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El upstream de Neuquén ingresa al RIGI

El gobernador de la provincia de Neuquén, Rolando Figueroa, informó sobre la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de gas y petróleo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en el marco de gestiones realizadas ante el Ministerio de Economía de la Nación, a cargo de Luis Caputo.

La medida habilita a los proyectos hidrocarburíferos a acceder a los beneficios previstos en el régimen, que incluye incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios. El objetivo central es mejorar las condiciones de inversión para iniciativas de gran escala en el sector energético.

Según indicó el mandatario provincial, el acuerdo contó con el aval del presidente Javier Milei y permitirá avanzar en un esquema con mayor previsibilidad normativa. Desde el gobierno neuquino señalaron que el marco busca favorecer el desarrollo de nuevos proyectos productivos.

El RIGI establece reglas específicas para inversiones superiores a determinados montos, con beneficios en materia de impuesto a las ganancias, IVA y acceso al mercado de cambios. Estas condiciones apuntan a reducir los costos operativos y financieros de las empresas involucradas.

Antecedentes y alcance del régimen

La inclusión del upstream en el RIGI es el resultado de gestiones iniciadas meses atrás por el Ejecutivo provincial. En diciembre del año pasado, Figueroa había formalizado el pedido ante el Ministerio de Economía, con foco en proyectos destinados a incrementar la producción de gas y petróleo.

Desde una perspectiva técnica, el régimen busca generar un entorno más estable para inversiones de largo plazo, en un contexto marcado por la volatilidad macroeconómica. La previsibilidad tributaria y regulatoria es uno de los ejes centrales del esquema.

El gobernador también señaló la necesidad de avanzar en la monetización de los recursos hidrocarburíferos, con el objetivo de fortalecer distintas actividades económicas. En este sentido, remarcó la importancia de atraer capitales destinados a infraestructura, producción y servicios asociados.

Asimismo, la medida apunta a contribuir al saldo de la balanza energética, incrementar la recaudación fiscal y fortalecer los vínculos comerciales con países de la región, como Chile, Brasil y Uruguay.

Las proyecciones en Neuquén

Figueroa destacó que el desarrollo del petróleo y el gas natural, en especial el no convencional, tiene un peso significativo en la economía nacional, por su aporte en generación de divisas, empleo y actividad industrial asociada.

En declaraciones ante la prensa, explicó que la incorporación del upstream al RIGI permitirá reducir la carga impositiva efectiva de las empresas y mejorar las condiciones de rentabilidad de los proyectos. Según sostuvo, esto podría derivar en un aumento de la actividad económica vinculada al sector.

El mandatario también mencionó que existe una ventana temporal limitada para el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, estimada en alrededor de 30 años. En ese marco, consideró necesario acelerar las decisiones de inversión.

Desde el punto de vista estratégico, la inclusión en el régimen se presenta como una herramienta para facilitar el desarrollo de proyectos de gran escala en Neuquén, en un contexto de competencia regional e internacional por capitales destinados a la energía.

Comenzaron los estudios marinos para el proyecto Argentina LNG

Este fin de semana comenzó un estudio geotécnico en el suelo marino del Golfo San Matías, en el marco del proyecto Argentina LNG, una iniciativa estratégica que permitirá desarrollar infraestructura offshore para exportar gas desde la costa rionegrina hacia los mercados internacionales.

Los trabajos, que se extenderán durante aproximadamente 30 días, según informó YPF, se realizan a unos 6 kilómetros de la costa mediante una embarcación especializada equipada con tecnología de última generación. El análisis del suelo es un paso fundamental para determinar las condiciones técnicas en las que operarán las futuras unidades flotantes de licuefacción.

El estudio es llevado adelante con estándares internacionales y estrictas normas de seguridad y preservación ambiental. Las muestras extraídas serán analizadas en laboratorios especializados, permitiendo obtener información precisa para la planificación del desarrollo offshore.

Río Negro, plataforma energética al mundo

Argentina LNG es un proyecto de escala global que integra producción y transporte de gas, diseñado para potenciar los recursos de Vaca Muerta y consolidar a Río Negro como puerta de salida energética del país. En su etapa inicial prevé una capacidad de exportación de 12 millones de toneladas anuales, con posibilidad de ampliación a 18 MTPA.

