Vaca Muerta y el dilema exportador: potencial enorme, riesgo político persistente

Vaca Muerta enfrenta una tensión estructural en su política energética: necesita acelerar exportaciones para generar divisas y reducir subsidios, pero la incertidumbre política, fiscal y regulatoria frena inversiones estratégicas.

Esa tensión quedó expuesta en el informe Energy Insights del Baker Institute, que analiza la relación entre potencial exportador y riesgo político en jurisdicciones con recursos no convencionales. El documento concluye que la geología argentina es competitiva, pero las condiciones institucionales continúan siendo el talón de Aquiles.

Vaca Muerta aparece como el caso testigo de este dilema. Con reservas abundantes, aprendizajes operativos y costos decrecientes, podría posicionarse como proveedor regional y global de LNG. Sin embargo, el riesgo país, la volatilidad cambiaria y la fragilidad de reglas de largo plazo desalientan proyectos de inversión intensiva.

El informe describe una paradoja: aun con retornos teóricos atractivos, la exposición al riesgo político reduce la disposición del capital global a comprometer inversiones por décadas. La necesidad de dólares obliga a pensar en exportaciones; el riesgo institucional, en cautela.

Vista aumentó su producción en Vaca Muerta.

El potencial exportador de Vaca Muerta y su ventana temporal

El Baker Institute subraya que la demanda global de gas licuado podría crecer en las próximas dos décadas, antes de un eventual declive asociado con la transición energética. Para Argentina, esa ventana no es indefinida.

Los proyectos de licuefacción requieren inversiones multimillonarias, acuerdos contractuales estables y acceso garantizado a divisas para repago de deuda.

El informe advierte que mientras otros productores consolidan posiciones competitivas, países con recursos pero sin estabilidad institucional corren riesgo de perder la oportunidad. En ese escenario, el potencial exportador argentino se vuelve un activo condicionado por decisiones administrativas.

El crecimiento reciente de producción en Vaca Muerta demuestra capacidad técnica, pero el salto exportador exige infraestructura: gasoductos, plantas de LNG y regulaciones previsibles.

El tiempo aparece como variable crítica. Si Argentina no avanza antes de que la transición energética reduzca el horizonte del gas, el potencial se diluirá.

Vaca Muerta sumó más infraestructura.

Riesgo político: la variable que redefine las inversiones

El informe señala que el riesgo político impacta en cuatro dimensiones: acceso a divisas, continuidad contractual, volatilidad tributaria y controles a exportaciones.

Las empresas evalúan no solo retornos esperados, sino probabilidad de que esos retornos puedan realizarse. En ese sentido, un entorno regulatorio cambiante pesa más que la calidad geológica del recurso.

El riesgo país encarece financiamiento externo y eleva los costos de capital. Esto obliga a proyectos a requerir tasas de retorno más altas o contratos con garantías soberanas que Argentina históricamente evitó.

La incertidumbre electoral aumenta la percepción de riesgo. El informe indica que la falta de consensos políticos transversales limita la previsibilidad necesaria para inversiones con horizontes de 20 o 30 años.

Incluso con incentivos fiscales, la ausencia de estabilidad complica la viabilidad de grandes proyectos de LNG.

Infraestructura y estrategias para reducir riesgo

El Baker Institute plantea que algunos mecanismos podrían atenuar el riesgo político percibido. Entre ellos, se destacan contratos dolarizados con garantías internacionales, esquemas de gobernanza corporativa transparentes y participación de organismos multilaterales en financiamiento.

El desarrollo de infraestructura modular aparece como alternativa. Los sistemas FLNG, señala el informe, reducen costos hundidos porque permiten trasladar unidades ante cambios regulatorios. Esta flexibilidad mitiga el riesgo soberano y podría acelerar inversiones.

Los gasoductos internos y plantas de tratamiento también requieren planificación coordinada. La fragmentación de proyectos aumenta costos y multiplica riesgos. Un marco integral, independiente del ciclo electoral, es condición para atraer capital sostenido.

