Qué impacto tendría la reforma laboral en Vaca Muerta

La industria petrolera vive un ciclo de expansión marcado por la producción récord en Vaca Muerta, la construcción de infraestructura clave y la necesidad de incorporar mano de obra calificada. El sector se apoya en mejoras de eficiencia y en la ampliación de inversiones para sostener el crecimiento. En medio de esta dinámica, el Gobierno nacional avanza con un proyecto de reforma laboral que promete cambiar reglas históricas del mercado de trabajo argentino.

El paquete propone flexibilizar la organización del empleo, reducir la litigiosidad y ofrecer incentivos fiscales para nuevos puestos. Aunque la normativa no nombra explícitamente al sector hidrocarburífero, su impacto puede ser directo, especialmente en rubros que dependen de contratistas y turnos rotativos para sostener operaciones continuas.

Las empresas de servicios y las compañías operadoras siguen de cerca el debate. La incertidumbre reside en cómo convivirán los cambios con los convenios colectivos petroleros, reconocidos por tener estándares laborales elevados y una fuerte presencia sindical.

Mayor flexibilidad laboral: ¿una ventaja para la productividad?

Uno de los ejes principales del proyecto es la capacidad de los empleadores para introducir cambios en formas y modalidades de trabajo, siempre que no afecten elementos esenciales del contrato. Esa potestad apunta a mejorar la reorganización interna, en línea con sectores donde las condiciones operativas se modifican de manera constante.

En el shale neuquino, donde la planificación diaria depende de la disponibilidad de equipos, el clima y la logística, las compañías suelen ajustar tareas y cronogramas sobre la marcha. La flexibilidad normativa podría agilizar procesos como la rotación de cuadrillas, la variación de funciones o cambios de locación dentro de un mismo bloque productivo.

No obstante, sindicatos petroleros ya expresaron preocupación por una posible transferencia de costos y riesgos hacia los trabajadores. Plantean que sin control adecuado, la flexibilización podría derivar en jornadas más exigentes, menor previsibilidad para el personal y desgaste físico.

El proyecto también habilita la creación de bancos de horas y esquemas compensatorios acordados en la negociación colectiva. En el sector hidrocarburífero, estos mecanismos son frecuentes debido a los extensos turnos de campo, tiempos de traslado y paradas técnicas. La reforma ampliaría las herramientas legales para adaptarlas a nuevos escenarios operativos, aunque siempre sujetas al pacto sindical.

Menor litigiosidad: clave de la reforma laboral

Otro punto central del texto es limitar los intereses en juicios laborales y los honorarios profesionales. Se propone un tope basado en la inflación más un 3% anual, junto con restricciones en las costas del litigio. El objetivo declarado del Gobierno es disminuir la conflictividad judicial y la imprevisibilidad en los costos laborales.

Para un sector como el petrolero, que requiere inversiones millonarias de recuperación lenta, la seguridad jurídica es determinante. La producción no convencional implica realizar pozos más costosos y operar bajo coordenadas complejas. Cualquier reducción en los riesgos asociados a reclamos judiciales es valorada como un elemento favorable para atraer capital.

Sin embargo, el impacto real dependerá de la aplicación judicial y del alcance que tengan los cambios en las resoluciones de conflictos ya iniciados. La transición entre regímenes normativos suele generar interpretaciones diversas en tribunales laborales.

La oportunidad para las proveedoras de Vaca Muerta

El proyecto incorpora beneficios fiscales para empleadores que aumenten su dotación. Micro, pequeñas y medianas empresas, que constituyen la base del entramado de servicios para las operaciones petroleras, pueden acceder a rebajas de hasta el 100% de las contribuciones patronales durante un año por cada nueva contratación. En el caso de grandes compañías, la reducción es del 25%.

En Vaca Muerta, donde los picos de actividad generan una fuerte demanda de personal en perforación, transporte y mantenimiento, los incentivos podrían promover nuevas incorporaciones. Sobre todo en empresas que enfrentan altos costos laborales y que dependen de la continuidad operativa para sostener márgenes positivos.

También se incluye la posibilidad de empalmar planes sociales con empleo registrado por un plazo de hasta 13 meses. Esa medida apunta a formalizar a trabajadores de actividades informales o estacionales, algo relevante en provincias con rotación de mano de obra entre sectores productivos.

Control del ausentismo y beneficios sociales sin impacto salarial

El ausentismo laboral es un asunto relevante para el sector energético debido a que la falta de personal calificado puede detener operaciones enteras. La reforma propone mecanismos de control más estrictos sobre las licencias por enfermedad y auditorías estatales sobre certificados médicos.

La medida podría optimizar la gestión de recursos humanos, pero también incrementar tensiones con los trabajadores, especialmente en áreas remotas como la Cuenca Austral, donde el acceso a servicios de salud no siempre es inmediato.

