VMOS: quiénes invierten, cuánto ganarán y por qué es la obra clave para Vaca Muerta

Hay un número que resume el problema de Vaca Muerta desde hace años: no falta petróleo, falta cómo sacarlo. Ese es exactamente el punto que ataca VMOS, la sigla que en los despachos petroleros ya se pronuncia con naturalidad y que significa Vaca Muerta Oil Sur.

VMOS es una sociedad anónima constituida originalmente por YPF, que hoy funciona como un consorcio estratégico integrado por las principales petroleras del país. Su misión es concreta: construir un oleoducto de 437 kilómetros que una Allen, en Río Negro, con la terminal de exportación de Punta Colorada.

El informe elaborado por los especialistas Débora Aramayo, Santiago Jerez y Bruno Simieli destacan que el trazado no es un detalle menor. Estamos hablando de caños de 30 pulgadas —762 milímetros— capaces de mover volúmenes que hasta hace poco parecían impensados para la Patagonia. En Punta Colorada, además, se levanta una terminal con monoboyas y una playa de tanques que permitirá cargar buques de gran porte.

Quién pone la plata y quién se queda con la torta

El reparto societario tiene una lógica clara: manda quien más produce. YPF concentra el 25% del consorcio, seguida por Pluspetrol con 17% y PAE con 11%. Vista Energy, Pampa Energía y Chevron tienen 10% cada una, mientras que Shell y Tecpetrol suman 8% cada una y GyP cierra con el 1% restante.

La inversión total ronda los US$ 3.000 millones, y ahí aparece otro dato que no es menor: VMOS fue el primer vehículo de proyecto único en presentarse para acceder a los beneficios del RIGI, el régimen que promete estabilidad normativa por 30 años. El 30% del capital sale del bolsillo de las socias.

El 70% restante llega vía créditos internacionales, con Citi, JP Morgan y Santander como los bancos que financian la obra. Es la clase de estructura que en la city porteña se lee como una señal: si la banca internacional apuesta a treinta años, algo del riesgo país argentino empieza a moverse en otra dirección.

Un cronograma que ya tiene fecha de arranque

Las exportaciones no arrancan de un día para el otro. La etapa inicial está prevista para diciembre de 2026, con una capacidad de 180.000 barriles diarios. Para marzo de 2027 ese número debería subir a 390.000, y recién en el segundo semestre de ese año se llegaría a la capacidad contratada plena: 550.000 barriles por día.

Ese techo, además, no es definitivo. El propio consorcio dejó la puerta abierta para ampliar la capacidad hasta 700.000 barriles diarios si la demanda lo justifica. YPF, Pan American Energy, Vista y Pampa ya comprometieron cerca de 275.000 barriles diarios, y VMOS ofreció opciones a Chevron, Pluspetrol y Shell por otros 230.000.

Lo interesante es leer estos números junto al beneficio impositivo que trae el RIGI: baja de Ganancias del 35% al 25%, amortización acelerada, exención de derechos de importación y de exportación pasados los tres años, y regalías que se negocian entre el 13% y el 17%. Ese combo es, en el fondo, lo que hizo viable el proyecto.

Lo que está en juego si el barril sostiene los US$ 80

Acá conviene hacer un ejercicio simple. Con un crudo a US$ 80 el barril, un costo de producción de US$ 45, regalías del 15% y el resto de las cargas impositivas, la ganancia neta por barril bajo este esquema queda en US$ 14,25. No suena a fortuna, pero multiplicado por volumen cambia la escala.

En la etapa final, con 550.000 barriles diarios, los ingresos brutos anualizados treparían a US$ 16.060 millones y la ganancia neta rondaría los US$ 2.861 millones. Para YPF, que se queda con la porción más grande, eso implica sumar unos US$ 715 millones anuales solo por este negocio.

Puesto en otra escala: operar VMOS a capacidad plena equivaldría, para YPF, a sumar cerca de un 20% a sus ventas de 2025, que fueron de US$ 18.000 millones. Y el salto en la capacidad de evacuación de crudo argentino sería de más del 18% frente a 2025 y del 20% frente a 2024.

Nadie en el sector duda de que la producción de Vaca Muerta puede crecer más rápido que la infraestructura que la conecta con el mar. Ese desfasaje es, hoy, el verdadero límite. VMOS no resuelve todo, pero sí abre una vía de salida propia, independiente, que hasta hace poco no existía en los planos de nadie.

2 julio, 2026

Trafigura invertirá en una central de 273 MW que dejará el diésel para operar con gas natural

Trafigura y Generadora Metropolitana concretaron la adquisición de la Central Los Guindos, una usina de 273 MW ubicada en la comuna de Cabrero, en la Región del Biobío, en Chile. La operación representa el ingreso de la compañía global al negocio de generación eléctrica del país y contempla la reconversión de la planta para que opere con gas natural.