Los consensos legislativos, la independencia regulatoria y la estabilidad macro son elementos claves para reducir la percepción de riesgo en el sector del gas.

Loma Campana es uno de los bloques más productivos de Vaca Muerta. Neuquén sigue creciendo en producción.

Un camino posible para Argentina

El país enfrenta una disyuntiva histórica. Si logra reducir riesgo político y fortalecer instituciones, podría aprovechar el momento y consolidarse como exportador de LNG.

Si no lo hace, el potencial de Vaca Muerta permanecerá restringido a ciclos internos, sin acelerar el salto exportador.

El informe del Baker Institute enfatiza que cambiar la percepción internacional es tan importante como construir infraestructura. La credibilidad regulatoria, la estabilidad fiscal y el acceso garantizado a divisas son condiciones tan esenciales como el recurso geológico.

El potencial está. La oportunidad existe. Pero el riesgo político define el ritmo y la dirección de la inversión.

Ante esto, Argentina deberá optar entre continuidad estratégica o improvisación coyuntural. La respuesta marcará el futuro energético y macroeconómico del país.

Oldelval acelera con el financiamiento clave para ampliar infraestructura en Vaca Muerta

Oleoductos del Valle S.A. (Oldelval) anunció un paso relevante en su estrategia de financiamiento para sostener obras clave de transporte de crudo en la región. Según consta en el acta enviada a la Comisión Nacional de Valores, el Directorio aprobó aumentar el monto máximo del programa global de obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, hasta un límite de US$750 millones.

La decisión se adoptó durante una reunión celebrada el 18 de diciembre de 2025, en la sede social de la compañía. Allí se evaluó la necesidad de fortalecer el acceso al mercado de capitales para cubrir requerimientos de inversión y acompañar el crecimiento productivo de Vaca Muerta, donde múltiples actores impulsan incrementos sostenidos de producción y exportaciones.

El programa de obligaciones negociables había sido aprobado en 2022, cuando la Asamblea General Extraordinaria autorizó a Oldelval a ingresar al Régimen de Oferta Pública administrado por la CNV. Ahora, el Directorio resolvió ampliar su capacidad financiera global y ratificar los términos del instrumento.

La compañía cuenta actualmente con emisiones por US$500 millones en circulación. Con la ampliación, quedará disponible un margen de hasta US$150 millones adicionales para avanzar con nuevas colocaciones en el mercado bajo condiciones que serán definidas oportunamente.

El financiamiento resulta clave para sostener los proyectos de infraestructura en curso, orientados a aumentar capacidad de transporte y atender compromisos derivados del crecimiento productivo. La infraestructura de transporte suele representar un cuello de botella para la expansión del shale oil, y las petroleras requieren garantías de evacuación para sostener planes de inversión.

Oldelval avanza con el proyecto Duplicar.

Apuesta al mercado de capitales y obras estratégicas

El acta señala que el Directorio autorizó la emisión de una o más clases de obligaciones negociables dentro del monto ampliado, utilizando el remanente disponible. La propuesta fue aprobada por unanimidad.

Oldelval destacó que la decisión responde a necesidades estratégicas de financiamiento, considerando las condiciones actuales del mercado local y el desarrollo proyectado para los próximos años. Las fuentes privadas se consolidan así como un instrumento central para la expansión de infraestructura energética en Argentina, ante un contexto macroeconómico complejo y fuertes restricciones fiscales.

Dentro de este esquema, el Directorio acordó subdelegar facultades en determinados miembros y gerentes de primera línea, para permitir agilidad operativa en la definición de los términos y condiciones de cada emisión. Entre los responsables mencionados figuran Luis Martin Castaño Calaf, Ricardo Jorge Hösel y Federico Guillermo Zárate Clemente, junto al Presidente.

La infraestructura de transporte es un componente esencial del ecosistema de Vaca Muerta. Los ductos permiten conectar los yacimientos con terminales portuarias o centros de refinación, habilitando flujos de exportación que traccionan divisas. Por eso, los proyectos de ampliación de oleoductos suelen tener impacto macroeconómico y regional.