En paralelo, se amplía el listado de beneficios que no se consideran remunerativos, como vivienda cercana al yacimiento, guarderías, conexión a internet, clubes o gimnasios. En regiones patagónicas, donde el costo de vida es más alto y los equipos necesitan permanecer cerca de los pozos, estas prestaciones pueden mejorar la retención del talento.

Los trabajadores son el nuevo cuello de botella de Vaca Muerta.

La reforma laboral llega en un momento clave para el desarrollo energético. Argentina busca escalar la producción de hidrocarburos, construir más infraestructura de evacuación y aumentar las exportaciones. La competitividad internacional depende no solo de los recursos geológicos, sino también de la estructura de costos y de la previsibilidad del marco normativo.

Las compañías destacan como positivos los incentivos fiscales, la baja de litigiosidad y la posibilidad de adaptar procesos. Pero los sindicatos insisten en que el crecimiento del sector debe conservar derechos laborales conquistados y garantizar condiciones de seguridad, esencial en una industria que maneja riesgos elevados.

El desafío será encontrar un punto de equilibrio. Si la reforma logra acompañar la expansión de Vaca Muerta sin generar conflictividad sostenida, podría convertirse en un factor de impulso. De lo contrario, la falta de consenso podría afectar la continuidad operativa y generar costos mayores a los ahorros buscados.

Finalizó la interconexión del Gasoducto Cordillerano: más de 12 mil familias tendrán acceso al gas

La interconexión del Gasoducto Cordillerano Patagónico quedó oficialmente finalizada, marcando un avance clave para el suministro energético del sur argentino. El proyecto, que estuvo postergado por más de dos décadas, permitirá incorporar 12 mil nuevos usuarios en las provincias de Chubut, Río Negro y Neuquén, garantizando la estabilidad y ampliación del servicio de gas natural en toda la región.

El emprendimiento demandó una inversión total de 50.600 millones de pesos, financiada de manera conjunta por los gobiernos provinciales y la empresa licenciataria Camuzzi Gas del Sur S.A., con respaldo del Banco del Chubut y del Banco de la Provincia de Neuquén.

La iniciativa incluyó la conexión entre el Gasoducto Patagónico Cordillerano y el Gasoducto General San Martín, una intervención que refuerza la confiabilidad del sistema y diversifica las fuentes de inyección de gas. El proyecto se complementa con la construcción de tres plantas compresoras: una nueva en Alto Río Senguer, otra en Holdich, y la instalación de un nuevo equipo en la planta existente de Gobernador Costa.

Estas obras permitirán incrementar la presión y el caudal operativo, solucionando la falta de factibilidad técnica que durante años impidió otorgar nuevas conexiones en varias localidades del sur. La ejecución del plan fue reactivada en 2024 tras haber permanecido paralizada desde 2017, y su conclusión representa una respuesta estructural a una demanda histórica de las comunidades cordilleranas.

Cooperación regional y beneficios sociales

Durante el acto de presentación en Gobernador Costa, participaron representantes de los tres gobiernos provinciales, autoridades locales y directivos de la empresa Camuzzi. El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó el valor colectivo del proyecto y subrayó que “la Patagonia es el motor energético del país”, recordando que “las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro no solo tienen superávit energético, sino que también son las que permiten que la Argentina se calefaccione”.

Torres remarcó que esta obra “brinda una solución definitiva a la falta de factibilidad y garantiza que este será el último invierno sin acceso pleno al gas” para miles de familias. Además, puso en valor la colaboración entre los gobiernos provinciales y el sector privado, destacando la importancia de la planificación conjunta para concretar proyectos de gran escala.

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, señaló que “esta obra es una muestra de lo que podemos hacer los patagónicos cuando trabajamos unidos”, y recordó que la región produce el 98% del gas y el 96% del petróleo del país. Por su parte, el intendente de Gobernador Costa, Miguel Gómez, afirmó que “este es el último invierno sin factibilidad de gas”, destacando la respuesta a una demanda de larga data.

 

Gasoducto: detalles técnicos e impacto económico

El proyecto contempla tres grandes etapas. La primera fue la interconexión entre ambos gasoductos, que ya está finalizada y permitirá reforzar el suministro. La segunda incluye la nueva planta compresora en Alto Río Senguer y el montaje de un nuevo equipo en Gobernador Costa, con una inversión conjunta de $24.800 millones financiada por los bancos provinciales. Finalmente, la planta compresora de Holdich, actualmente en construcción, completará el esquema operativo con una inversión adicional de $25.812 millones.

El presidente de Camuzzi Gas del Sur S.A., Jaime Barba, explicó que el proyecto “se desarrolla en cuatro frentes de trabajo” y destacó que “ya se completó un gasoducto de más de cinco kilómetros y medio que está operativo, mientras los otros tres frentes brindarán una solución definitiva para los usuarios actuales y futuros”.