“Río Negro está llamado a ser protagonista de la nueva etapa energética de la Argentina. Con Argentina LNG vamos a transformar nuestros recursos en exportaciones, en divisas para el país y en una plataforma que proyecte nuestra energía al mundo desde el Golfo San Matías”, sostuvo el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, al referirse al avance del proyecto.

Planificación, inversión y futuro

El inicio de este estudio geotécnico representa un nuevo avance dentro de una planificación ordenada y estratégica que posiciona a la provincia en el centro del desarrollo energético nacional.

Con pasos firmes y previsibilidad, Río Negro consolida un rumbo claro para transformar sus recursos en crecimiento, empleo y oportunidades para las próximas décadas.

tgs inicia la ampliación del Gasoducto Perito Moreno

Transportadora de Gas del Sur (tgs) anunció hoy el inicio formal de las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM) y de sus sistemas troncales regulados. El proyecto busca dar respuesta al crecimiento de la producción en Vaca Muerta, permitiendo inyectar un volumen adicional de 14 MMm³/día al sistema nacional.

Tras haber resultado adjudicataria en la licitación de ENARSA en octubre de 2025, tgs puso en marcha un plan de obras que se estima estará operativo para el invierno de 2027. Los trabajos principales incluyen:

  • Nuevas Plantas Compresoras: Se construirán tres plantas en la provincia de La Pampa (Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi).
  • Refuerzo en Tratayén: Se sumará un equipo compresor en la planta existente en Neuquén, alcanzando un total de 90.000 HP de potencia instalada.
  • Ampliación del Sistema Regulado: Para asegurar que el gas llegue al Gran Buenos Aires y al Norte del país, se instalarán 20 km de cañería paralela y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, que además será adecuado para operar a mayor presión.

Convocatoria a contratar la nueva capacidad de transporte

Coincidiendo con el inicio de las obras, tgs lanzó hoy los Concursos Abiertos para adjudicar la capacidad incremental de transporte. Esta convocatoria está dirigida a productores y usuarios interesados en contratar servicios en firme bajo dos tramos:

  • Tramo GPM: 14 MMm³/día desde Tratayén hasta Salliqueló.
  • Tramo Sistema Regulado: 12 MMm³/día desde Salliqueló hasta el área del Gran Buenos Aires.

“Esta expansión es vital para evacuar el potencial de Vaca Muerta y garantizar el abastecimiento interno en los centros de mayor consumo y el norte argentino”, destacaron desde la compañía.

Los interesados pueden consultar las bases y condiciones en el sitio oficial: www.tgs.com.ar/transporte

Con foco en el invierno, el Gobierno habilita la competencia privada en el GNL

El Gobierno Nacional dio un nuevo paso en la reorganización del sistema energético al convocar a una licitación pública nacional e internacional para la importación y comercialización privada de gas natural licuado (GNL). La medida apunta a seleccionar un operador que utilice la capacidad disponible de la terminal de Escobar y entregue el gas regasificado en Los Cardales.

La iniciativa fue instrumentada mediante la Resolución 33/2026 de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, y establece los lineamientos técnicos, económicos y operativos que regirán el proceso. El objetivo central es que el abastecimiento se defina mediante competencia, con reglas claras, trazabilidad y mayor previsibilidad para el sistema.

Según lo dispuesto, la licitación contará con una etapa de precalificación destinada a evaluar antecedentes técnicos, experiencia y solvencia financiera de los interesados. Solo quienes superen esa instancia podrán presentar ofertas económicas, que serán comparadas en función del menor adicional en dólares por millón de BTU sobre el marcador internacional TTF.

El criterio de adjudicación se basará en la propuesta que ofrezca el menor diferencial respecto del índice Title Transfer Facility, publicado por Intercontinental Exchange. Ese adicional deberá cubrir todos los costos logísticos y operativos, incluyendo flete marítimo, regasificación, almacenamiento, comercialización y transporte por gasoducto hasta el punto de entrega.

El esquema prevé la designación de un único operador privado que actuará como comercializador-agregador, concentrando la coordinación de buques, la administración de inventarios y la utilización de la unidad flotante de almacenamiento y regasificación. De esta manera, se busca evitar superposiciones y conflictos en una infraestructura que requiere gestión unificada.

La instalación del proyecto de GNL fue un dilema para el país.

La búsqueda de garantizar eficiencia operativa en el GNL

Desde la Secretaría de Energía explicaron que las características técnicas de la terminal de Escobar imponen la necesidad de una administración coordinada. Los informes oficiales advierten que una operatoria fragmentada podría generar problemas en la asignación de ventanas de arribo de buques y en la gestión de los tanques de almacenamiento.