Oldelval llenó el proyecto Duplicar.

Financiamiento privado y perspectivas para Vaca Muerta

Para las empresas del midstream, acceder a financiamiento en el mercado local no solo permite sostener obras sino también estabilizar cronogramas de inversión. Las emisiones de obligaciones negociables se transformaron en una herramienta recurrente para incrementar capacidad de transporte y anticipar demanda futura.

En este contexto, la ampliación del programa de Oldelval aparece alineada con las expectativas de crecimiento productivo para 2026 y años posteriores. Analistas del sector coinciden en que el ritmo de perforación y fracturas acumulado en la cuenca neuquina exige nuevas obras para garantizar evacuación sostenida del crudo generado.

La compañía aspira a sostener inversiones que permitan acompañar la expansión exportadora. Un mayor volumen de ductos puede traducirse en reducción de costos logísticos, mejores precios de realización y descongestión de terminales.

El fortalecimiento de instrumentos financieros y la recurrencia al mercado de capitales buscan atender plazos largos de maduración de proyectos de transporte. El incremento en el monto disponible para emisiones representa una señal de continuidad y una apuesta estratégica orientada a consolidar la infraestructura crítica para la producción no convencional.

Al finalizar la reunión, el Directorio autorizó al Presidente a suscribir las actas y completar los trámites administrativos pertinentes.

Baker Institute: por qué Vaca Muerta no despega como el Permian

Argentina convive con una paradoja energética: posee uno de los recursos de shale más competitivos del planeta, pero no logra consolidar un proceso de desarrollo pleno. Vaca Muerta es la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional. Aun así, continúa atrapada entre ciclos de inversión intermitentes, incertidumbre macroeconómica y tensiones regulatorias persistentes.

El informe Energy Insights 2025, elaborado por el Baker Institute, sostiene una conclusión categórica: si Vaca Muerta estuviera ubicada en Texas, ya estaría plenamente desarrollada. El documento atribuye esa afirmación a la combinación de geología favorable y menores riesgos regulatorios y políticos existentes en Estados Unidos.

El contraste con Texas y el Permian

Texas consolidó la revolución del shale por condiciones que trascienden la geología. El Permian Basin se expandió con rapidez por seguridad jurídica, financiamiento privado disponible, estabilidad contractual e infraestructura adecuada para evacuar producción.

En Argentina, el desarrollo energético choca con riesgos macroeconómicos estructurales. La volatilidad inflacionaria, el cepo cambiario, controles a las exportaciones y subsidios cruzados afectan la planificación. Los cambios frecuentes en impuestos y regulaciones complican inversiones a largo plazo.

La infraestructura también constituye un límite. Los proyectos de gasoductos y plantas de LNG requieren compromisos por 20 o 30 años. Las empresas evalúan riesgos políticos, acceso a divisas para repago de deuda y certeza contractual. Sin esos elementos, los avances se ralentizan.

Para especialistas internacionales, la productividad del shale neuquino ya se asemeja a niveles observados en cuencas estadounidenses. La diferencia crucial no está bajo tierra, sino arriba: estabilidad institucional y económica sostenida.

El potencial exportador de Vaca Muerta

El mercado mundial del gas vive transformaciones. La demanda futura de LNG se proyecta creciente, impulsada por Asia y la transición energética. Argentina podría ocupar un lugar relevante si acelera infraestructura y certidumbre para atraer capital.

El informe del Baker Institute señala que, ante elevados costos hundidos y horizonte extendido, la previsibilidad es determinante. Sin estabilidad, las inversiones se fragmentan o migran hacia proyectos de menor madurez temporal.

Las alternativas como el FLNG ganan terreno como esquemas menos expuestos a riesgo país. Su traslado entre cuencas y menores costos hundidos ofrecen flexibilidad ante eventuales cambios políticos o regulatorios. Varias compañías analizan trenes flotantes vinculados a YPF, Shell y ENI para reducir incertidumbre.