La central actualmente funciona con diésel, pero ambas empresas anunciaron que este mismo año comenzarán las obras para adaptar sus dos turbinas al uso de gas natural. La iniciativa forma parte de una estrategia orientada a incrementar la eficiencia de la instalación y acompañar la transición energética del sistema eléctrico chileno.

Con esta inversión, Trafigura amplía su presencia en el sector energético de América Latina y suma un activo que buscará desempeñar un papel de respaldo para la creciente incorporación de energías renovables en Chile.

La Central Los Guindos dejará el diésel para operar con gas natural

La Central Los Guindos cuenta con una capacidad instalada de 273 MW, distribuida en dos turbinas que actualmente utilizan diésel como combustible para la generación eléctrica.

El proyecto prevé la reconversión de ambas unidades para que funcionen con gas natural en el corto plazo. Según informaron las compañías, esta transformación permitirá incrementar la potencia máxima de la central, además de reducir la intensidad de las emisiones asociadas a la operación.

Las empresas también señalaron que el cambio de combustible mejorará la eficiencia operativa y la flexibilidad de la planta, dos características consideradas fundamentales para respaldar un sistema eléctrico con una participación creciente de fuentes renovables.

Trafigura apuesta por expandirse en el mercado eléctrico chileno

La adquisición constituye la primera inversión de Trafigura en el sector eléctrico de Chile, un mercado que la empresa considera estratégico para su crecimiento regional.

“Chile representa un mercado estratégico para Trafigura en América Latina, y esta operación marca nuestro ingreso al sector eléctrico del país con un compromiso de largo plazo. Generadora Metropolitana aportará su experiencia operativa en el mercado local, respaldada por la experiencia logística y comercial que Trafigura ha desarrollado a lo largo de décadas en mercados energéticos de todo el mundo”, afirmó Gerardo Zmijak, director comercial de Trafigura en Argentina.

Como parte del acuerdo, Generadora Metropolitana tendrá a su cargo el 100% de la operación, la administración y la gestión integral de la Central Los Guindos, aprovechando su experiencia en el mercado eléctrico chileno.

Una inversión orientada a la transición energética

Desde Generadora Metropolitana destacaron que la incorporación de la central forma parte de su estrategia de expansión y del fortalecimiento de una matriz energética con menores emisiones.

“Esta adquisición es un paso concreto en nuestro plan de crecimiento y en la consolidación de una matriz energética más limpia y confiable. La reconversión de las dos unidades de Los Guindos a gas natural nos permitirá incorporar capacidad adicional con menores emisiones y, al mismo tiempo, aportar flexibilidad, seguridad y respaldo al sistema eléctrico, un aporte en la transición energética de Chile”, señaló Diego Hollweck, gerente general de la compañía.

Una vez finalizada la reconversión prevista para este año, la Central Los Guindos buscará consolidarse como un activo de respaldo para el sistema eléctrico chileno. Su operación con gas natural permitirá ofrecer mayor disponibilidad de generación y acompañar el crecimiento de las energías renovables mediante una infraestructura más flexible y eficiente.

21 junio, 2026

Jorge Brito: “Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial”

Genneia participó del Diálogo de Alto Nivel con el Sector Privado “Hacia una Agenda de Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, organizado en el marco de la 56° Asamblea General de la OEA, realizada en Panamá. El encuentro reunió a líderes empresariales, autoridades gubernamentales y representantes de organismos internacionales para debatir los desafíos y oportunidades de la región en materia de energía, comercio, inversión e innovación.

En ese contexto, el presidente de Genneia, Jorge Brito, integró el panel “Energía y Recursos Críticos”, donde compartió su visión sobre las oportunidades que posicionan a la Argentina como un actor estratégico en el nuevo mapa energético global, en la antesala de la 56ª Asamblea General de la OEA, encabezada por su secretario general, Albert Ramdin, donde participarán presidentes y ministros de los países miembros e invitados especiales.

“Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial porque cuenta con una combinación única de recursos naturales, infraestructura en desarrollo y un marco regulatorio que empieza a brindar la previsibilidad que demandan las inversiones de largo plazo”, sostuvo Brito durante su exposición ante 350 líderes gubernamentales y empresariales globales.

El futuro del país

Y destacó que el país reúne condiciones excepcionales para consolidarse como uno de los principales destinos de inversión energética de la región, gracias a la complementariedad entre los recursos convencionales, no convencionales y energías renovables.

“La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”, señaló.

Asimismo, remarcó el papel del RIGI como una herramienta clave para acelerar proyectos de infraestructura energética de gran escala.

“El RIGI es la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones. Ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años y cambia radicalmente la ecuación para proyectos como plantas de licuefacción de GNL y nuevas líneas de transmisión eléctrica”, afirmó.

