Noruega apuesta por más inversiones sostenibles en Argentina

La Embajada de Noruega en la Argentina, junto con la Cámara Argentino-Noruega de Comercio (CANC), organizó el seminario “Oportunidades de inversión y negocios sostenibles en el nuevo marco económico argentino”, como parte de la iniciativa Team Norway.

El encuentro tuvo lugar en el Auditorio del Hotel Madero y convocó a representantes del sector público, empresarios y miembros del cuerpo diplomático interesados en explorar nuevas áreas de cooperación económica entre ambos países.

En la apertura, el embajador Halvor Sætre subrayó la importancia de fortalecer los lazos bilaterales:

“Noruega mantiene un compromiso de largo plazo con la inversión responsable y la innovación. Argentina es un socio clave, y vemos con optimismo los avances hacia un marco más previsible para la inversión. El acuerdo EFTA–Mercosur será fundamental para fortalecer el intercambio comercial, atraer nuevas inversiones y promover un desarrollo sostenible entre nuestras economías”, señaló.

El programa del seminario se dividió en dos módulos principales. El primero abordó la coyuntura macroeconómica argentina y las reformas orientadas a promover nuevas inversiones extranjeras. En el segundo, se analizaron estrategias empresariales sostenibles, con foco en transición energética, descarbonización, cumplimiento normativo (compliance) y relación con comunidades locales.

Participaron el presidente ejecutivo de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, Diego Sucalesca, el Subsecretario de Simplificación y Desregulación, Héctor Huici, la secretaria de Energía de la Nación, María del Carmen Tettamanti, y el Subsecretario de Ambiente de la Nación, Fernando Brom, junto a ejecutivos de empresas noruegas como Equinor, Hydro, Golar LNG, Estremar, Yara y representantes de Norwep, además de analistas y expertos en comercio internacional.

El embajador Sætre cerró el encuentro destacando los desafíos y oportunidades del contexto actual, y reafirmó el interés de Noruega en continuar colaborando con la Argentina en materia de energía, innovación y sostenibilidad.

Con el impulso de Vaca Muerta, Vista Energy logra un salto del 52% en su EBITDA trimestral

Durante el tercer trimestre de 2025, Vista Energy consolidó su crecimiento en Vaca Muerta gracias a la alta productividad de los pozos en Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica, junto con una estrategia de eficiencia que sigue marcando el pulso del shale argentino.

En ese período, la producción total alcanzó 126.800 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), lo que representa un aumento del 7% respecto del trimestre anterior y un 74% interanual. Solo la producción de crudo promedió 109.700 barriles diarios, con incrementos similares trimestre a trimestre y año a año.

Más ingresos, menor costo y un EBITDA en alza

El EBITDA ajustado de Vista trepó a 472 millones de dólares, un 17% más que en el trimestre previo y un 52% superior en la comparación anual.
El lifting cost, que mide el costo de producción por barril, se ubicó en 4,4 dólares por boe, un 6% menor al de un año atrás, reflejando el impacto de la eficiencia alcanzada en los desarrollos.

Los ingresos totales sumaron 706 millones de dólares, un salto del 16% trimestral y del 53% respecto de 2024. En tanto, las inversiones ascendieron a 351 millones, impulsadas por la puesta en marcha de nuevos pozos. El resultado neto fue de 315 millones de dólares, con un beneficio por acción de 3 dólares.

Proyecciones de crecimiento en Vaca Muerta

De acuerdo con un informe de Fundación Contactos Petroleros, liderada por Luciano Fucello, Vista Energy se perfila como la segunda operadora con mayor actividad en Vaca Muerta durante 2025, con unas 3.100 etapas de fractura proyectadas, equivalentes al 11% del total nacional.

En el Foro Argentino de Inversiones, el CEO de la compañía, Miguel Galuccio, destacó el impacto del desarrollo de Vaca Muerta tanto para la empresa como para el país. “Comenzamos produciendo 24.000 barriles diarios con un EBITDA de 190 millones de dólares; hoy producimos 125.000 y proyectamos cerrar el año con 1.600 millones”, señaló.

El ejecutivo subrayó que Vista ya invirtió más de 6.000 millones de dólares en Argentina, y proyectó que para 2030 el sector energético aportará un superávit de 30.000 millones de dólares a la balanza comercial.

Vaca Muerta representa el 60% de la producción nacional. Pasamos de un déficit energético de 7.000 millones de dólares en 2012 a un superávit estimado de más de 7.000 millones este año, un cambio de 14.000 millones”, remarcó Galuccio.