Sin embargo, incluso con avances tecnológicos y estrategias contractuales, la incertidumbre electoral pesa. Las legislativas de 2025 y la presidencial de 2027 definirán la continuidad de reformas y señales de largo plazo al mercado energético.

Tenaris sumó un nuevo set de fractura en Vaca Muerta.

Una ventana que podría cerrarse

El riesgo de perder competitividad frente a otros productores es real. Si no se reduce el riesgo país y no se consolidan instituciones estables, el capital global optará por jurisdicciones previsibles. En ese escenario, países con geología menos favorable pero mayor estabilidad podrían capturar inversiones destinadas a la transición energética.

El Baker Institute advierte que la oportunidad argentina es enorme, pero el tiempo es limitado. La ventana podría cerrarse si los avances no se concretan antes de que el mercado global se reconfigure con nuevos oferentes.

Vaca Muerta tiene geología probada y curvas de aprendizaje que permiten eficiencias crecientes. La demanda internacional existe y la infraestructura comienza a expandirse. Pero el factor decisivo será institucional: continuidad, estabilidad y reglas claras.

Reforma a la Ley de Glaciares: el Ejecutivo apunta a reglas claras y desarrollo productivo

El Gobierno nacional envió al Congreso un proyecto de ley para reformar la Ley de Presupuestos Mínimos para la Protección de Glaciares (N° 26.639), con el objetivo de corregir lo que considera deficiencias estructurales de la norma vigente desde 2010. La iniciativa forma parte de la agenda de desregulación y busca reducir la incertidumbre jurídica que, según el Ejecutivo, frena proyectos productivos en distintas provincias.

Desde la Oficina del Presidente señalaron que la legislación actual genera superposición de competencias, discrecionalidad en su aplicación y conflictos con las jurisdicciones provinciales, que por mandato constitucional son dueñas de los recursos naturales. En ese sentido, el proyecto apunta a compatibilizar la protección ambiental con el desarrollo económico.

Según el comunicado oficial, la reforma establece criterios más precisos para identificar qué glaciares deben ser protegidos por cumplir una función hídrica efectiva. Además, refuerza estándares ambientales ya vigentes y elimina interpretaciones amplias que, a juicio del Gobierno, bloquearon inversiones bajo fundamentos ideológicos.

Más rol para las provincias y evaluación técnica

El texto enviado al Congreso reafirma los principios del artículo 41 de la Constitución Nacional, que exige preservar el ambiente sin impedir el desarrollo humano, y del artículo 124, que reconoce el dominio originario de las provincias sobre sus recursos naturales.

En esa línea, la propuesta fortalece el rol de los gobiernos provinciales en los procesos de evaluación de impacto ambiental. También promueve la integración de capacidades técnicas y científicas locales, y una articulación más eficiente con el Inventario Nacional de Glaciares, para contar con información actualizada y confiable al momento de tomar decisiones.

Desde el Ejecutivo destacan que el proyecto se inscribe en un esquema de “federalismo ambiental responsable”, que busca reglas claras y previsibles para todos los actores. La iniciativa responde, además, a compromisos asumidos en el Pacto de Mayo y a reclamos históricos de provincias mineras y productoras de recursos estratégicos.

Entre ellas se encuentran Catamarca, Jujuy y Salta, que integran la Mesa del Litio, y Mendoza y San Juan, vinculadas al desarrollo cuprífero. El Gobierno solicitó al Congreso un tratamiento rápido del proyecto durante las sesiones extraordinarias.

El respaldo del sector minero

La propuesta fue bien recibida por el sector minero, que considera clave una actualización normativa para destrabar inversiones. Agustín Del Castillo, gerente de Asuntos Institucionales y Comunicación de Cerro Vanguardia, sostuvo que la definición sobre la Ley de Glaciares será determinante para el futuro de los proyectos anunciados.

“Lo que está en discusión hoy es cómo se define la Ley de Glaciares. Eso va a determinar si los anuncios de inversión se convierten en proyectos concretos o quedan solo en anuncios”, afirmó en diálogo con +E.