La capacidad de generar energía

Durante el panel también se abordó el crecimiento exponencial de la demanda energética asociada a la inteligencia artificial y la oportunidad que representa para países con abundancia de recursos energéticos competitivos.

“Hoy la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Eso nos convierte en un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”, explicó Brito.

En ese sentido, destacó que la disponibilidad de energía renovable será un factor determinante para la localización de las nuevas inversiones tecnológicas a nivel global.

“Los centros de datos requieren energía abundante, confiable y con baja huella de carbono. Tenemos la oportunidad de aprovechar nuestros recursos para atraer esas inversiones y desarrollar una nueva economía vinculada a la tecnología y el conocimiento”, agregó.

El compromiso de Genneia

Finalmente, Brito sostuvo que el desafío del país es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado.

“La Argentina tiene la oportunidad histórica de pasar de ser un exportador de recursos a convertirse en un productor de energía y de industrias asociadas con proyección internacional. La combinación de nuestros recursos energéticos y un entorno cada vez más favorable para la inversión nos permite pensar en un desarrollo de largo plazo con mayor valor agregado”, aseguró.

La participación de Genneia en este espacio de alto nivel reafirma su compromiso con la promoción del diálogo público-privado y con el impulso de iniciativas que contribuyan a consolidar una matriz energética eficiente, competitiva y sostenible para la Argentina. El presidente de Genneia, Jorge Brito, integró el panel “Energía y Recursos Críticos”, junto a ministros de energía y ejecutivos de empresas globales de energía, como Exxon y AES, donde compartió su visión acerca de las oportunidades que posicionan a la Argentina como un polo estratégico para la inversión energética y la inteligencia artificial.

11 junio, 2026

El parque eólico de Aluar se prepara para operar en octubre

El parque eólico La Flecha, emplazado a 45 kilómetros de Puerto Madryn, alcanzó un nuevo avance con la instalación del último de los 56 aerogeneradores contemplados en el proyecto impulsado por Aluar en la provincia de Chubut. Con una capacidad total de 336 MW, la iniciativa se posiciona como el mayor complejo eólico desarrollado en una única fase constructiva en la Argentina.

La culminación de esta etapa representa un punto decisivo para el emprendimiento, que ahora inicia el proceso de pruebas técnicas y puesta en servicio de los equipos. El objetivo es concretar el comienzo de la operación comercial durante octubre, una vez completadas las verificaciones correspondientes.

De acuerdo con las proyecciones difundidas por las compañías participantes, la energía producida por el complejo permitirá sustituir cerca de 1,3 millones de metros cúbicos de gas natural por día, una cantidad equivalente al abastecimiento de aproximadamente 260.000 hogares.

Impacto energético y ambiental

Además del aporte a la generación eléctrica, el proyecto tendrá un efecto relevante en materia ambiental. Las estimaciones indican que el funcionamiento del parque evitará la emisión de alrededor de 580.000 toneladas de dióxido de carbono por año, contribuyendo a la reducción de la huella de carbono y al fortalecimiento de la generación renovable.

Desde Goldwind, empresa responsable del montaje de los equipos, destacaron la dimensión de la obra y el cumplimiento de los principales hitos previstos para la construcción. Jesús Caraballo, Project Manager de la compañía, sostuvo que el proyecto refleja el trabajo realizado durante la etapa de ejecución y el aporte de la iniciativa al desarrollo de una matriz energética con mayor participación de fuentes renovables.

Por su parte, Belén Loguzzo, Environmental Supervisor de la firma, resaltó las tareas vinculadas a la seguridad operativa y la gestión ambiental implementadas durante la construcción. Según explicó, se aplicaron mecanismos permanentes de prevención, monitoreo y capacitación del personal para garantizar el cumplimiento de los estándares establecidos.

Desde Aluar también subrayaron la importancia estratégica de incorporar nueva capacidad de generación renovable. Rodrigo Gaslera, jefe de Distribución y Conversión de Energía de la empresa, señaló que la puesta en funcionamiento de los aerogeneradores representa tanto un avance de infraestructura como el resultado de una decisión orientada a ampliar la matriz energética de la compañía.

La evolución de una obra de gran escala

El desarrollo del parque eólico La Flecha comenzó a tomar forma hacia finales de 2023, cuando Aluar firmó un acuerdo con Goldwind para el suministro de 52 aerogeneradores del modelo GW165, cada uno con una potencia de 6 MW y equipados con tecnología de accionamiento directo mediante imanes permanentes.

Durante 2024, la iniciativa sumó cuatro unidades adicionales, elevando la potencia proyectada desde los 312 MW inicialmente previstos hasta los 336 MW que tendrá el complejo una vez que entre en operación comercial.

La construcción implicó además una compleja logística internacional. Para abastecer la obra llegaron seis embarcaciones con componentes fabricados en China, que posteriormente fueron transportados más de 1.400 kilómetros hasta el sitio donde se ubica el parque.

