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

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

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

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

El crecimiento petrolero de Pampa Energía

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

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

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

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

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

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

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

Pampa Energía marcó un récord de producción en Vaca Muerta.

Plan de perforación y metas de producción

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

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

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

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

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

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

  • Plateau previsto para 2027: 45.000 barriles diarios.

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

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

Financiamiento con recursos propios

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

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

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

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

YPF invertirá más de U$S 4 mil millones en Vaca Muerta

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció este viernes que la compañía proyecta invertir aproximadamente 6000 millones de dólares durante este año con el objetivo de posicionarse como un operador shale de clase mundial.

Durante la presentación de los resultados 2025 ante inversores y analistas, Marín señaló que el 70% de dicha inversión estará destinado a Vaca Muerta con un objetivo de producción diaria de 215.000 barriles, lo que representa un crecimiento del 120% respecto a diciembre 2023, cuando asumió la actual gestión.

Además, Marín estimó que la compañía podría alcanzar un EBITDA de 6000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo cercanos a los 60 dólares promedio, un 50% más que en 2023.

En el marco del Plan 4×4, el presidente adelantó algunas definiciones sobre los principales proyectos estratégicos que lidera la compañía que le permitirán generar exportaciones por más de 30.000 millones de dólares y más de 40.000 nuevos puestos de trabajo.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

El impulso del GNL

Tras la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante con Eni y XRG, el proyecto Argentina LNG buscará este año cerrar el financiamiento y lanzar las licitaciones para la construcción de las primeras líneas de transporte. El proyecto implica una inversión en infraestructura de 20 mil millones de dólares a lo que se suman 10 mil millones de dólares en el desarrollo de los Bloques de gas en Vaca Muerta. En esa nueva sociedad, YPF tendrá una participación del 35%. En paralelo, avanza el proyecto que lidera Southern Energy, del cual YPF forma parte, con la construcción del gasoducto y la firma de los primeros contratos de exportación en firme.

Con la puesta en funcionamiento del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la industria dará una un salto cuantitativo en sus exportaciones de crudo. A un precio promedio de 65 dólares el barril, el proyecto podría generar 13.000 millones de dólares adicionales de exportaciones por año, con una capacidad de transporte de 550.000 barriles día para 2027. La obra registra un 54% de avance.

La capacitación y la seguridad de las personas son un pilar central en esta estrategia de crecimiento que describió el presidente de YPF. El Instituto Vaca Muerta es una realidad con más de 13.000 inscriptos para los primeros cursos de los futuros trabajadores de la industria.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

YPF y la búsqueda de la eficiencia

En Downstream, se esperan finalizas las obras NEC en la Refinería Luján de Cuyo y seguir trabajando en la optimización de las Refinerías que este año registraron niveles récord de procesamiento de crudo. A su vez, la compañía avanza en la transformación de su red de estaciones de servicio, con un rediseño integral de la experiencia del cliente y el desarrollo de nuevas tiendas.

El 2026 será un año clave para la concreción y puesta en marcha de los principales proyectos exportadores del país y consolidar a YPF como un actor clave del sector energético a nivel internacional.

Río Negro – YPF: los principales puntos del convenio por Argentina LNG

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, presentó en Viedma los detalles del acuerdo estratégico firmado con YPF en el marco del proyecto Argentina LNG. La iniciativa establece lineamientos para los permisos, la inversión y los aportes económicos previstos para la provincia, con foco en el empleo local, el desarrollo de proveedores y la infraestructura necesaria para la exportación.

Durante el acto, el mandatario destacó la importancia de la planificación a largo plazo y del trabajo conjunto entre el sector público y privado. En ese sentido, señaló que el desarrollo de Vaca Muerta y los proyectos asociados requieren estabilidad política, previsibilidad económica y seguridad jurídica para consolidar inversiones.

Río Negro busca posicionarse como un punto clave para la salida exportadora de gas en un contexto de crecimiento de la demanda global de gas natural licuado. La provincia considera que su ubicación geográfica, su capacidad logística y su marco normativo representan ventajas para el desarrollo de este tipo de iniciativas.

Weretilneck también informó que el proyecto fue elevado a la Legislatura provincial y remarcó la existencia de acuerdos políticos, sociales y laborales en torno a la iniciativa. Según indicó, el objetivo es fortalecer el rol de la provincia dentro del esquema energético nacional y ampliar su participación en la cadena de valor vinculada al gas.

En ese marco, explicó el alcance del acta acuerdo firmada con YPF y Argentina LNG SAU, mediante la cual se fijan condiciones para avanzar en una de las principales iniciativas de exportación energética del país, orientada a incrementar los volúmenes de gas destinados a mercados internacionales.