La resolución establece que el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. Dicho contrato tendrá una duración de un año calendario desde su firma, con asignación total de capacidad durante el período invernal comprendido entre el 1 de abril y el 30 de septiembre de 2026.

Fuera de ese período, las partes podrán acordar el uso de la capacidad disponible con el objetivo de optimizar la infraestructura en beneficio del sistema. Esta flexibilidad busca maximizar el aprovechamiento de la terminal y reducir costos estructurales en los meses de menor demanda.

El marco regulatorio también fija un precio máximo para la venta del gas regasificado en el mercado interno. Ese valor no podrá superar el marcador TTF más el adicional adjudicado, garantizando que los usuarios finales accedan a un suministro competitivo y alineado con referencias internacionales.

Para las distribuidoras, la medida prevé criterios que permitan contar con precios ciertos al momento de contratar, facilitando su traslado a tarifas conforme a la normativa vigente. En el caso de la industria y de los generadores eléctricos, se aplicarán mecanismos específicos que otorguen mayor flexibilidad comercial.

YPF busca explotar los recursos de Vaca Muerta con el GNL.

Plazos, rol de ENARSA y objetivos de mediano plazo

El cronograma oficial establece que el proceso licitatorio deberá concluir en un plazo aproximado de 40 días desde la publicación de la resolución. Una vez adjudicado, el contrato con la terminal deberá firmarse dentro de los cinco días posteriores, con el objetivo de anticiparse al pico de demanda invernal.

La convocatoria y ejecución operativa quedarán a cargo de Energía Argentina Sociedad Anónima, conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación. ENARSA continuará cumpliendo un rol central en la transición hacia un esquema con mayor participación privada.

El texto oficial también contempla la posibilidad de declarar desierta la licitación si las ofertas no resultan convenientes o no cumplen con los requisitos establecidos. En ese escenario, la Secretaría podrá instruir la continuidad del mecanismo actual para asegurar el abastecimiento durante 2026.

Asimismo, se reconoce el derecho del adjudicatario a igualar la mejor oferta en una eventual licitación para el invierno de 2027, siempre que ese proceso se concrete. Esta cláusula apunta a fomentar la continuidad operativa y a reducir riesgos para los inversores.

El nuevo tren de fraccionamiento de Mega impulsa la industrialización del gas de Vaca Muerta

Mega anunció nuevos avances en la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) en su complejo industrial de Bahía Blanca, que busca ampliar la capacidad productiva y fortalecer el rol del midstream de Vaca Muerta.

A través de un posteo en su cuenta de LinkedIn, la empresa informó que alcanzó dos hitos fundamentales en el proyecto. Por un lado, finalizó el montaje del último equipo del proceso productivo. Por otro, concretó la primera puesta en marcha de una unidad, como parte de las pruebas previas a su entrada en servicio.

Desde la compañía destacaron que estos avances marcan el ingreso en una etapa decisiva para completar la construcción del NTF. “Entramos en una etapa decisiva para completar la construcción y avanzar con la puesta en marcha. Cada progreso refleja el compromiso y la coordinación de nuestros equipos”, señalaron en la publicación.

El nuevo tren de fraccionamiento forma parte del plan de expansión industrial que Mega ejecuta en Bahía Blanca, orientado a acompañar el crecimiento del gas no convencional. Actualmente, la empresa procesa cerca del 40% del gas de la Cuenca Neuquina y cumple un rol estratégico dentro del plan 4×4 impulsado por YPF.

La ampliación, que ya supera el 70% de avance, representa un salto estructural para el complejo. Permitirá incrementar la capacidad de separación de etano, propano, butano y gasolina natural, productos fundamentales para el mercado petroquímico y para la generación de divisas a través de exportaciones.

El impacto del NTF en el desarrollo del midstream

El director Midstream Gas y GLP de YPF, Pedro Locreille, también destacó la importancia de este tipo de proyectos para acompañar el ritmo del shale. “El crecimiento de la producción de petróleo en Vaca Muerta no solo impulsa el upstream: también genera un impacto directo en el midstream”, posteó en su cuenta de LinkedIn.

“Un dato clave: por cada incremento de 200.000 barriles/día de producción de crudo, se habilita del orden de 1 millón de toneladas por año de GLP recuperable”, agregó y explicó que este escenario pone en primer plano la necesidad de ampliar la capacidad de procesamiento.