Con esta ampliación, el sistema gasífero cordillerano gana capacidad y previsibilidad, lo que permitirá acompañar el crecimiento urbano y productivo de la Patagonia. La finalización de la interconexión consolida, además, un modelo de gestión compartida entre provincias y empresas, enfocado en garantizar la infraestructura necesaria para el desarrollo energético regional.

PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron el primer parque renovable híbrido del país

Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron este martes la inauguración de un nuevo parque solar de 18 MW, ubicado en la localidad de Toro Negro en el departamento de General Belgrano, dentro del predio del Parque Eólico San Luis Norte, que ya se encuentra en operación desde 2024 con 112 MW de potencia instalada.

Con esta nueva incorporación, el complejo alcanza una capacidad total de 130 MW y se convierte en el primer parque híbrido de generación renovable del país, al integrar en un mismo sitio tecnología eólica y solar, y de esta forma, poniendo en valor el recurso del viento y la irradiación del sol que tiene esa región de la provincia. Esta modalidad además permite optimizar el uso de la infraestructura eléctrica, mejorar el factor de capacidad y aumentar la previsibilidad de la generación de energía limpia.

La construcción del parque solar demandó una inversión de 15 millones de dólares, completando así con los 25 aerogeneradores eólicos una inversión total de 230 millones de dólares para el desarrollo de esta etapa del Parque de Generación Renovable San Luis Norte.

La nueva capacidad de generación eléctrica renovable del parque solar podrá abastecer el equivalente a 35.000 hogares argentinos, y si se suma la potencia del parque eólico, todo el complejo estará contribuyendo al abastecimiento equivalente de 250 mil viviendas en el país, además de permitir directamente la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y el cumplimiento de los compromisos ambientales asumidos por el país.

El parque, que se despliega en un predio de 1500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 MW de potencia. Asimismo, la ampliación de su capacidad con el nuevo complejo solar implicó la instalación de 35.000 paneles solares con trackers automáticos que permiten el seguimiento de la irradiación a cada hora del día.

“Este nuevo hito refuerza nuestra visión de largo plazo: invertir en una matriz energética más limpia, diversificada y confiable. El primer parque híbrido del país es una muestra concreta de cómo la innovación tecnológica y la sostenibilidad pueden ir de la mano del desarrollo productivo nacional, haciendo una relevante contribución con la industria en la descarbonización de sus operaciones”, Martín Federico Brandi, CEO de PCR.

Por su parte, Federico Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura. Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación de energía renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones de CO2”, afirmó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar.

Argentina y OLADE firman un convenio para potenciar la integración regional

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Consejo Federal de Inversiones (CFI) de Argentina firmaron un Convenio Marco de Cooperación Interinstitucional para impulsar el desarrollo y la integración energética a través de la planificación, la asistencia técnica y el intercambio de conocimientos.

El acuerdo se formalizó durante la Jornada Federal de Planificación Energética, organizada por el CFI, que reunió a ministras y ministros provinciales del área, equipos técnicos y organismos internacionales con el objetivo de construir una mirada compartida sobre el futuro energético del país.

El secretario general del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que “pensar la planificación energética desde una perspectiva federal implica construir, junto a las provincias, una hoja de ruta común que vincule la energía con el desarrollo productivo del país. Es una tarea colectiva que requiere cooperación, continuidad y visión de largo plazo.”

Por su parte, Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLADE, subrayó que “la planificación energética es una tarea profundamente política. En este sentido, el multilateralismo y el federalismo comparten una misma lógica: articulan realidades diversas, intereses y capacidades distintas para construir estrategias compartidas y sostenibles. No se trata solo de tener un plan, sino de sostener un proceso de planificación conjunto que exprese la cooperación entre países y territorios, capaz de adaptarse y responder a contextos geopolíticos, climáticos y tecnológicos en permanente cambio.”

Maiulini presentó las principales líneas de trabajo que impulsa OLADE en América Latina y el Caribe, orientadas a fortalecer la planificación y la integración energética, como el Consejo de Planificación Energética Regional, un espacio técnico-político que promueve la armonización de metodologías y escenarios entre los países; el reciente lanzamiento de ENLACE, un hub de conocimiento energético regional, el Proyecto de Integración Gasífera del Mercosur + Chile; la Iniciativa de Integración Energética CELAC–Unión Europea; el Grupo de Trabajo de Energía Nuclear y la Iniciativa Hydro for Net Zero, entre otros.

Asimismo, Rodrigo Moreno, consultor de OLADE, presentó el caso chileno de planificación energética de largo plazo, destacando la importancia de anticipar las necesidades del sistema y articular a los distintos actores públicos, privados y territoriales en la definición de escenarios futuros. Subrayó que esta mirada proactiva permite orientar las inversiones en infraestructura, facilitar la integración de energías renovables y asegurar una transición justa y ordenada.