Entre los elementos movilizados se encontraban piezas de gran tamaño y peso, incluyendo componentes que alcanzaban los 127.000 kilogramos y aspas cercanas a los 82 metros de longitud, lo que demandó una planificación específica para su traslado y montaje.

La instalación del último aerogenerador GW165 permitió completar una de las etapas centrales del proyecto. Según indicaron las empresas involucradas, los trabajos concluyeron antes de los plazos previstos originalmente, dejando al complejo en condiciones de avanzar hacia las pruebas finales previas al inicio de sus operaciones.

11 junio, 2026

Cómo se distribuyen los U$S 3.000 millones de TGS en el proyecto de NGLs

TGS avanzó con la firma de acuerdos comerciales para desarrollar el proyecto NGLs, que contempla la inversión de 3.000 millones de dólares para expandir la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y potenciar las exportaciones de hidrocarburos de la Argentina.

La magnitud de la inversión ubica a la obra entre las más importantes previstas para el sector energético durante los próximos años. El esquema contempla la participación de YPF, Pluspetrol y Chevron, compañías que ya comprometieron más del 80% de la capacidad inicial prevista para el sistema.

El proyecto está diseñado para recuperar y procesar los líquidos del gas natural (NGLs, por sus siglas en inglés) provenientes de la producción de hidrocarburos no convencionales. Su desarrollo busca resolver restricciones de infraestructura que podrían afectar el crecimiento futuro de la actividad en la cuenca neuquina.

Cómo será la inversión de TGS

Según informó TGS a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la mayor parte de los recursos se destinará a dos grandes bloques de infraestructura. Por un lado, la subsidiaria Procesadora de Gas del Sur (PGS) tendrá a cargo obras vinculadas al procesamiento de gas en Neuquén, con una inversión estimada en US$ 1.100 millones.

Ese desembolso contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 kilómetros y una nueva planta de procesamiento en Tratayén, que contará con una capacidad estimada de 43 millones de metros cúbicos diarios.

El segundo componente estará bajo responsabilidad de Midstream de Gas del Sur (MGS), que ejecutará inversiones por US$ 1.900 millones destinadas a conectar Neuquén con la costa bonaerense y ampliar la capacidad logística para la exportación de productos.

Las obras previstas entre Neuquén y Bahía Blanca

Dentro de este segmento se encuentra la construcción de un poliducto de 577 kilómetros que unirá Tratayén con Bahía Blanca, además de una nueva planta de fraccionamiento, instalaciones de almacenamiento y obras asociadas a una terminal marítima en Puerto Galván.

La infraestructura permitirá separar, transportar, almacenar y despachar los líquidos recuperados durante el procesamiento del gas natural. Se trata de productos con fuerte demanda en los mercados internacionales y con potencial para incrementar los ingresos por exportaciones.

Según las estimaciones informadas por la compañía, una vez en operación el sistema podría generar alrededor de US$ 1.200 millones anuales en exportaciones, aportando nuevas divisas para la economía argentina y fortaleciendo el desarrollo de la cadena de valor del gas.

Un proyecto clave para el crecimiento de Vaca Muerta

El avance de la producción de petróleo y gas en Vaca Muerta viene impulsando la necesidad de ampliar la infraestructura de transporte y procesamiento. En ese contexto, el proyecto NGLs aparece como una pieza estratégica para acompañar la expansión de la actividad en los próximos años.

La iniciativa permitirá adecuar el tratamiento del gas asociado generado por la producción de petróleo, facilitando su transporte a través de los sistemas troncales y de exportación. Al mismo tiempo, contribuirá a evitar restricciones operativas que podrían limitar el incremento de la producción.

Las obras tendrán un plazo estimado de ejecución de cuatro años. Durante ese período se proyecta la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y alrededor de 15.000 empleos indirectos, asociados tanto a la construcción como a la provisión de bienes y servicios vinculados al desarrollo de la infraestructura.

25 marzo, 2026

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.

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.

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.

23 marzo, 2026

YPF acelera la exploración en Palermo Aike

La exploración de Palermo Aike sigue su curso. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, detalló que ya se completó la primera locación en la roca madre de la Cuenca Austral y que la segunda está en marcha. “Faltan tres capas de la segunda locación y ya se terminó la primera”, explicó.

Además, confirmó que YPF realizará la perforación del primer pozo exploratorio, con una inversión que rondará entre 75 y 80 millones de dólares.

Cabe recordar que, en 2025, YPF y el Gobierno de Santa Cruz firmaron un compromiso para perforar tres pozos exploratorios no convencionales en Palermo Aike, en las áreas La Azucena y El Campamento Este, con una inversión total de 200 millones de dólares.

Para avanzar en las locaciones, se requirió movimiento de suelos, desarrollo de accesos y contratación de mano de obra local, impulsando la actividad regional.