“Esto pone en primer plano la importancia de ampliar la capacidad de procesamiento de gas para superar los cuellos de botella operativos incrementando la oferta de GLP y otros NGLs”, subrayó Locreille en su publicación, en referencia directa a obras como la que ejecuta Mega en Bahía Blanca.

En el marco del Energy Day organizado por Econojournal, el CEO de Mega, Tomás Córdoba, detalló que la compañía produce actualmente unas 4.800 toneladas diarias de líquidos. Ese volumen llega tras el acondicionamiento en Loma La Lata y un transporte por poliducto de 600 kilómetros.

La obra del NTF demandará una inversión total de 260 millones de dólares y permitirá incorporar 2.300 toneladas adicionales por día. La primera fase, prevista para 2025, sumará 850 toneladas diarias, mientras que la segunda etapa, proyectada para 2026, completará la ampliación.

Acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El proyecto incluye el montaje de equipos de gran porte fabricados por AESA, como la columna debutanizadora y la torre deetanizadora. Ambos componentes forman parte central del nuevo tren y resultan clave para aumentar la eficiencia del proceso de separación de líquidos.

Mega ya ejecutó cerca de 180 millones de dólares en esta primera etapa y evalúa una inversión adicional para ampliar el sistema de transporte desde Neuquén. Esa obra permitiría asegurar el abastecimiento del NTF y demandaría entre 24 y 26 meses de ejecución.

En materia comercial, la empresa prevé destinar todo el crecimiento productivo a exportaciones, ya que el mercado local se encuentra plenamente abastecido. Actualmente factura unos 600 millones de dólares anuales, con una participación externa cercana al 50%.

Con la nueva capacidad, Mega podría sumar 100 millones de dólares adicionales en exportaciones en el corto plazo y otros 150 millones una vez completado el tren. Córdoba también proyectó un potencial de hasta 7.000 toneladas adicionales en el mediano plazo.

Un barril a U$S 60, equipos e infraestructura incrementarán un 20% la actividad en Vaca Muerta

Durante 2026, Vaca Muerta se prepara para transitar un nuevo año de crecimiento, con un aumento proyectado de más del 20% en su nivel de actividad. El impulso llegará principalmente desde el shale oil, acompañado por precios internacionales favorables, nuevas obras de infraestructura y una mayor disponibilidad de equipos.

Luego de varios años de consolidación, el desarrollo no convencional atraviesa una etapa de mayor estabilidad. Las operadoras avanzan con planes más ordenados, campañas continuas y una planificación que apunta a sostener el ritmo de inversión sin los altibajos que marcaron etapas anteriores.

El precio del barril, estabilizado en torno a los 60 dólares, aparece como uno de los principales factores que explican este escenario. Con ese nivel de cotización, los proyectos en Vaca Muerta mantienen su rentabilidad y permiten seguir apostando por nuevos pozos y desarrollos.

En diálogo con eolomedia, Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy, destacó que los datos anticipan un año muy positivo. “Nuestros pronósticos indican que el nivel de actividad va a ser muy bueno, superior al de 2025. Nosotros seguimos dos indicadores principalmente: los pozos nuevos iniciados mes a mes y la cantidad de etapas de fractura. Las dos cosas juntas nos dan una sensibilidad del nivel de actividad, y para el próximo año esperamos ambos indicadores por encima del 20%”, afirmó.

Este crecimiento, explicó, no surge de manera espontánea. Es el resultado de una combinación de experiencia acumulada, mejoras en los procesos y una mayor coordinación entre las distintas áreas de la industria.

Tecpetrol sumó un perforador para Vaca Muerta.

Precios e infraestructura, las claves del crecimiento en 2026

Uno de los pilares del nuevo ciclo es el sostenimiento del precio internacional del crudo. Con valores cercanos a los 60 dólares, las compañías encuentran un marco favorable para sostener sus planes y proyectar inversiones a mediano plazo.

Díaz explicó cómo incide este factor en las decisiones empresarias. “Uno de los grandes motivos del crecimiento es el nivel de precios que se sostiene alrededor de los 60 dólares, que para Vaca Muerta sigue siendo bastante competitivo. Eso permite que los proyectos sigan avanzando y que las empresas mantengan su ritmo de inversión”, señaló.