Impacto económico y aportes previstos

El acuerdo contempla distintos mecanismos de ingresos para la provincia a lo largo de las diferentes etapas del proyecto. Estos beneficios comenzarían a activarse una vez que se alcance la Decisión Final de Inversión (FID) y se inicie la fase operativa.

Desde la firma del FID, se prevé un aporte comunitario de 25 millones de dólares y la puesta en funcionamiento del aeropuerto de San Antonio Oeste. A partir del inicio de la operación comercial, el convenio establece un aporte anual de 24 millones de dólares durante la vida útil del proyecto.

Además, el esquema incluye el pago de cánones y tasas provinciales estimados en unos 10 millones de dólares anuales. Estos recursos estarán destinados a fortalecer las finanzas provinciales y acompañar las demandas de infraestructura y servicios asociadas al desarrollo energético.

Las autoridades provinciales señalaron que estos ingresos permitirán financiar obras públicas, programas de capacitación y proyectos vinculados al crecimiento productivo en las zonas de influencia directa del emprendimiento.

Características del proyecto y desarrollo local

El proyecto Argentina LNG contempla la construcción de un gasoducto dedicado de 48 pulgadas y aproximadamente 526 kilómetros de extensión, considerado uno de los más grandes del país. A su vez, se prevé un poliducto paralelo, una planta de fraccionamiento en tierra y dos buques licuefactores ubicados a unos siete kilómetros de la costa.

Estas instalaciones permitirán procesar y exportar gas argentino de manera sostenida durante todo el año, con destino a mercados internacionales. El objetivo central es ampliar la capacidad exportadora del país y aprovechar el potencial de Vaca Muerta.

El acuerdo incorpora mecanismos orientados a fortalecer el impacto local, como la prioridad al empleo rionegrino establecida en la Ley 5804, el impulso al compre local mediante la Ley 5805 y programas de formación técnico-profesional en conjunto con instituciones educativas y la Fundación YPF.

Estas acciones buscan preparar mano de obra local y fomentar el desarrollo de proveedores regionales, con el propósito de incrementar la participación de empresas y trabajadores de la provincia en el proyecto.

El emprendimiento se apoya también en un marco normativo provincial que promueve grandes inversiones, parques industriales, puertos y zonas francas. Desde el Gobierno consideran que estas herramientas apuntan a consolidar a Río Negro como un territorio competitivo para el desarrollo energético.

Confirmado: DLS vende 24 equipos en el Golfo San Jorge

DLS Archer informó que vendió su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. “Esta decisión forma parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta”, subrayaron desde la compañía confirmado lo adelantado por eolomedia.

Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la transacción. Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región. También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”.

“Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía”, destacaron desde la empresa.

La firma también brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en la formación Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

Señal de alerta: Shell analiza vender sus activos en Vaca Muerta

Shell evalúa una salida parcial o total de Vaca Muerta en el marco de un reordenamiento global de su portafolio de activos. Según reveló la agencia Reuters, la petrolera anglo-holandesa ya habría contactado a posibles interesados para desprenderse de sus participaciones en la formación no convencional, aunque la operación todavía no está definida.

De concretarse, la decisión representaría un fuerte impacto simbólico para el desarrollo de Vaca Muerta. Shell fue uno de los primeros grandes jugadores internacionales en apostar por el shale argentino, con su desembarco en 2012. Sin embargo, fuentes citadas por Reuters aclararon que la venta no está garantizada y que la compañía aún podría optar por conservar sus activos. Shell, por el momento, evitó hacer comentarios oficiales.

El posible movimiento se conoce pocas semanas después de que la empresa anunciara su retiro del proyecto Argentina GNL, la iniciativa de exportación de gas natural licuado liderada por YPF. Shell había llegado a tener una participación del 50% en ese desarrollo, del que se bajó formalmente a fines de diciembre de 2025.

Shell busca bajar sus emisiones de carbono en Vaca Muerta.

Shell reordena su porfolio

La estrategia responde a un proceso más amplio de reorganización interna impulsado desde la llegada de Wael Sawan como CEO global. En ese marco, Shell viene desprendiéndose de activos para mejorar su rendimiento financiero y equilibrar sus inversiones entre petróleo, gas y energías renovables. En línea con esa política, la compañía también planea abandonar el yacimiento sirio de al-Omar y analiza vender su participación en LNG Canada, según informó Reuters.