ESTAMOS TRANSFORMANDO NUESTROS RECURSOS EN TRABAJO Y FUTURO

Estamos preparando nuevas locaciones para la exploración de petróleo y gas no convencional en Palermo Aike. Es un paso fundamental que abre oportunidades para el futuro productivo de nuestra provincia.

Este proyecto,… pic.twitter.com/pDhLJWSlq4

— ClaudioVidal (@ClaudioVidalSer) March 17, 2026

Resultados previos en Santa Cruz

La actividad exploratoria en Palermo Aike tuvo su primer antecedente con el pozo Maypa.x-1, perforado por CGC. Aunque no alcanzó niveles productivos elevados, permitió confirmar la presencia de roca madre y obtener datos geológicos clave.

El pozo incluyó un diseño dual con un tramo vertical de 3.574 metros y un tramo horizontal de más de 1.000 metros, además de 12 fracturas hidráulicas, marcando un avance relevante en la exploración no convencional.

El ensayo arrojó 769 m³ de petróleo acumulados en 102 días, con caudales estabilizados entre 7 y 16 m³ diarios. Si bien los volúmenes son modestos, resultan significativos para una formación en etapa inicial.

A partir de estos resultados, YPF decidió avanzar con tres nuevos pozos exploratorios, cuya perforación comenzará el 1 de septiembre.

Palermo Aike, el futuro de la Cuenca Austral

Según el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, las perforaciones alcanzarán profundidades cercanas a los 3.400 metros y requerirán equipamiento especializado para operar a temperaturas de hasta 160 grados.

El funcionario destacó que la inversión en esta etapa oscilará entre 120 y 150 millones de dólares, lo que refleja el interés creciente en el desarrollo de Palermo Aike.

Desde la compañía, también indicaron en su reporte ante la SEC que Palermo Aike es uno de los proyectos onshore más relevantes dentro de su cartera exploratoria.

A pesar de los resultados iniciales moderados, el pozo piloto confirmó la presencia de gas natural y condensados, posicionando a la formación dentro de una ventana de madurez atractiva para futuros desarrollos en la industria oil & gas.

23 marzo, 2026

Vaca Muerta: Geopark inicia perforación en el bloque Loma Jarillosa Este

GeoPark anunció este domingo, el inicio de las operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, ubicado en la formación Vaca Muerta de la provincia de Neuquén. Este hito marca un paso decisivo en el plan de crecimiento acelerado de la compañía en Argentina y consolida su posición como uno de los nuevos operadores de referencia en la cuenca neuquina.

Para llevar adelante esta campaña, GeoPark vinculó a más de 30 empresas contratistas de distintas especialidades de servicios, a través de la suscripción de 40 acuerdos comerciales, generando un significativo impacto en la cadena de valor local y regional.

La compañía está destinando entre USD 80 y 100 millones durante 2026 para el desarrollo del bloque, con el objetivo de escalar su producción en Argentina de alrededor de 1.500 barriles de petróleo por día hasta alrededor de 5.000 o 6.000 barriles por día hacia finales de este año, multiplicando entre 3 y 4 veces su producción actual en el país.

El plan de mediano plazo es aún más ambicioso, ya que GeoPark apunta a multiplicar por diez la producción de los bloques en los próximos tres años, alcanzando cerca de 20.000 barriles por día hacia fines de 2028.

Las autoridades de la empresa sobre Vaca Muerta

“Vaca Muerta es uno de los yacimientos no convencionales más dinámicos del mundo y estamos construyendo aquí una posición que será central dentro del portafolio regional de GeoPark. Es el activo que está redefiniendo nuestra escala como compañía, con el objetivo de consolidarnos como un operador relevante en la cuenca y alcanzar una plataforma de producción rentable y sostenible en el largo plazo. Cada pozo que perforamos nos acerca a ese objetivo”, afirmo Ignacio Mazariegos, Country Director de la Unidad de Negocios de GeoPark en Argentina.

La compañía ya cuenta con oficina propia en Neuquén y un equipo local de cerca de 30 empleados, que continúa creciendo para acompañar el ritmo de las operaciones. GeoPark destacó el acompañamiento de las autoridades provinciales, cuyo respaldo ha sido clave para cumplir con el exigente cronograma operativo. En materia de responsabilidad social empresarial, empresa dio un primer paso concreto con su reciente adhesión al programa de Becas Gregorio Álvarez con un aporte de USD 250 mil, reconociendo la relevancia de la educacion para el desarrollo sostenible de la Provincia.

Con este inicio de perforación, GeoPark reafirma su apuesta por Argentina como uno de sus principales focos de expansión, aportando inversión, empleo y desarrollo tecnológico al corazón de Vaca Muerta.

Acerca de GeoPark

GeoPark es una compañía independiente de petróleo y gas con más de dos décadas de trayectoria exitosa en Latinoamérica, que cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014. En Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector.