A este escenario se suma el avance de obras clave para el transporte del petróleo. La ampliación de la capacidad de evacuación se transformó en una condición indispensable para que la producción pueda seguir creciendo sin trabas.

“La infraestructura ya está encaminada y los tiempos vienen según lo planeado. Esa capacidad se tiene que llenar, y eso va a empujar mayor nivel de actividad del lado del petróleo. Por eso vemos un crecimiento cercano al 20%”, sostuvo el especialista.

La disponibilidad de transporte cambia la lógica de trabajo. Las empresas pueden perforar más pozos, reducir interrupciones y planificar campañas más largas, sin depender de cuellos de botella logísticos.

Este escenario también favorece una mayor coordinación entre perforación, fractura y producción. Los procesos son cada vez más integrados, lo que permite ahorrar tiempo y reducir costos operativos.

Además, la experiencia acumulada en los últimos años permitió mejorar la eficiencia general. Hoy se perfora más rápido, se fractura con mayor precisión y se obtiene más producción por pozo que en etapas anteriores.

Nuevos proyectos y más equipos para sostener el ritmo

El crecimiento previsto para 2026 no estará limitado a los yacimientos tradicionales. Varios proyectos que venían desarrollándose de manera gradual comenzarán a acelerar su actividad, aportando nuevos volúmenes al sistema.

“Seguramente haya proyectos grandes que estén acelerando más allá de los tradicionales. Proyectos nuevos como Rincón de Aranda con Pampa, Bajo del Choique con Pluspetrol, y otros desarrollos deberían avanzar a una buena velocidad. Los grandes proyectos también deberían seguir como hasta ahora”, detalló Díaz.

La ventana norte de Vaca Muerta continuará ganando protagonismo. Se trata de una zona con alta productividad, aunque todavía enfrenta desafíos vinculados a la logística y los costos.

“Los bloques son súper productivos, a niveles muy similares a los del hub core de Loma Campana. El principal desafío es la infraestructura y el costo de los pozos por estar lejos de un centro de servicios desarrollado”, explicó el analista.

Otro factor clave será la llegada de nuevos equipos. Durante los últimos meses, varias compañías cerraron acuerdos para incorporar tecnología de última generación, tanto en perforación como en fractura.

“Hoy no vemos que los equipos vayan a ser un gran inconveniente. Están llegando rigs nuevos y también nuevos sets de fractura con tecnología más moderna. Eso permite acompañar el crecimiento sin que se genere un cuello de botella”, afirmó.

Las áreas que lideran la producción en Vaca Muerta

Mes a mes, Vaca Muerta confirma que su expansión no se detiene. Diciembre volvió a marcar un nuevo récord para la producción petrolera argentina, con un total de 860.036 barriles diarios. Detrás de ese número aparecen áreas que funcionan como verdaderas locomotoras, que marcan una etapa de crecimiento constante y redefinen el mapa energético nacional.

El avance del shale se refleja en un incremento mensual del 1,54% y un salto interanual del 13,77%. La producción no convencional creció 2,36% respecto de noviembre y más de 31% en comparación con el mismo mes del año anterior. Estos datos confirman que el impulso central proviene de Vaca Muerta y de sus áreas más productivas.

En contraposición, el segmento convencional volvió a mostrar una tendencia descendente. En diciembre registró una leve baja mensual del 0,24% y una caída interanual del 12,01%. Este retroceso refuerza el cambio estructural que vive la industria, con el shale desplazando progresivamente a los yacimientos maduros.

El liderazgo de Vaca Muerta y sus áreas más productivas

Según los datos analizados por el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana continúa siendo el principal motor del petróleo argentino. El yacimiento operado por YPF alcanzó en diciembre una producción de 102.433 barriles diarios, equivalente al 11,91% del total nacional. Además, registró una suba mensual del 10,45%, consolidando su posición como el área más importante del país.

En segundo lugar aparece La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con 86.385 barriles diarios y una participación del 10,04%. Su crecimiento del 2,11% mensual refleja estabilidad operativa y eficiencia productiva, factores que le permiten sostenerse como uno de los pilares del desarrollo no convencional.

Bandurria Sur completa el podio de Vaca Muerta con 63.686 barriles diarios y una mejora del 3,35% respecto del mes anterior. Este bloque se consolidó como una de las áreas más relevantes del shale, combinando altos niveles de producción con una curva de crecimiento sostenida.