El Convenio Marco establece mecanismos para desarrollar proyectos conjuntos de investigación, formación y fortalecimiento institucional, con foco en planificación energética, marcos regulatorios y convergencia regional. También prevé la realización de talleres, seminarios y publicaciones técnicas, el intercambio de experiencias y datos entre equipos de ambas instituciones, y la gestión de financiamiento para proyectos conjuntos que acompañen a las provincias en el diseño de estrategias energéticas sostenibles.

Con esta firma, OLADE y el CFI reafirman su compromiso con la cooperación interinstitucional y la planificación estratégica como pilares para una transición energética justa e integrada, entendiendo que los desafíos del desarrollo energético requieren acciones coordinadas y una visión común entre los países de América Latina y el Caribe.

ProvisionesCR expande su presencia en Neuquén pese al parate del mercado

Marcelo Corbett, propietario de ProvisionesCR, analizó el panorama actual del sector industrial y energético. Su empresa, dedicada desde hace dieciocho años a la venta de equipos para la industria petrolera y minera, se ha consolidado como un actor reconocido en la Cuenca del Golfo San Jorge y recientemente amplió su presencia a Neuquén, donde Corbett viaja mensualmente para atender clientes y recorrer parques industriales.

ProvisionesCR nació comercializando hidrogrúas junto a Patronelli, pero con el tiempo amplió su cartera de productos y marcas. Actualmente, Corbett representa a Hyva, una marca holandesa con fabricación en Brasil, y se especializa en equipos específicos como hidrogrúas, carretones y volcadoras. “Comencé a ir regularmente una vez por mes a Neuquén desde marzo de 2025. Atiendo clientes nuevos, hago seguimiento de los que migraron desde Comodoro y mantengo la venta tradicional: recorrer, golpear puertas y ofrecer lo que vendo”, explicó.

Según el empresario, el objetivo es sostener la presencia territorial en ambos polos productivos. Sin embargo, la coyuntura económica y política ha ralentizado el movimiento del sector. “Hoy lo que nos está pasando es que está todo medio quieto. El mercado se detuvo por muchas variables: las elecciones, el precio del petróleo, el oleoducto que no termina, y un montón de cuestiones que influyen”, señaló.

“El parate se siente tanto en el Golfo como en Neuquén”

En diálogo con eolomedia, Corbett indicó que el freno en la actividad comenzó a evidenciarse a principios de año en la Cuenca del Golfo San Jorge y que, desde agosto, Neuquén también muestra señales de estancamiento. “Hay mucho tipo ocioso, muchos parques que no se están usando. La gente no invierte porque no hay certezas. Hasta que no se reactive realmente, no creo que nadie salga desesperado a comprar equipos”, remarcó.

El empresario destacó que este panorama afecta especialmente a quienes dependen de la venta de equipos de alto valor, cuya adquisición requiere planificación y financiamiento. “Los procesos de inversión se frenan cuando las tasas son altas. Si no tenés crédito, no podés comprar. Es muy difícil invertir sin respaldo financiero”, afirmó.

En ese sentido, sostuvo que el mercado espera señales claras de recuperación y estabilidad. “Esperemos que después de las elecciones se acomode un poco la economía. Hoy el empresario sin crédito no puede comprar. Hubo momentos en que las tasas rondaban el 30%, pero ahora están arriba del 50%. Así es imposible proyectar”, dijo.

“La minería también se desaceleró”

Aunque ProvisionesCR tiene menos vínculo directo con las operadoras mineras, Corbett observó una situación similar en ese rubro. “No tengo mucho contacto con las mineras, trabajo más con empresas de servicios. Pero no se ve un movimiento muy grande. Quizás años anteriores se vendía más. Estos últimos años fueron duros, se mantuvo lo que había, sin nuevas inversiones”, señaló.

La empresa que dirige Corbett se especializa en equipos específicos para minería y servicios, como carretones, volcadoras e hidrogrúas. En ese mercado, explicó, las ventas también se resienten por la falta de financiamiento y la escasa renovación de flota. “Todos los equipos que se usan para cualquier servicio —camiones, remolques, máquinas viales— son de valores muy grandes. Si no tenés tasas que acompañen la decisión de compra, se hace difícil vender”, agregó.

Además, advirtió que incluso las fábricas que solían ofrecer financiación propia están encontrando obstáculos. “Las tasas están tan altas que las fábricas no pueden sostener la financiación con recursos propios. Antes te daban seis o siete cheques, pero hoy negociar eso se complicó mucho”, apuntó.

El segundo buque de Southern Energy traerá divisas por 20.000 millones hasta 2035

La empresa Southern Energy (SESA), integrada por YPF, Pan American Energy, Pampa Energía y Harbor Energy junto con la noruega Golar LNG, presentó en el gimnasio municipal de San Antonio Este el Estudio de Impacto Ambiental del segundo buque licuefactor (MKII) que se instalará en el Golfo San Matías.