En la misma línea, la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) emitió un comunicado en el que remarcó que existe consenso en proteger los glaciares y el ambiente periglacial que constituyan reservas estratégicas de recursos hídricos, tal como establece el artículo 1° de la ley vigente.

Sin embargo, la entidad planteó la necesidad de aclarar que no todos los glaciares cumplen esa función, y que las definiciones deben realizarse caso por caso, con sustento técnico y participación de especialistas. También reclamó una delimitación precisa del rol de las provincias, en línea con lo establecido por la Constitución.

Desde CAEM subrayaron que una redacción clara y previsible permitiría compatibilizar el desarrollo productivo y la infraestructura con el cuidado ambiental, al tiempo que generaría empleo y contribuiría al crecimiento económico del país.

Nación confirmó que aplicará el RIGI al upstream incremental de petróleo y gas

El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó que el Gobierno nacional avanzará en la incorporación del upstream incremental del petróleo y gas dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El anuncio se realizó durante el tradicional almuerzo por el Día del Petróleo, organizado por el IAPG, donde el funcionario brindó un panorama detallado sobre la agenda energética que impulsa la administración nacional.

González destacó que, pese a la baja internacional del precio del crudo, la industria mantuvo la actividad y logró nuevos récords. Señaló además que el país atraviesa una “oportunidad histórica” y que el Gobierno busca acompañar ese proceso con medidas que favorezcan la inversión y la competencia.

Según explicó, la instrucción política fue explícita: “encontrar una forma de incorporar todo el upstream al RIGI para incentivar la inversión y la producción”. La señal oficial despeja dudas dentro del sector y marca una hoja de ruta clara para los próximos meses.

El fracking de Vaca Muerta cerró un trimestre histórico de la mano de YPF.

Un sector que se sostuvo pese a la caída de precios

Durante su discurso, González recordó que hace un año el precio internacional del petróleo era muy distinto, con un descenso cercano al 17% desde entonces. Aun así, la industria argentina logró completar 20% más de pozos que en 2023, 30% más de etapas de fractura y alcanzar un récord histórico de producción de petróleo, especialmente en el segmento no convencional.

El funcionario valoró el compromiso de las empresas, que “entendieron que los ciclos de precios son ciclos” y que el país se encuentra frente a un punto de inflexión. Para González, esa visión estratégica permitió sostener la actividad en un contexto global desafiante.

Además, destacó que Argentina hoy opera con precios internacionales y que esa dinámica obliga a mejorar la competitividad, algo que el Gobierno busca acompañar con regulaciones más simples y previsibles.

Phoenix acelera en el shale.

El Gobierno y la decisión de impulsar el RIGI para el upstream

Uno de los pasajes centrales del discurso llegó cuando González repasó las decisiones recientes del Gobierno orientadas a sostener a las cuencas maduras y a favorecer nuevas inversiones. Recordó que hace un mes se anunció junto a Chubut, Santa Cruz y Neuquén la eliminación de retenciones a la exportación de petróleo convencional, ante la pérdida de competitividad del segmento.

Pero el punto más esperado fue el anuncio sobre el RIGI. González reveló que el ministro de Economía instruyó a su área para comenzar inmediatamente el trabajo de incorporar todo el upstream al régimen. El objetivo es claro: acelerar inversiones y aumentar la producción incremental, un pedido recurrente de las provincias productoras y de las compañías que operan en Vaca Muerta.

El funcionario definió ese proceso como “el gran desafío por delante” y remarcó que la herramienta ya permitió avances relevantes, como el proyecto VMOS y los dos barcos de licuefacción de PAE, aprobados bajo el esquema del RIGI. También confirmó que otros cinco proyectos se encuentran en análisis: la expansión del gasoducto Perito Moreno, un gasoducto dedicado para GNL y tres plantas de tratamiento para nuevos desarrollos no convencionales.

Competencia, equilibrio fiscal y nuevas empresas que llegan al país

González sostuvo que el Estado acompañará a la industria, pero reiteró que el equilibrio fiscal “no se negocia”. Indicó que la estabilidad macroeconómica es la base que permite que las compañías recuperen valor, accedan a financiamiento y vuelvan a planificar a largo plazo.