Más atrás, Bajada del Palo Oeste, operada por Vista Energy, registró 51.044 barriles diarios. Aunque mostró una baja mensual del 2,32%, sigue siendo una referencia dentro del desarrollo no convencional. Por su parte, La Angostura Sur I sorprendió con una suba del 12,11%, alcanzando los 34.333 barriles diarios.

Uno de los datos más destacados fue el ingreso de Bajo del Choique–La Invernada, de Pluspetrol, al top ten nacional. Con 22.580 barriles diarios y un salto mensual del 33,87%, se posicionó como una de las áreas de mayor dinamismo. A esto se suman El Trapial Este, de Chevron, y La Calera, también de Pluspetrol, ambas superando los 21 mil barriles diarios.

La nueva vida para el convencional.

El aporte del Golfo San Jorge en un contexto de transición

Aunque el protagonismo se concentra en Vaca Muerta, la Cuenca del Golfo San Jorge sigue teniendo un rol relevante en la producción nacional. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operada por Pan American Energy, produjo en diciembre 60.494 barriles diarios, con una suba mensual del 5,08%, representando el 7,03% del total país.

Este yacimiento continúa siendo el principal exponente del petróleo convencional argentino, mostrando capacidad de sostener volúmenes significativos en un contexto de madurez. Su desempeño permite amortiguar, en parte, el retroceso general del segmento tradicional.

En tanto, Manantiales Behr, operada por YPF, pero adquirido por Rovella Energy, alcanzó los 25.433 barriles diarios, con un crecimiento mensual del 2,81%. Aunque lejos de los niveles del shale, sigue siendo un activo relevante dentro de la cuenca.

VMOS, el proyecto que en un año sentó las bases para duplicar la producción de Vaca Muerta

El impulso de Vaca Muerta como motor del crecimiento energético argentino encontró en el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) una pieza clave para consolidar ese salto. A un año del inicio de su construcción, el oleoducto ya muestra avances determinantes que permiten transformar el potencial productivo en capacidad real de transporte, exportación y generación de divisas.

VMOS cumple su primer aniversario como el primer proyecto del sector petróleo y gas enmarcado en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). En apenas doce meses, la iniciativa se consolidó como la obra de transporte de hidrocarburos más relevante de las últimas décadas y como el eslabón indispensable para duplicar la producción de petróleo de Vaca Muerta.

El proyecto contempla la construcción de 437 kilómetros de ducto que conectan la cuenca neuquina con el Mar Argentino, además de una terminal portuaria en Punta Colorada con una capacidad de almacenamiento de 720.000 metros cúbicos. En su configuración final, permitirá exportaciones anuales por más de 15.000 millones de dólares en shale oil.

Desde su concepción, el VMOS fue pensado como una solución estructural al principal cuello de botella del shale argentino: la falta de infraestructura para evacuar volúmenes crecientes de producción. La magnitud del proyecto refleja ese objetivo, al integrar ducto, estaciones de bombeo, instalaciones eléctricas y una terminal marítima preparada para operaciones a gran escala.

Avances técnicos y logros del primer año

Durante 2025, la obra avanzó de manera sostenida en sus distintos frentes. En la Estación Cabecera Allen se alcanzaron hitos relevantes en la construcción de tanques, con el levantamiento de las últimas virolas en el TK 7 y el cierre de soldaduras finales en el TK 8, además de progresos generales en infraestructura y servicios.

En paralelo, la Estación de Bombeo 1 Chelforó registró avances significativos en obra civil, tanto en la estación de bombeo como en la estación transformadora. Se completaron instalaciones de bases, premoldeados, piping y drenajes, consolidando una etapa fundamental para el funcionamiento integral del sistema de transporte.

 

El tendido del oleoducto también alcanzó un punto clave: se completaron todas las soldaduras de línea regular y las pruebas hidráulicas correspondientes. Además, se ejecutaron 76 cruces especiales que incluyeron caminos, arroyos y otras intersecciones, un desafío técnico central para garantizar la integridad del ducto.

En la Terminal Punta Colorada, los trabajos continuaron tanto en tanques como en obra civil. Se finalizaron virolas en los tanques TK 404 y TK 401, mientras avanzaron las tareas de movimiento de suelos, cañeros, campamentos y vallado perimetral, preparando el terreno para la futura operación portuaria.