El proyecto forma parte del plan para transformar el gas de Vaca Muerta en exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL). Según la compañía, demandará una inversión total de 15.000 millones de dólares y generará ingresos estimados en 20.000 millones de dólares hasta 2035, consolidando al país como proveedor energético global.

El buque MKII se construye actualmente en Yantai, China, y su entrega está prevista para diciembre de 2027. Llegará a Río Negro en 2028 y se convertirá en la mayor embarcación industrial que haya operado en aguas argentinas, con 392 metros de eslora y 61 metros de manga.

La estrategia de Southern Energy

El MKII es un metanero que será reconvertido en licuefactor flotante. Tendrá la capacidad de producir 3,5 millones de toneladas anuales de GNL mediante dos trenes de licuefacción de 1,75 MTPA cada uno. Además, podrá almacenar hasta 148.000 metros cúbicos de GNL y cargar embarcaciones metaneras de hasta 180.000 metros cúbicos.

Para operar, el buque consumirá alrededor de 15,6 millones de metros cúbicos de gas natural por año. Según la compañía, la tecnología incorporada le permitirá alcanzar altos niveles de eficiencia, al tiempo que reforzará la seguridad en las operaciones en alta mar.

El proyecto también prevé la llegada del Hilli Episeyo, el primer buque licuefactor de Southern Energy, que estará operativo hacia fines de 2027. Junto con el MKII, ambos sumarán una capacidad conjunta superior a 5,9 MTPA, posicionando a la Argentina en el mapa global del GNL.

SESA recibió el visto bueno para exportar GNL desde Vaca Muerta.

Operación en tándem y logística en tierra

Los dos buques operarán de manera coordinada en el Golfo San Matías. Para ello contarán con el apoyo logístico desde tierra en San Antonio Este y con gasoductos que conectarán directamente con los yacimientos de Vaca Muerta.

Técnicamente, estarán unidos a través de un contrato de instalación de 20 años y usarán un sistema de amarre de punto único de carga. Este sistema permite que las embarcaciones roten 360 grados en función de las condiciones de marea, viento y corrientes marinas.

La diferencia principal entre ambas unidades será la mayor envergadura del MKII, que requerirá un amarre más robusto que el del Hilli Episeyo. Esto responde a sus dimensiones de casi 400 metros de eslora, frente a los 293 metros del primer buque licuefactor.

Impacto global del GNL argentino

Durante la audiencia pública, el project manager de Southern Energy, Marcos Pourteau, destacó que la Argentina cuenta con recursos de gas “cien veces superiores a lo ya producido”. Señaló que la única forma de aprovecharlos es conectarse al mercado internacional mediante exportaciones de GNL.

La inversión de 15.000 millones de dólares incluye la construcción, instalación y operación de la infraestructura, con un promedio de 1.900 empleos directos e indirectos en las distintas fases. La compañía ya cuenta con permiso de exportación y adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

Southern Energy espera que la aprobación ambiental del MKII habilite la segunda fase de desarrollo en Río Negro. Según Pourteau, este proyecto no solo ampliará la capacidad de exportación del país, sino que también consolidará al Golfo San Matías como hub exportador de GNL.

“Es una oportunidad única para el país”, afirmó el ejecutivo, al destacar que la iniciativa apunta a garantizar divisas, generar empleo y aportar estabilidad energética en un escenario global de transición hacia fuentes más limpias.

YPF comenzó la construcción de tres locaciones para sus nuevos pozos en Palermo Aike

La exploración en Palermo Aike continúa y sumará un nuevo capítulo. YPF comenzó con la construcción de tres locaciones en la roca madre de la Cuenca Austral, con una inversión total estimada en 200 millones de dólares.

Las tareas iniciales abarcan el movimiento de suelos y la construcción de accesos en los permisos La Azucena y El Campamento Este. Los trabajos demandarán personal jerárquico y operarios de UOCRA de distintas localidades, con la previsión de aumentar la contratación de trabajadores y proveedores locales a medida que avance la obra.

La misión de YPF

En este marco, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, destacó: “Estamos en lo que va a ser el comienzo de parte de Palermo Aike. Son tres locaciones que van a demandar mucho trabajo, y esta operación es enorme. Estamos hablando de una inversión de 200 millones de dólares”.

“Son pozos exploratorios que tienen un costo importantísimo en lo económico, que generan muchísimos puestos de trabajo, movimiento económico, pero que además son los pozos que te indican cómo va a continuar la actividad de acá para adelante”, consideró.

El mandatario destacó que Palermo Aike tiene características similares a las de Vaca Muerta, pero con la diferencia de estar cerca de una terminal portuaria. “Hay estructura que vamos a necesitar y se tiene que construir y que eso va a generar muchísimo trabajo. La verdad que esto es muy fuerte”, destacó.