Desde su fundación, GeoPark cuenta con el Sistema Integrado de Valores SPEED (Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario), que refleja su compromiso con la sostenibilidad en todos los territorios en donde opera.

18 marzo, 2026

Mega busca aumentar 27% su producción de líquidos de gas

Compañía Mega S.A. líder del mercado del midstream de NGLs argentino, presentó un proyecto de inversión por USD 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), destinado a ampliar de manera significativa su capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos (NGLs) asociados al petróleo y gas natural de Vaca Muerta. La iniciativa fue presentada ante el Ministerio de Economía y forma parte del plan estratégico de la compañía.

“El nuevo plan de inversiones que presentamos para su calificación en el RIGI reafirma la solidez de nuestra estrategia y el respaldo permanente de nuestros tres accionistas. Esta iniciativa nos permite seguir ampliando una infraestructura clave para transformar en realidad el enorme potencial de Vaca Muerta y acompañar el desarrollo energético de la Argentina. Con esta inversión consolidamos el compromiso de largo plazo que nos trazamos: impulsar proyectos e infraestructura que agreguen valor al gas natural y a los líquidos asociados, fortalecer la matriz energética nacional y contribuir de manera creciente a la generación de divisas para el país, a través de una operación sostenible, segura y confiable”, afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.

El proyecto permitirá incrementar en aproximadamente un 27% la producción total de la compañía, acompañando el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta y la mayor disponibilidad de líquidos asociados al gas natural. Del volumen adicional generado, alrededor del 80% estará destinado a los mercados de exportación, principalmente en forma de GLP (propano – butano) y gasolina natural, mientras que el 20% se orientará al mercado interno, fundamentalmente en forma de etano para la industria petroquímica local.

La iniciativa de Compañía Mega

El proyecto prevé un plan de obras de tres años de ejecución (2026–2028) que se desarrollará en cuatro provincias. La iniciativa incluye la construcción de dos nuevas plantas de rebombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), destinadas a incrementar la capacidad de transporte de líquidos del gas natural (NGLs) del poliducto que une la Cuenca Neuquina con Bahía Blanca. Asimismo, contempla nueva infraestructura para el acondicionamiento de gas natural y gas asociado al petróleo crudo en la Planta Separadora Loma La Lata (Neuquén) y un conjunto de adecuaciones complementarias en la Planta Fraccionadora de Bahía Blanca.

Estas obras se ajustan adecuadamente al propósito de acompañar las necesidades de crecimiento de la producción de los recursos hidrocarburíferos de la Cuenca Neuquina, acondicionamiento del gas natural para su inyección a los Sistemas de Transporte, evacuación y monetización de la producción de NGLs en crecimiento.

En términos de producción incremental, el proyecto permitirá incorporar nuevos volúmenes de líquidos del gas natural (NGLs), con una producción adicional estimada superior a 500.000 toneladas anuales, compuesta por etano, propano, butano y gasolina natural. Esta ampliación incrementará de manera significativa la disponibilidad de productos destinados a la exportación.

Una vez finalizado el ciclo de construcción, la compañía estará en condiciones de elevar su capacidad total de producción de NGLs a más de 2,5 millones de toneladas por año, consolidándose como un actor relevante en el desarrollo energético y en la oferta exportadora del país.

Un paso más para la producción de Vaca Muerta

Durante la etapa de construcción, el proyecto tendrá además un impacto significativo en la generación de empleo, con una demanda de picos de 600 puestos de trabajo (directos e indirectos) asociados a toda la cadena de valor que brindará servicios varios y actividades de ingeniería, logística, construcción y provisión de nuevos equipos.

Mega es el único operador en la Argentina de un poliducto dedicado al transporte de líquidos de gas natural (NGLs), que conecta la Cuenca Neuquina con el polo petroquímico y el puerto de aguas profundas de Bahía Blanca. Esta infraestructura integrada permite evacuar de manera eficiente y confiable los líquidos asociados al petróleo y gas natural, asegurando un acondicionamiento óptimo para el consumo del mercado local y la exportación a diferentes países de la región y del mundo.

El proyecto de ampliación incorpora, además, un enfoque tecnológico orientado a mejorar la eficiencia operativa y a ampliar las alternativas de captación de gas y líquidos, fortaleciendo la flexibilidad del sistema y su capacidad de adaptación al crecimiento de la producción hidrocarburífera de Vaca Muerta.

La presentación del proyecto en el marco del RIGI se inscribe en una estrategia de largo plazo orientada a consolidar la competitividad del midstream argentino, promover nuevas inversiones y acompañar el crecimiento sostenido del sistema energético nacional.