En la Argentina, Shell posee activos de peso en Vaca Muerta. Tiene el 90% de participación en los bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo, y un 50% del área Bajada de Añelo, que comparte con YPF. Se trata de áreas estratégicas dentro del núcleo productivo de la Cuenca Neuquina.

La posible salida de Shell contrasta con el buen momento que atraviesa el sector energético local. Esta semana, el Gobierno nacional anunció el mayor superávit de la balanza comercial energética en 33 años, con un saldo positivo de US$ 7.800 millones, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción en Vaca Muerta.

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El antecedente: la salida de Argentina GNL

En diciembre de 2025, Shell confirmó su retiro del proyecto Argentina GNL, una iniciativa clave para monetizar el gas de Vaca Muerta mediante exportaciones por hasta US$ 15.000 millones anuales. En su comunicado, la empresa buscó relativizar el impacto de la decisión y explicó que su participación se había limitado a la etapa de pre-FEED, una fase preliminar de evaluación técnica y económica.

“Shell decidió no avanzar con la fase inicial del proyecto”, señaló la compañía, aunque aclaró que continuaba analizando opciones de expansión junto a YPF. Sin embargo, la presión de la petrolera estatal para acelerar los plazos y la incorporación de nuevos socios —la italiana ENI y la emiratí Adnoc— habrían influido en la decisión final.

Ya en noviembre, el CEO de YPF, Horacio Marín, había anticipado públicamente que la salida de Shell no sería un obstáculo para avanzar. “Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía”, afirmó durante el Forbes Energy Summit.

En paralelo, MidOcean Energy LLC —firma en la que invierte Saudi Aramco— mantiene conversaciones preliminares para sumarse al proyecto, según informó Bloomberg. Incluso el presidente Javier Milei se reunió recientemente con ejecutivos de la compañía en Buenos Aires. JPMorgan, en tanto, está a cargo de estructurar la financiación para atraer unos US$ 14.000 millones, cerca del 70% del capital necesario.

El proyecto contempla la instalación de al menos dos buques de licuefacción flotantes frente a la costa atlántica, con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales, y no se descarta sumar una tercera unidad en una etapa posterior.

Luciano Rojas asume como Director Comercial de Total Austral

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Luciano Rojas como nuevo Director Comercial de Total Austral en reemplazo de Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la Compañía, en Francia.

Rojas regresa a Argentina tras desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en Casa Matriz (Francia), posición que asumió en septiembre de 2023. Con más de 23 años en la Compañía, ha ocupado roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la Gerencia Comercial y de la Gerencia de Estrategia de Total Austral.

“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en el país y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la Compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, expresó Rojas.

La visión de mercado de TotalEnergies

Por su parte, Sergio Martín Mengoni, Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, celebró el nombramiento: «Es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de Argentina y 5 centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años»

Rojas es Licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Su formación le ha brindado una sólida base en negocios y mercados energéticos, complementada con experiencia internacional que fortalece su visión estratégica en el sector.

Desde su nuevo rol, Luciano Rojas tendrá el desafío de impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible.

En Argentina, a través de su filial Total Austral, la compañía desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con más de 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.

Mendoza estira los plazos y reabre el juego por 17 áreas petroleras

La Dirección de Hidrocarburos de Mendoza resolvió prorrogar el cronograma del proceso licitatorio destinado a otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas consideradas estratégicas para el desarrollo energético provincial. La medida busca ampliar la participación empresaria y fortalecer la competencia en un proceso de alcance nacional e internacional.

La decisión alcanza a las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.

Mendoza licitará 14 bloques hidrocarburíferos.

El compromiso de Mendoza

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que la prórroga se adoptó en el marco de las facultades otorgadas por los decretos 1908/2025 y 2241/2025, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia y garantizar un proceso licitatorio sólido y transparente.

“Debido a la complejidad del procedimiento, por su convocatoria nacional, provincial e internacional, y por los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos extender los plazos para que las empresas puedan formalizar el interés que ya vienen manifestando”, señaló el funcionario.

Actualmente, dos de las áreas incluidas ya cuentan con manifestaciones concretas de interés. En Atuel Exploración Sur, Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica por USD 325.000, lo que le otorgó derecho de preferencia en la futura licitación. En tanto, Petroquímica Comodoro Rivadavia presentó una iniciativa privada en el área Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de inversión de USD 2,98 millones.

Erio destacó que este esquema permite que las empresas que impulsaron las iniciativas puedan realizar la inversión inicial, sobre la cual el resto de los oferentes podrá igualar o mejorar las propuestas, manteniendo además el derecho a mejorar su propia oferta. “Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, subrayó.

Mendoza reconfigura su mapa petrolero.