YPF realizará una nueva

Fracasar no es una opción

Asimismo, Vidal ponderó que “no podemos fracasar. Acá no hay margen para el fracaso”. “El país atraviesa un momento muy difícil como pocas veces se vio en las últimas décadas. Es valioso que comencemos a desarrollar este yacimiento y que comencemos a explorar estos pozos, que van a ser muy, pero muy importantes para el futuro de Santa Cruz”, aseveró.

“El muestreo satelital daba buenos resultados y cuando se hizo todo el proceso de sismográfica La verdad que el resultado indica un panorama muy, pero muy alentador. Pero todos sabemos cómo es esto. Sabemos que hay que esperar siempre ese paso final, que es la perforación en exploración”, añadió.

Un hito

En este sentido, el mandatario sostuvo que los trabajos serán ocupados por los operarios que viven en Santa Cruz. “Estamos cansados de ver muchas veces que las oportunidades de las distintas actividades se van de la provincia. Estamos trabajando en un proyecto de ley que lo va a tratar la Cámara en los próximos días y que se basará justamente en garantizar que el trabajo sea para los trabajadores que viven en la provincia de Santa Cruz”, adelantó.

“Esto seguramente genera algún tipo de revuelo, pero es lo que corresponde. Es lo que tendría que haber sido siempre. Además, es lo que hoy están reclamando la mayoría de los trabajadores y de los sindicatos. El trabajo tiene que ser prioridad para los que viven en esta provincia”, consideró.

Por su parte, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, remarcó: “Este es un hito para el futuro energético de Santa Cruz. La exploración de Palermo Aike nos permitirá diversificar la matriz productiva y posicionar a la provincia como uno de los polos estratégicos de energía del país”.

Chevron llevará la producción de El Trapial a 30 mil barriles diarios

Chevron reafirmó su compromiso con Argentina y, en particular, con el desarrollo de El Trapial, uno de sus activos clave en la Cuenca Neuquina. Según explicó Ana Simonato, Country Manager de la empresa, la meta es alcanzar una producción de 30 mil barriles diarios, frente a los 25 mil actuales, en un escenario donde la competitividad y la eficiencia son factores determinantes.

En el marco de la Argentina Oil & Gas (AOG) 2025, Simonato destacó que el rol de Chevron a nivel global está vinculado a mantener activos que brinden su máximo potencial y estén alineados con la estrategia de la compañía. “Lo que buscamos es incrementar el valor, y para eso hay que ser agresivos en tecnología, diversos en las operaciones y no depender de una sola área”, aseguró.

Estrategia y condiciones para sostener un activo

Durante su intervención, la directiva detalló qué aspectos debe cumplir un proyecto para permanecer en el portafolio global de Chevron. En primer lugar, debe estar alineado con la estrategia corporativa. Luego, demostrar un potencial sostenido que garantice competitividad y generación de valor.

A esto se suman tres elementos clave: un régimen regulatorio estable, que dé previsibilidad y salvaguarde la inversión; la posibilidad de generar alianzas con gobiernos y otras operadoras; y finalmente, el know-how técnico que permite ejecutar los desarrollos de manera eficiente.

“Estamos cómodos en Argentina. La oportunidad está en seguir trabajando con las provincias y el gobierno nacional, siempre con la mirada puesta en hacer las cosas mejor cada día”, remarcó Simonato.

La ejecutiva también subrayó que desde 2024 comenzaron a darse condiciones más favorables para la inversión, aunque aclaró que el desafío sigue del lado empresarial. “El entorno regulatorio debe ser más predecible y a más largo plazo. Es fundamental respetar las inversiones y asegurar costos competitivos para Vaca Muerta, además de mantener políticas de libre mercado”, afirmó.

Vaca Muerta y la experiencia del Permian

Uno de los puntos centrales de su exposición fue la comparación entre Vaca Muerta y la cuenca del Permian, en Estados Unidos, donde Chevron tiene una vasta experiencia. Para Simonato, la formación neuquina presenta ventajas geológicas claras, aunque enfrenta retos de escala y maduración.

“Vaca Muerta es fabulosa. La calidad de la roca es incluso mejor que en Permian, pero es más compleja. La diferencia está en la escala: Permian lleva más de 20 años de desarrollo y cuenta con una enorme competitividad y zonas de perforación que le otorgan volumen. Sin embargo, Vaca Muerta ha crecido muy rápido y está aprendiendo del Permian”, explicó.

La Country Manager enfatizó que el futuro de la cuenca neuquina depende de la capacidad de todas las empresas de trabajar juntas. “Cuando pienso en escala, pienso en colaboración. Debemos ser competitivos en todos los escenarios, porque el precio del barril no lo podemos predecir. Las alianzas son estratégicas para crecer de forma sostenible”, sostuvo.