Proyecciones 2026 y la etapa exportadora

Las proyecciones para 2026 marcan el inicio de una fase decisiva del proyecto. Entre los hitos previstos se destaca el Cruce Horizontal Dirigido del Río Negro y nuevas pruebas hidráulicas del ducto durante el primer bimestre del año, además del inicio de la obra marina a lo largo de todo el período.

También está previsto el comienzo de las obras de la Estación de Bombeo 2 Santa Rosa y de una tercera estación, con arranque durante el primer trimestre de 2026. En simultáneo, continuarán los trabajos de finalización en Allen, Chelforó y Punta Colorada, con la mirada puesta en la inauguración operativa en enero de 2027.

Según lo proyectado, el oleoducto iniciará su operación con un bombeo de 180.000 barriles diarios, para luego escalar hasta los 550.000 barriles diarios en una segunda fase de ampliación. Ese salto consolidará a la Argentina como un jugador competitivo en el mercado energético global.

Duplicar Norte: Techint construirá el oleoducto clave para destrabar el hub norte de Vaca Muerta

Antes de la polémica por la adjudicación de la provisión de caños para el proyecto de GNL de Southern Energy a la firma india Welspun que dejó afuera al Grupo Techint, la firma dedicada a ingeniería y construcción fue adjudicada en un proyecto clave para evacuar la producción del hub norte de Vaca Muerta.

La compañía fue seleccionada por Oleoductos del Valle (Oldelval) para ejecutar la construcción de un nuevo oleoducto de más de 200 kilómetros que atravesará Neuquén y Río Negro.

Duplicar Norte contempla la instalación de un ducto de 24 pulgadas de diámetro y una extensión total cercana a los 207 kilómetros, con una traza que conectará la estación de bombeo Auca Mahuida con la de Allen. Con esta obra, la capacidad del sistema pasará de 20.400 a 55.400 metros cúbicos diarios, acompañando la expansión productiva del shale oil.

El proyecto no solo responde a una necesidad operativa inmediata, sino que se inscribe dentro de una estrategia de largo plazo para consolidar a Vaca Muerta como un polo exportador. La nueva infraestructura se integrará al sistema Duplicar Plus, inaugurado este año, y también al Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), ampliando las alternativas logísticas para el crudo.

Techint y un proyecto clave para destrabar el transporte

Desde Techint destacaron que Duplicar Norte representa un desafío integral que combina ingeniería, planificación y ejecución en un entorno de alta exigencia. Mariano Rebollo, Oil & Gas Business Project Manager de la compañía, subrayó que el equipo ya se encuentra listo para avanzar con tecnología de vanguardia y un fuerte foco en la seguridad operativa.

La primera etapa del oleoducto está prevista para fines de 2026 y permitirá transportar hasta 220.000 barriles de petróleo por día. En una fase posterior, la capacidad podría ampliarse hasta 300.000 barriles diarios y alcanzar los 500.000 barriles hacia marzo de 2027, liberando capacidad en una de las zonas más dinámicas de la cuenca.

Con una inversión estimada entre 380 y 400 millones de dólares, el proyecto fue firmado bajo un esquema “ship or pay” con operadoras como Chevron, Tecpetrol, Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén. Este modelo garantiza demanda, financiamiento privado y previsibilidad, alineándose con los incentivos previstos por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Desde Oldelval, su CEO Ricardo Hösel señaló que la obra responde directamente a la “explosión productiva” del shale, en un contexto donde Vaca Muerta ya supera los 600.000 barriles diarios. La saturación del sistema actual, advirtió en distintos foros, obliga a acelerar proyectos de ampliación para evitar descuentos en el precio del crudo.

Oldelval inaugurará el Proyecto Duplicar.

Impacto económico, empleo y exportaciones

Duplicar Norte también tendrá un fuerte impacto en el empleo y las economías regionales. Durante el pico de construcción, se estima que la obra demandará alrededor de 850 trabajadores, entre puestos directos e indirectos, dinamizando la actividad en Neuquén y Río Negro a partir del primer trimestre de 2026.

La interconexión con Duplicar Plus y VMOS permitirá optimizar el flujo de crudo hacia Puerto Rosales y, a la vez, habilitar rutas flexibles para abastecer refinerías locales o canalizar exportaciones a través de Punta Colorada. De este modo, Oldelval podría transportar cerca del 80% del shale oil producido en la cuenca.