Nuevos plazos del proceso licitatorio

El proceso se rige por el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, que incorpora mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para la captación de capitales. Con la prórroga definida por la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma quedó establecido de la siguiente manera:

La compra de pliegos podrá realizarse en la Dirección de Hidrocarburos hasta el 11 de febrero de 2026 a las 13 horas. Ese mismo día, hasta las 13 horas, se recibirán las ofertas, mientras que la apertura del sobre A se realizará a las 15 horas.

Para este llamado, el Departamento Técnico identificó las áreas libres con potencial exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes detallados con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.

Las áreas de exploración incluidas son Atuel Exploración Norte, Atuel Exploración Sur, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur y Zampal.

En tanto, las áreas de explotación son Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.

Las empresas interesadas podrán solicitar la información técnica y legal completa del proceso a través de los correos oficiales de la Dirección de Hidrocarburos: direcciondehidrocarburos@mendoza.gov.ar y licitacionhidrocarburos@mendoza.gov.ar

Licitación petrolera en Mendoza: 17 áreas, incentivos fiscales y foco en atraer capital privado

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.

“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.

“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.

 

“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.

“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.

Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros. El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.

 

Áreas de exploración que se incluyen en el llamado

Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.

En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.

En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:

Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.

Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.

Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.

Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.

Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².

Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.

Áreas de explotación: reactivación de campos

Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.

Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.

También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.

El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente
https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/licitaciones-hidrocarburos/.

Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.

Trabajo público-privado para atraer inversiones

El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.

Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.

Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.

En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.

La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.

Harbour Energy quiere ser operador y busca duplicar su producción de gas

Martín Rueda, director general en Argentina de Harbour Energy, destacó el papel estratégico del país dentro del portafolio global de la compañía. Con 25 años de experiencia internacional, aseguró que la adquisición de Wintershall DEA marcó un cambio decisivo para la petrolera, que hoy busca consolidarse como un actor clave en la región.

Según Rueda, Argentina representa el 21% de las reservas y el 40% de los recursos por desarrollar de Harbour Energy, lo que coloca al país en el centro de la estrategia corporativa. “Argentina es crecimiento para Harbour”, afirmó, al resaltar que ya son el quinto productor de gas del país.

Fénix y la Cuenca Marina Austral, ejes de la expansión

En el marco de la AOG 2025, Rueda mencionó la Cuenca Marina Austral, donde se encuentra el proyecto Fénix. Este yacimiento offshore es clave para la compañía, ya que representa el 15% de la producción total de gas de Argentina. Allí, Harbour participa en consorcio con otras operadoras, con un plan de producción sostenido para los próximos años.

En paralelo, la compañía mantiene operaciones en Vaca Muerta, particularmente en Aguada Pichana Oeste, un bloque donde la producción conjunta alcanza los 14 millones de metros cúbicos diarios. Para Rueda, existe potencial para incrementar esa cifra en el corto y mediano plazo.

“San Roque también es una oportunidad”, señaló, y agregó que el petróleo de Vaca Muerta se convierte en un atractivo adicional para diversificar la matriz de negocios. La empresa evalúa seriamente convertirse en operador en Argentina, lo que significaría un salto cualitativo en su presencia local.

La visión de Harbour Energy para Vaca Muerta

El interés de la compañía por Vaca Muerta no se limita a los proyectos actuales. A finales del año pasado, la compañía ingresó a Southern Energy, un movimiento que —según Rueda— podría duplicar la producción de petróleo en el país.

“Hoy somos un actor importante en el mercado. Vaca Muerta es una realidad y creemos que es un activo sensible para el futuro energético”, expresó. El ejecutivo también subrayó la apertura de nuevos mercados internacionales, lo que genera expectativas de colocación de hidrocarburos argentinos a escala global.

En este sentido, la compañía sigue con atención las oportunidades en el mercado regional, aunque advierte que requiere un análisis detallado en términos de precios, transporte y marcos regulatorios.

GNL, competitividad y condiciones de mercado

Otro de los puntos centrales para Harbour Energy es el desarrollo de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL). Rueda destacó que si bien los márgenes internacionales son ajustados, existen condiciones para que Argentina ingrese a este negocio estratégico.

El directivo aclaró que la escala es fundamental para competir en este mercado y que la infraestructura debe seguir creciendo. “Se necesitan más equipos y mayor previsibilidad para garantizar inversiones a largo plazo”, señaló.

Además, remarcó la importancia de trabajar en la competitividad de la industria. “Estados Unidos es hoy nuestro principal competidor en GNL. Tenemos que fortalecer al sector para que Argentina sea un mercado competitivo”, explicó.