Ese contexto, aseguró, explica la llegada de empresas que antes no consideraban a la Argentina. Mencionó como caso emblemático a Continental Resources, pionera del shale en Estados Unidos, que adquirió recientemente un activo en el país. Para González, ese ingreso puede marcar un cambio de paradigma y abrir la puerta a nuevos jugadores que aporten mejores prácticas y proveedores adicionales.

Aclaró que el objetivo no es desplazar a nadie, sino fomentar la competencia, que para el Gobierno genera mejores servicios a mejores precios. En ese marco, reiteró que el rol estatal es crear las condiciones para que aparezcan más empresas dispuestas a invertir.

Transformaciones en el mercado de gas: hacia la desregulación completa

El funcionario también dedicó una parte importante de su exposición a las reformas en curso en el mercado de gas, donde el Gobierno avanza hacia una liberalización progresiva similar a la iniciada en el sector eléctrico.

Recordó que el primer paso fue la Revisión Quinquenal de Tarifas para transportistas y distribuidoras, que permitió ordenar balances y devolverles crédito. Luego, se habilitó que generadoras y productoras acuerden retiros dentro del Plan Gas, abriendo el camino a una adecuación voluntaria del esquema.

González anticipó que se modificará la asignación de rutas de transporte, para corregir la desconexión entre contratos históricos y la disponibilidad real de gas. La intención oficial es completar esa adecuación antes de fin de año.

Además, confirmó una de las decisiones más relevantes en materia de GNL: ENARSA dejará de ser el único comprador de gas natural licuado, lo que abre la puerta a un mercado más competitivo, sin comprometer el abastecimiento de la demanda prioritaria ni la generación eléctrica.

Nación analizará incluir las inversiones para el upstream de Vaca Muerta en el RIGI

La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El principal objetivo es impulsar el desarrollo de Vaca Muerta.

Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.

El mandatario también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).

“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.

 

Vaca Muerta como punta de lanza

Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.

Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.

Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.

“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.

El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.

“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.

 

El futuro

Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.

“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Vaca Muerta sigue creciendo.

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

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

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

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

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

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

Menos subsidios, más inversión: las claves del plan energético

En el Energy Day organizado por EconoJournal, Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, trazó un balance del año y delineó las claves de política energética para 2026. Según el funcionario, el Gobierno avanzó “de manera decisiva en la normalización del sistema energético argentino”, un proceso que combina reducción de los subsidios, desregulación y mayor participación privada.

Recordó que, al asumir, los subsidios energéticos representaban el 1,5% del PBI. “Con el esquema actual y las proyecciones del Presupuesto 2026 los reducimos a 0,5%”, indicó, para luego remarcar que el recorte “no es solo un ajuste fiscal”, sino parte de un proceso más amplio destinado a “ordenar el sector, bajar costos sistémicos e incentivar la inversión privada”.

González sostuvo que la reinstalación de la ecuación económica del sector fue determinante. “Revisamos tarifas que brindan previsibilidad y capacidad de financiamiento. Desregulamos progresivamente el mercado y habilitamos a los generadores a adquirir libremente su propio combustible”, explicó. Según dijo, todas estas señales ya se reflejan en el interés privado a través de “licitaciones hidroeléctricas, proyectos de almacenamiento en AMBA e iniciativas como la de TGS”.

De cara a lo que viene, anticipó un escenario favorable. “Para 2026 espero un año de consolidación: más inversión, más previsibilidad y un sector privado respondiendo a señales claras y estables”, afirmó.

YPF acelera en Vaca Muerta.

“Vaca Muerta recién empieza”: productividad y señales de mercado

Al abordar la agenda de hidrocarburos, González defendió la continuidad de los incentivos para la producción y la reducción de cargas impositivas. “El objetivo es seguir reduciendo impuestos distorsivos sin comprometer la disciplina fiscal”, señaló. En ese marco, recordó la eliminación de retenciones al crudo convencional y reconoció que, aunque “el impuesto sobre el no convencional es malo”, el contexto fiscal actual impide su eliminación.