En este sentido, señaló que el momento actual exige decisiones firmes. “Estamos en una etapa clave. La oportunidad de desarrollo está, pero debemos enfocarnos en cómo hacemos las cosas mejor cada día, con eficiencia y responsabilidad”, agregó.

Chevron y el objetivo de 30 mil barriles en El Trapial

Dentro de la estrategia local, El Trapial ocupa un lugar central. Se trata de un activo que Chevron busca potenciar en línea con sus criterios globales de rentabilidad y sostenibilidad. “Vamos a ser una compañía de 30 mil barriles en El Trapial. Hoy estamos en 25 mil, pero el potencial nos permite crecer”, aseguró Simonato.

El proyecto no solo apunta a incrementar la producción, sino también a consolidar la presencia de Chevron en una región estratégica para la seguridad energética de Argentina. Con más de un siglo de historia en el país, la empresa refuerza su plan de largo plazo mediante la adopción de tecnología avanzada, la promoción de asociaciones estratégicas y un diálogo constante con autoridades locales y nacionales.

“El desafío está en seguir siendo competitivos y garantizar que cada barril que producimos agregue valor, tanto para la compañía como para el país. Eso requiere reglas claras, respeto a las inversiones y un trabajo coordinado entre todos los actores de la industria”, concluyó Simonato.

Pluspetrol proyecta llegar a 100 mil barriles en 2027 con La Calera y Bajo del Choique

Pluspetrol atraviesa una etapa de expansión que promete marcar un antes y un después en su historia. La empresa, que dio un salto estratégico con el proyecto Camisea en Perú, ahora tiene la mirada puesta en Vaca Muerta y en la compra de activos clave que redefinirán su escala de producción.

En el marco de la AOG 2025, Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol, destacó que la compañía apunta a un objetivo ambicioso: alcanzar los 100 mil barriles de producción diaria hacia 2027. Según explicó, esa meta será posible gracias al desarrollo de los bloques La Calera y Bajo del Choique, adquiridos a ExxonMobil a fines de 2024.

“Camisea fue un cambio radical para nosotros, nos permitió cambiar de liga. Hoy tenemos un desafío similar con estos activos, y confiamos en que será el próximo salto para Pluspetrol”, afirmó el directivo durante una exposición reciente.

Vaca Muerta, el motor del crecimiento

El plan de Pluspetrol en Argentina se apoya en activos que combinan nobleza geológica y proyecciones de producción a gran escala. En Mendoza, la compañía opera campos con un declino bajo que siguen siendo grandes contribuidores al portafolio general. Pero el foco principal está en Neuquén, donde La Calera y Bajo del Choique muestran un potencial extraordinario.

La Calera se distingue por su particularidad geológica: la combinación de petróleo y gas condensado lo convierte en un bloque único dentro de Vaca Muerta. “Es un activo en el que no terminás de saber si es más de petróleo o de gas. Nos tomamos nuestro tiempo para desarrollarlo, y fue la decisión correcta”, subrayó Escuder.

En este bloque, Pluspetrol ya tiene adjudicada una nueva ampliación que permitirá duplicar la producción de gas condensado. La estrategia, según explicó el ejecutivo, es avanzar con proyectos modulares que brinden flexibilidad y escalen de manera progresiva.

En paralelo, Bajo del Choique representa el mayor desafío inmediato. Tras la compra de los activos a ExxonMobil, la compañía espera cerrar 2025 con una producción cercana a los 20 mil barriles diarios. El objetivo para 2027 es llevar ese volumen a 60 mil barriles mediante un plan de inversión de gran magnitud.

“Estamos rompiendo récords de producción en ambos bloques y la meta es clara: alcanzar los 100 mil barriles diarios en apenas dos años”, aseguró Escuder.

Financiamiento y mercados regionales

El crecimiento proyectado demanda un financiamiento robusto y de largo plazo. Escuder recordó que en 2024 Pluspetrol debutó en el mercado de capitales con una emisión que le permitió acceder a recursos para proyectos clave. “El acceso está, pero hay que tener cuidado. Todavía enfrentamos tasas altas, cercanas al 8%, comparadas con otros países de la región”, explicó.

Según el ejecutivo, la disciplina financiera es fundamental para sostener el plan de expansión. La compañía se enfocó en emisiones a siete años, lo que le da un margen mayor de previsibilidad. “Lo más importante no fue solo comprar los activos de Exxon, sino hacerlo en el momento correcto. Lo mismo aplica al financiamiento”, puntualizó.

A nivel regional, Pluspetrol ve en el gas un motor estratégico para los próximos años. El mercado brasileño ocupa un lugar central en la agenda, pero también se analizan oportunidades en Uruguay y Chile. “Creemos mucho en el mercado regional. El desafío es llegar con un precio competitivo a Brasil y consolidar nuestra presencia en Uruguay y Chile”, sostuvo Escuder.

