégico y anunció una inversión de más de USD 4.500 millones en Vaca Muerta para impulsar su producción un 60% y alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) en 2028. La visión de la compañía para 2030 se centra en alcanzar una producción de 200.000 boe/d.

La empresa, que ya invirtió más de USD 6.000 millones en la Argentina, se consolidó como el principal productor independiente de crudo y mayor exportador de petróleo del país. Vista proyecta ingresos por exportaciones por USD 8.000 millones en los próximos tres años, y un EBITDA ajustado de USD 2.800 millones para 2028, lo que representa un crecimiento del 75% respecto de su estimación para 2025.

“Estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora. En un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia. Haber consolidado una cultura de alto desempeño, ágil y con un equipo de clase mundial fue clave para seguir liderando el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy.

Vista presentó su nuevo plan estratégico ante la comunidad financiera internacional en su tercer Investor Day, un evento que marcó un nuevo hito para la compañía con la presencia en vivo de más de quince representantes de las principales entidades financieras del mundo —entre ellas Bank of America, Citi, Goldman Sachs, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Santander y UBS.

De acuerdo con las proyecciones del plan, entre 2026-2028, Vista prevé generar un flujo de caja libre de ~1.500 millones de dólares por año (considerando un escenario de precio Brent de 65 – 70 dólares por barril). Este nivel de generación de caja permitirá sostener el crecimiento, fortalecer la estructura financiera y mantener la capacidad de inversión de largo plazo.

Desde el anuncio del primer plan estratégico en 2021, Vista incrementó tres veces su producción y cuatro veces su EBITDA ajustado, que pasó de USD 380 millones a USD 1.600 millones en 2025. Además, el valor de su acción se expandió a una tasa anual compuesta del 73%, posicionándola entre las compañías de E&P con mejor desempeño a nivel global.

Con los nuevos anuncios, la firma ratifica un modelo propio de gestión que redefinió la forma de producir hidrocarburos en Vaca Muerta.