Asimismo, advirtió que la caída del precio internacional del petróleo puede moderar el ritmo de actividad, aunque no provocar un freno abrupto. “Vaca Muerta tiene un diferencial clave: la productividad de nuestros pozos es dos o tres veces superior a la del Permian, aun con costos e impuestos mayores”, sostuvo.

El cambio estructural, según González, está en el nuevo régimen de precios. “Hoy los precios en Argentina son libres: se vende por paridad de exportación, sin precios artificiales como el ‘barril criollo’. Esta es una señal estructural que mejora la competitividad y la planificación de largo plazo”, remarcó.

El ingreso de Continental Resources a la formación neuquina fue para el funcionario una señal contundente. “Es una de las compañías independientes más relevantes de Estados Unidos. Su ingreso demuestra confianza en la competitividad estructural de la roca”, dijo. Y concluyó: “Vaca Muerta recién empieza: solo el 5% está desarrollado y la oportunidad a futuro es inmensa”.

Transición en el mercado de gas y compras de GNL

González insistió en que el Gobierno mantiene un proceso de salida progresiva del Estado de los mercados energéticos. “Estamos avanzando en retirar gradualmente a ENARSA del centro del mercado de gas, del mismo modo que estamos haciendo con CAMMESA en electricidad”, explicó.

Recordó que ENARSA se encuentra en un proceso de privatización y que su rol activo “ya no es necesario en un mercado que recuperó solvencia y capacidad de contratación”. Sobre el Plan Gas, afirmó que cumplió una función importante, pero que es tiempo de pasar a un nuevo esquema. “Hoy necesitamos que los productores contraten directamente con privados. Por eso estamos promoviendo esquemas voluntarios para que ese cambio ocurra de forma ordenada”, dijo.

Respecto al abastecimiento de GNL para el invierno, precisó que la prioridad es minimizar la carga fiscal. “Si logramos completar la transición antes del invierno, las compras estarán a cargo de comercializadores privados; si no, ENARSA se hará cargo una vez más”, adelantó. De todos modos, confió en que la competencia será determinante para mejorar precios: “Estoy convencido de que la competencia y la desregulación permitirán obtener precios más bajos”.

“Lo que estamos haciendo es transparentar el costo del sistema”, enfatizó.

Obras eléctricas y el salto del RIGI

González también detalló el avance en infraestructura eléctrica. Explicó que el Gobierno está terminando el diseño de la licitación para la expansión del sistema de transmisión AMBA I, que será ejecutada por el sector privado por primera vez en la historia. “Queremos garantizar un modelo robusto, atractivo y sin margen de error, porque al adjudicar la primera obra debemos lanzar inmediatamente las siguientes”, afirmó. Aunque esperaba publicarla antes de fin de año, dijo que se priorizó “que el diseño sea impecable”.

En cuanto al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), sostuvo que el programa atraviesa un momento de fuerte dinamismo. “El RIGI está siendo extraordinariamente exitoso. Hoy contamos con más de 27 proyectos presentados, mitad de energía y mitad de minería, y varios más en carpeta”, detalló.

Si bien todavía no se evaluó formalmente su extensión, González señaló que la decisión debería tomarse este verano. Su postura es clara: “Mi recomendación personal será prolongarlo, porque refleja el modelo económico al que aspiramos: sin retenciones, con impuestos más bajos y procedimientos ágiles”.

Camuzzi lanza “LNG del Plata”: inversión de U$S 3.900 millones para exportar gas de Vaca Muerta

Camuzzi Gas Inversora S.A., la compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció hoy la creación de “LNG del Plata”, el nuevo desarrollo energético de destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.

Con una inversión que alcanzará los U$S 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.

“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de U$S 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, acompañando de esta forma el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”, destacó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.

Cómo será el proyecto de Camuzzi

La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires; la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. En ese marco, la compañía se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones.