5 marzo, 2026

El Grupo Gilinski adquiere el 20% de GeoPark

GeoPark Limited anunció este jueves una transacción de inversión privada estratégica en capital público (PIPE) con Colden Investments S.A., una afiliada de Jaime Gilinski, quien lidera uno de los grupos de inversión global más diversificados de América Latina (Grupo Gilinski). La inversión fue liderada por Jaime y Gabriel Gilinski.

En virtud del acuerdo, Colden invirtió aproximadamente 107 millones de dólares para adquirir 12.876.053 nuevas acciones ordinarias de GeoPark a un precio de 8,31 de dólares por acción. Con el cierre de la transacción, Colden pasa a tener aproximadamente el 20% de las acciones ordinarias en circulación2 de GeoPark y se convierte en el mayor accionista de la compañía.

Visión Compartida

La inversión de Colden refleja alineación y respaldo de la ambición estratégica de GeoPark: convertirse en la plataforma independiente líder de petróleo y gas en América Latina, a través de un crecimiento orgánico e inorgánico disciplinado que potencie la plataforma y la reputación construidas por GeoPark durante más de 23 años de operación.

La inversión refleja también confianza en el potencial de generación de valor del sector energético latinoamericano, incluyendo la consolidación de este sector en Colombia, la expansión en Vaca Muerta y el posible acceso en Venezuela, preservando al mismo tiempo la flexibilidad para aprovechar otras oportunidades emergentes.

Los resultados buscados son retornos superiores para los accionistas, respaldados por escala, resiliencia, excelencia técnica, disciplina de capital y cultura, sustentados en estándares no negociables de seguridad, integridad, cumplimiento, gestión ambiental, comunidades y responsabilidad regulatoria.

Tras las acciones decisivas adoptadas por el Directorio y los líderes de GeoPark durante el último año para aumentar la escala de la Compañía, mejorar su perfil de crecimiento y construir una plataforma más resiliente y diversificada, GeoPark recibió interés de inversionistas que evaluaban posiciones accionarias significativas.

El Grupo Gilinski ha seguido la evolución estratégica de GeoPark a lo largo del tiempo y se aproximó a la Compañía expresando convicción en su ambición de largo plazo y en su potencial de crecimiento regional. El Directorio determinó que el Grupo Gilinski demostró una sólida alineación con la hoja de ruta de crecimiento y los principios de gobernanza de GeoPark en relación con su inversión, lo que lo posiciona como el socio estratégico a largo plazo ideal para la siguiente fase de la Compañía, con capacidades y experiencia que van más allá del capital aportado a través de esta operación (PIPE).

Racional Estratégico del Grupo Gilinski

El Grupo Gilinski considera a GeoPark como una plataforma regional bien posicionada, con una huella operacional establecida en Colombia y una presencia creciente en Argentina. La trayectoria de ejecución disciplinada, experiencia técnica y asignación de capital de la Compañía, constituyen una base sólida para avanzar la consolidación y el desarrollo orgánico en sus mercados principales.

En Colombia, el Grupo Gilinski identifica oportunidades para fortalecer aún más la posición de GeoPark mediante adquisiciones complementarias, mayor participación en bloques existentes y desarrollo continuo de áreas subexploradas. En Argentina, el avance en el desarrollo de la formación Vaca Muerta representa un componente significativo de las perspectivas de crecimiento a mediano plazo de la Compañía, respaldado por las capacidades operacionales y la experiencia regional de GeoPark.

El Grupo Gilinski considera que Venezuela podría ameritar una nueva revisión y priorización, dado que la rápida evolución de las condiciones en el país podría posicionarlo como una oportunidad estratégica para GeoPark. La experiencia operacional regional y las capacidades técnicas de la Compañía la posicionan para evaluar dichas oportunidades de manera responsable, en caso de que las condiciones del mercado y los marcos regulatorios continúen evolucionando favorablemente.

Un inversionista estratégico

El Grupo Gilinski es uno de los grupos de inversión global más diversificados de América Latina. Su experiencia incluye

Participaciones activas en servicios financieros, alimentos, medios de comunicación, bienes raíces y empresas de consumo en América Latina y Europa.
Experiencia apoyando procesos de transformación y recapitalización en instituciones reguladas.
Participación en transacciones transfronterizas de mercados de capitales y supervisión de gobernanza de compañías que cotizan en bolsa.

El Grupo ha participado en la transformación del Grupo Nutresa y en la recapitalización y reestructuración de Metro Bank en el Reino Unido, entre otras transacciones. En ambos casos, actuó como un socio decisivo, constructivo y de largo plazo, aportando capital, apoyo en gobernanza y supervisión estratégica en momentos críticos, lo que finalmente generó valor significativo para todos los accionistas.

Esta transacción representa una evolución importante en el perfil accionario de GeoPark, incorporando capital institucional alineado y comprometido de largo plazo, al tiempo que preserva la base accionaria diversa de la Compañía y respalda el objetivo de GeoPark de maximizar el valor para todos los accionistas.