En el caso uruguayo, la compañía ya se consolidó como proveedor relevante. Este año, la baja en el precio del gas residencial en el país vecino se explicó en gran parte por el suministro proveniente de la compañía. El mercado chileno, en tanto, aparece como un terreno a desarrollar con miras al mediano plazo.

Recuperar la confianza de los mercados

Más allá de los avances técnicos y financieros, Escuder señaló que existe un desafío intangible pero determinante: recuperar la confianza de los mercados internacionales en la Argentina y sus empresas. “Hay una herencia de compañías que supieron dar garantías mejores que el propio Estado. Tenemos que volver a consolidar esa confianza”, remarcó.

El directivo fue claro al respecto: la proyección de Pluspetrol no depende únicamente de la fortaleza de sus activos, sino también de un contexto macroeconómico más estable y de reglas claras para la inversión. “La compra de Exxon y el desarrollo de Vaca Muerta nos ponen en otra escala, pero necesitamos que los mercados vuelvan a creer en la Argentina”, subrayó.

De cara a 2027, el objetivo de 100 mil barriles diarios simboliza mucho más que una cifra de producción. Representa el resultado de una estrategia que combina disciplina en las inversiones, visión regional para el gas y un compromiso de largo plazo con Vaca Muerta.

“Estamos convencidos de que tomamos el camino correcto. En poco tiempo Pluspetrol será una compañía de otra escala, preparada para competir a nivel global”, aseveró Escuder.

Pampa Energía rompe récords de gas y refuerza la confianza del mercado chileno

La producción de gas de Pampa Energía no solo crece, sino que marca hitos que reconfiguran la confianza energética en la región. Durante julio, la compañía alcanzó un nuevo récord histórico de 17,4 millones de metros cúbicos diarios, impulsado por los pozos de shale en Sierra Chata. Este desempeño la convierte en un socio estratégico para Chile, que vuelve a mirar al gas argentino como fuente confiable y competitiva frente al gas natural licuado (GNL).

En diálogo con los inversores, el director Ejecutivo de Exploración y Producción, Horacio Turri, y el CEO Gustavo Mariani compartieron los avances de la compañía. Ambos destacaron el rol de Pampa en el abastecimiento regional y la consistencia de un plan de inversión que se sostiene incluso frente a la volatilidad internacional.

Sierra Chata, motor del récord productivo de Pampa Energía

En lo que va del año, Pampa perforó cuatro pozos y conectó tres en Sierra Chata. Gracias a esa estrategia, el 57% de la producción del segundo trimestre provino de shale gas, consolidando a este bloque como la piedra angular del crecimiento. En junio, tres pozos interconectados alcanzaron juntos un pico de 2,7 millones de metros cúbicos diarios, lo que confirma la competitividad de su desarrollo.

La compañía también avanza en exploración con un pozo horizontal en Parva Negra Este, cuya licencia fue extendida hasta 2027. Esta apuesta por nuevas fronteras de producción fortalece el perfil de largo plazo y alimenta la expectativa de un mayor caudal para la exportación.

Los precios del gas se mantuvieron estables en torno a los 4 dólares por millón de BTU, con mejoras en el segmento minorista e industrial que compensaron la influencia del Brent. Según Mariani, el escenario actual no sorprende: “Hace un año se proyectaban precios más bajos que los del año pasado. Nuestros proyectos siguen siendo rentables a estos niveles”.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

Exportaciones crecientes y confianza en Chile

El músculo productivo de Pampa tiene un destino cada vez más claro: Chile. Desde mayo, la compañía incrementó los envíos a través de los gasoductos GasAndes y Pacífico, aprovechando la competitividad de su gas frente al GNL importado. Para junio, las exportaciones alcanzaron los 1,1 millones de metros cúbicos diarios, volumen que se mantiene en la actualidad.

La mitad de la producción de Pampa se entrega a CAMMESA bajo el Plan Gas Ar, aportando el 17% del gas consumido para generación eléctrica en Argentina. Pero es la diversificación hacia el mercado chileno lo que consolida su perfil regional. Con el récord de julio y la proyección de mayores flujos, la compañía se posiciona como un actor indispensable en la recomposición de la confianza energética tras años de intermitencias en las exportaciones.

Turri remarcó que la solidez de los resultados en Sierra Chata permite pensar en una participación directa en el proyecto de GNL que impulsa Southern Energy. “Estamos en conversaciones, buscando la mejor solución”, afirmó

De cara a 2028, Pampa proyecta sumar 6 millones de metros cúbicos diarios adicionales para abastecer los dos buques de GNL previstos en Argentina. El CapEx asociado ronda los 400 millones de dólares, dividido en partes iguales entre la planta de procesamiento y el desarrollo de pozos.

Este horizonte sitúa a la compañía como un garante de estabilidad para la integración energética con Chile. Mientras otros actores ajustan inversiones por la volatilidad del crudo, Pampa sostiene su plan y refuerza la confianza del mercado.