Las obras iniciarán en 2026, y se prevé el inicio de operaciones formales para 2028. Entre los meses de septiembre y mayo, LNG del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa. Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.

En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.

Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL.

Chubut advierte que se reserva el derecho a vetar al comprador de Manantiales Behr

La definición sobre el futuro de Manantiales Behr transita su tramo final y hay una serie de interrogantes que mantiene en vilo a los actores de la Cuenca del Golfo San Jorge. Tal como informó eolomedia, YPF está evaluando internamente las tres ofertas más competitivas para desprenderse del yacimiento donde Rovella Carranza sería la favorita para quedarse con el mítico bloque del convencional.

En este sentido, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, confirmó que la provincia tiene facultades para aceptar o rechazar la cesión del área. La potestad deriva del marco legal que regula las concesiones y establece que el “titular del recurso”, en este caso la provincia, debe convalidar cualquier transferencia.

Ponce explicó que la intervención provincial no alcanza a la negociación entre las empresas, pero sí al control final del operador que quedará a cargo del yacimiento. “La provincia puede admitir o denegar la cesión siempre y cuando no se cumplan las condiciones. Eso implica evaluar si la empresa es competente, si el compromiso de inversión está asegurado y si es conveniente para la provincia”, señaló en diálogo con Canal 12.

La inversión futura, el criterio decisivo para Chubut

El ministro fue enfático al aclarar que el monto que YPF reciba por la venta no será determinante para Chubut. “Nosotros no ponderamos cuánto se le paga a YPF. Eso es secundario. Lo que ponderamos es cuánto se va a invertir en la provincia”, afirmó, en línea con la política provincial de priorizar la actividad, el empleo y la continuidad operativa sobre el valor de la transacción.

En ese marco, recordó que el antecedente de 2024, cuando la provincia autorizó la transferencia del clúster El Trébol – Escalante a PECOM, se resolvió bajo los mismos parámetros: competencia técnica, capacidad de inversión y conveniencia para el territorio. Esas variables volverán a ser centrales en la evaluación del futuro adjudicatario de Manantiales Behr.

Ponce también señaló que Chubut participa del proceso de manera indirecta, a través del director provincial que integra el directorio de YPF. Si bien el Plan Andes II de la compañía proyectaba cerrar la transferencia para el 1 de enero, los plazos se extenderán. Sin embargo, para la provincia, el calendario no es el punto crítico.

“Si las condiciones están dadas, el traspaso se puede hacer”

“Lo importante es que el titular del recurso es la provincia. Entonces, si las condiciones están dadas, si aseguramos una transición ordenada y si la empresa que continúa viene con un plan de inversiones superador, está todo para hacer este traspaso”, afirmó Ponce. El ministro remarcó que no existe un requisito legislativo para avanzar con la cesión, ya que la autorización recae en el Poder Ejecutivo.

Recordó que, cuando se aprobaron las prórrogas de concesiones de YPF en 2013, se estableció expresamente la posibilidad de que la compañía transfiriera activos, siempre con la convalidación provincial. Según Ponce, la normativa vigente mantiene intactas esas prerrogativas.

Consultado sobre qué quedará de YPF en Chubut tras la salida de sus áreas maduras, el ministro indicó que la compañía mantendrá sus ramas de downstream, principalmente vinculadas a combustibles. Pero fue más allá y planteó que la retirada de YPF del upstream convencional no es una novedad reciente.

“YPF no se está yendo hoy. Se está yendo desde hace 10 años”, afirmó. Recordó que, cuando comenzó su carrera en la industria, la empresa invertía alrededor de 1.200 millones de dólares anuales en la provincia, mientras que este año destinará menos de 200 millones. “Esta caída fue progresiva. Hace 10 años que se viene yendo”, remarcó.

En este escenario, Ponce planteó que la llegada de un nuevo operador puede resultar positiva si garantiza inversión, actividad y empleo. “No tenemos que tenerle miedo a lo nuevo; tenemos que tenerle miedo a las empresas que no quieren invertir”, aseguró.