La clave de GeoPark

La transacción ha sido estructurada para garantizar la alineación con la estrategia de largo plazo de GeoPark, preservando al mismo tiempo la independencia estratégica. El acuerdo incluye:

Un período de bloqueo (lock-up) de 18 meses, durante el cual Colden no podrá vender sus acciones.
Derechos de aprobación sobre ciertos asuntos mientras Colden mantenga una participación mínima del 15%.
Limitaciones de propiedad durante los próximos 12 meses, que requieren aprobación del Directorio para cualquier aumento de participación por encima del 32% de las acciones en circulación.

De acuerdo con los términos del acuerdo, con su nivel actual de participación del 20%, Colden tiene derecho a nominar dos directores al Directorio de nueve miembros de GeoPark, sujeto a los procedimientos habituales de gobernanza conforme a la ley aplicable y a las normas de cotización de la NYSE. Si la participación de Colden aumenta al 28% o más de las acciones ordinarias en circulación de la Compañía, tendrá derecho a nominar un tercer director.

En todo momento, el Directorio de GeoPark mantendrá una mayoría de directores independientes. Si tuviera derecho a nominar tres directores, al menos uno de los nominados por Colden deberá calificar como director independiente conforme a los estándares de la NYSE y al marco de gobernanza de la Compañía.

Gabriel Gilinski ocupará la vacante actual en el Directorio de GeoPark con efecto inmediato. El Sr. Gilinski posee un Grado de la Universidad de Pensilvania y ocupa cargos de liderazgo en la plataforma global de inversiones del Grupo Gilinski. Es presidente del Directorio del Grupo Nutresa, una de las mayores empresas de alimentos de América Latina. Ha desempeñado un papel activo en asignación de capital, financiamiento transfronterizo e iniciativas de reposicionamiento estratégico en compañías que cotizan en bolsa e instituciones reguladas. Cuenta con amplia experiencia como director y ejecutivo en instituciones de servicios financieros en América Latina.

A la luz de los beneficios significativos de esta transacción para GeoPark, el Directorio acordó renunciar a las disposiciones de su Plan de Derechos de los Accionistas (Shareholders Rights Plan) para permitir que Colden adquiera hasta el 32% de las acciones de la Compañía. El Directorio consideró los intereses de todos los accionistas al evaluar esta transacción, la cual está diseñada para preservar los derechos de la base accionaria más amplia de la Compañía. El Directorio permanece firmemente comprometido con la transparencia, la equidad y la toma de decisiones disciplinada.

Mayor flexibilidad financiera

La compañía prevé utilizar este capital para:

Buscar oportunidades de fusiones y adquisiciones (M&A) que generen valor y estén alineadas con la estrategia y los umbrales de rentabilidad de la Compañía.
Financiar desarrollos orgánicos de alto retorno en Colombia y Argentina.
Mantener la solidez del balance y la flexibilidad financiera.
Apoyar otras iniciativas corporativas consistentes con la creación de valor a largo plazo.

La empresa conserva plena discreción para asignar el capital de manera coherente con sus umbrales de retorno y prioridades estratégicas. Esta transacción fortalece la capacidad de GeoPark para ejecutar su hoja de ruta de crecimiento con mayor velocidad, escala y flexibilidad.

Si bien la transacción incrementa el número de acciones en circulación de la Compañía, el Directorio considera que el fortalecimiento de la plataforma, la ampliación de la capacidad estratégica y la aceleración de iniciativas de alto retorno mejorarán el potencial de generación de utilidades a largo plazo y promoverán una creación sostenible de valor por acción para los accionistas.

Felipe Bayon, CEO de GeoPark, declaró: “Nos complace dar la bienvenida a Colden como socio estratégico y de largo plazo de GeoPark. Su inversión a precio de mercado refleja una fuerte convicción en nuestros activos, nuestro equipo y nuestro enfoque disciplinado de crecimiento. El Grupo Gilinski reconoce la fortaleza de nuestra plataforma en Colombia y el potencial de crecimiento incorporado en nuestra estrategia de desarrollo en Argentina. Creemos que su experiencia en la construcción y expansión de plataformas regionales, junto con su perspectiva de largo plazo, apoyará de manera significativa a GeoPark mientras avanzamos en la siguiente fase de nuestra estrategia. Esta alianza fortalece nuestra flexibilidad estratégica y refuerza nuestra capacidad para ejecutar con decisión, preservando la disciplina financiera”.

Asesores

BTG Pactual actuó como asesor financiero exclusivo en M&A de GeoPark en la transacción; Cleary Gottlieb Steen & Hamilton actuó como asesor legal y FGS Global actuó como asesor en comunicaciones estratégicas. Skadden, Arps, Slate, Meagher & Flom LLP actuó como asesor legal de Colden.