En términos macroeconómicos, la ampliación del sistema de transporte es clave para sostener exportaciones de crudo por entre 6.000 y 8.000 millones de dólares anuales. Al reducir restricciones logísticas, el proyecto fortalece la balanza comercial y consolida a Vaca Muerta como uno de los motores energéticos de la Argentina.

Los límites del gas de Vaca Muerta para abastecer al corazón industrial de Brasil

Mientras avanzan los proyectos de GNL, los actores de la industria apuntan a cubrir la demanda regional. Chile es el primer gran mercado para Vaca Muerta mientras que el polo industrial de Brasil es la apuesta para todo el aparato productivo del shale. Sin embargo, las perspectivas para la región muestran un margen de crecimiento limitado en el corto plazo.

En diálogo con eolomedia, Ernesto Díaz, vicepresidente para América Latina de Rystad Energy, señaló que existen oportunidades puntuales para aumentar envíos hacia el sur de Brasil y hacia Chile, aunque se trata de volúmenes acotados y dependientes de inversiones específicas en infraestructura existente.

“Ahí obviamente hay espacio para crecer de manera acotada, con envíos puntuales al sur de Brasil y todavía creciendo también un poco en Chile, dependiendo de la reversión del Gasoducto Norte y algunos tramos adicionales de la infraestructura de transporte”, explicó Díaz al referirse a las alternativas más inmediatas para el gas argentino.

El especialista aclaró que estas oportunidades requieren inversiones complementarias y de escala moderada, lo que limita el impacto que pueden tener sobre el desarrollo general del shale gas. “Eso es infraestructura complementaria, inversiones acotadas y obviamente la oportunidad no es grande”, afirmó Díaz.

El desafío de conectar Vaca Muerta con el corazón industrial de Brasil

Según Rystad Energy, la conexión entre la producción argentina y el anillo industrial de São Paulo representa una oportunidad de largo plazo que aún está lejos de concretarse. Si bien existen diferentes alternativas técnicas para avanzar en esa integración, las opciones demandan inversiones significativas y plazos extensos.

“La gran oportunidad es desarrollar toda la infraestructura para conectar con el anillo de São Paulo en Brasil, con distintas opciones que hay, ya sea directo Argentina-Brasil o vía Paraguay o Bolivia”, detalló Díaz.

Sin embargo, el vicepresidente para América Latina de Rystad Energy advirtió que este tipo de proyectos todavía carecen de señales concretas que permitan avanzar hacia su ejecución. “Son inversiones considerables de más largo plazo, por lo cual eso todavía está por verse, más allá de todo lo que se habla y de los anuncios y el interés que muestran las compañías y los gobiernos”, destacó.

Asimismo, Díaz reconoció que existen conversaciones a nivel gubernamental entre Argentina y Brasil, pero remarcó que aún no se tradujeron en definiciones operativas. “Con inversiones puntuales en infraestructura como la reversión del Gasoducto Norte, hay oportunidades para volúmenes adicionales para el sur de Brasil y para Chile, pero está muy acotado”, explicó.

Demanda atomizada y falta de contratos en firme

Para Díaz, el principal obstáculo que enfrenta el shale gas argentino para llegar a São Paulo es la ausencia de compromisos de demanda en firme del lado brasileño. Sin contratos que aseguren la compra de grandes volúmenes a largo plazo, resulta inviable financiar la infraestructura necesaria.

El especialista fue contundente al describir la magnitud de la obra necesaria. “Hay que hacer prácticamente un ducto nuevo desde Neuquén hasta Brasil, por lo cual no es poca cosa”, afirmó, y agregó que ese nivel de inversión exige garantías sólidas de demanda sostenida en el tiempo.

Según Díaz, el problema no radica en la falta de interés político o empresarial, sino en la estructura del mercado brasileño. “Más allá de los acuerdos entre los países, declaraciones de intención y la visita de las empresas, sin un contrato firme de demanda por un volumen alto desde el lado de Brasil no es posible financiar semejante infraestructura”, advirtió.

El ejecutivo explicó que la demanda potencial proviene principalmente del sector industrial y de algunas distribuidoras, lo que genera una fragmentación significativa. “No es que va a venir un Petrobras y va a comprometer la compra de grandes volúmenes a largo plazo, no hay un solo comprador”, indicó.

“Son muchos compradores individuales que hay que juntarlos, y ahí es donde entra el trabajo de la distribuidora de gas de Brasil para comprometer esa demanda en firme por contrato”, aseveró Díaz.