GeoPark apuesta fuerte por el shale y apunta a costos récord en Vaca Muerta

GeoPark ratificó su compromiso con Vaca Muerta, donde prevé iniciar una etapa de desarrollo intensivo entre 2026 y 2028. La petrolera destinará inversiones anuales de entre 240 y 250 millones de dólares para consolidar su posición como operador relevante en la formación shale argentina.

El plan contempla un crecimiento gradual del CAPEX, que pasará de 60-70 millones de dólares en 2026 a niveles superiores a 200 millones anuales cuando comience el desarrollo pleno de los bloques Puesto Silva Oeste y Loma Jarillosa Este.

Durante la charla con inversores, los ejecutivos destacaron que el desarrollo en Argentina será uno de los pilares que permitirá duplicar el tamaño de GeoPark hacia 2030. El CEO, Felipe Bayón, subrayó que la operación local “se convirtió en un ejemplo de ejecución rápida y disciplinada”, recordando que el cierre de la adquisición se completó en apenas 21 días.

La compañía busca aprovechar la calidad geológica de Puesto Silva Oeste, donde prevé altos factores de recuperación y potencial de upside por la dureza y composición de la roca. Según los técnicos, las condiciones del área podrían permitir resultados productivos superiores al promedio de otros bloques shale.

La meta de GeoPark

GeoPark informó que el OPEX actual en Vaca Muerta ronda los 25 dólares por barril, pero su objetivo es llevarlo a entre 6 y 7 dólares mediante optimización logística y construcción de infraestructura propia.

Los costos por pozo se ubican entre 13 y 15,5 millones de dólares, aunque la compañía espera reducirlos con la curva de aprendizaje y el uso de equipos más modernos.

“Conectando nuestra producción a instalaciones existentes y luego a nuestras propias plantas, podremos bajar significativamente los costos”, explicó Jaime Caballero, Chief Financial Officer de la compañía.

El plan también incluye financiamiento en el mercado argentino, donde GeoPark ya cuenta con autorización de la Comisión Nacional de Valores para colocar deuda por hasta 500 millones de dólares. Según la empresa, las tasas locales  resultan más competitivas que las internacionales, lo que refuerza la viabilidad financiera del proyecto.

Argentina como laboratorio de desarrollo

Los directivos señalaron que la experiencia obtenida en el shale argentino servirá como modelo para futuras oportunidades no convencionales en Colombia, si el próximo gobierno habilita el desarrollo de fracking.

“Vaca Muerta nos está permitiendo fortalecer nuestras capacidades técnicas, formar equipos y preparar a la compañía para el futuro de los no convencionales en la región”, destacaron.

Con una curva de inversión ascendente, la compañía espera que los proyectos argentinos comiencen a aportar volúmenes significativos hacia 2027, y que en 2028 ya estén contribuyendo de forma estable al flujo operativo consolidado.

GeoPark prevé que, una vez estabilizada la producción, el CAPEX anual se mantenga en torno a 220 millones de dólares, con márgenes positivos y generación de caja libre.

GeoPark apunta a duplicar su valor con un plan de inversión récord en Latinoamérica

GeoPark presentó ante inversores su hoja de ruta para los próximos cinco años, que prevé una inversión de entre 500 y 600 millones de dólares. La compañía busca duplicar su tamaño en América Latina mediante eficiencia operativa, disciplina financiera y el desarrollo simultáneo de proyectos en Colombia y Argentina.

El plan fue detallado por los principales directivos durante una conferencia con analistas internacionales, donde destacaron la fortaleza del portafolio y la flexibilidad de financiamiento para sostener el crecimiento.

El CEO, Felipe Bayón, explicó que el objetivo de GeoPark es consolidarse como una compañía más eficiente, rentable y con menor exposición geográfica. En ese marco, el foco estará centrado en Colombia y Argentina, luego de la venta de activos en Ecuador y la reducción de su presencia en otros mercados.

En Colombia, la empresa destinará entre 110 y 140 millones de dólares anuales al desarrollo de los campos Llanos 34 y CPO-5, donde proyecta mantener la producción estable y con altos márgenes. En Argentina, el gasto de capital se incrementará de 70 millones de dólares en 2026 a 250 millones de dólares anuales en 2027 y 2028, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta.

GeoPark: eficiencia operativa y tecnología

La compañía destacó los resultados obtenidos en reducción de declinaciones naturales de sus campos. En Llanos 34, la tasa de declino pasó de 23% a 14% en un año, con una proyección de alcanzar el 10% en 2026 gracias a la inyección de agua, polímeros y técnicas de perforación optimizadas.

GeoPark también informó que está utilizando modelado 3D y herramientas de inteligencia artificial para mejorar la localización de pozos, analizar la geología y optimizar inversiones. Estas tecnologías, según la empresa, permitieron reducir un 30% los costos de perforación y extender la vida útil de los pozos maduros.

En términos de costos, la compañía informó break-even de 45 dólares por barril en Colombia y 55 dólares en Argentina, valores que considera competitivos frente a los precios internacionales actuales.

Financiamiento y disciplina de capital

GeoPark aseguró que cuenta con un “toolkit financiero flexible” para sostener el crecimiento. Entre las alternativas, destacan emisiones locales de deuda en Argentina por hasta 500 millones de dólares, líneas de crédito por 100 millones y prepagos de crudo como el implementado en Colombia con BP.

La empresa prevé mantener sus dividendos trimestrales de 1,5 millones de dólares hasta mediados de 2026, cuando planea suspenderlos temporalmente para reinvertir en expansión.

Felipe Bayón destacó que GeoPark está en una posición sólida para afrontar escenarios volátiles en precios o cambios políticos. “Queremos mantenernos enfocados, disciplinados y cumplir las promesas. El crecimiento debe basarse en la rentabilidad de los activos y no en proyecciones”, afirmó.

El plan prevé que hacia 2030 la producción y el valor de la compañía se dupliquen, apalancados en la consolidación de su operación en Colombia y el desarrollo a escala en Vaca Muerta.

GeoPark ya opera en sus dos bloques en Vaca Muerta

GeoPark Limited confirmó el cierre oficial de la adquisición del 100% de participación en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, ubicados en la ventana de petróleo negro de Vaca Muerta. La operación se concretó tras obtener todas las autorizaciones gubernamentales y regulatorias requeridas por la provincia de Neuquén.

El Gobierno neuquino emitió los decretos DECTO-2025-1226 y DECTO-2025-1270, que habilitaron el traspaso formal de los activos. Posteriormente, GeoPark firmó las escrituras públicas correspondientes con Pluspetrol S.A. y completó la transacción mediante el pago final de 115 millones de dólares.

Como parte del acuerdo, GeoPark transfirió un 5% de participación en Puesto Silva Oeste a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). De esta manera, la empresa estatal neuquina se incorpora como socio estratégico para acompañar el desarrollo del proyecto en la zona.

GeoPark, un nuevo operador en Vaca Muerta

La compañía destacó que esta operación representa un paso clave en su estrategia de expansión regional. Con este movimiento, GeoPark se convierte oficialmente en un nuevo operador en Vaca Muerta, una de las principales cuencas no convencionales de petróleo y gas del mundo.

“Este cierre representa un hito clave para GeoPark, ya que nos convertimos oficialmente en operadores en Vaca Muerta”, señaló Felipe Bayón, CEO de la compañía. “Agradecemos al Gobierno de Neuquén, a Pluspetrol y a GyP por su confianza y colaboración. Nuestros equipos ya están en terreno, listos para desarrollar estos activos con excelencia operativa, cuidado ambiental y responsabilidad social”, agregó.

La empresa subrayó que la finalización de la transacción refleja la colaboración efectiva entre el sector público y el privado. Además, reafirmó su compromiso de largo plazo con Argentina y su estrategia de inversión disciplinada y sostenible en hidrocarburos.

Plan de desarrollo y objetivos

El plan de la compañía se centra en la ventana de crudo de Vaca Muerta, donde buscará petróleo con una calidad de entre 30° y 35° API. Actualmente, Loma Jarillosa produce entre 1.800 y 2.000 barriles diarios. En Puesto Silva Oeste, que cuenta con una concesión de 35 años, la empresa proyecta un piloto inicial con un pozo firme y dos contingentes a perforar en los próximos tres años.

GeoPark apunta a elevar su producción total —hoy cercana a 28.000 barriles diarios en Colombia— hasta un rango de 40.000 a 45.000 barriles hacia finales de la década.

Un punto clave de la estrategia será la creación de un hub operativo entre Loma Jarillosa y Puesto Silva Oeste. El objetivo es generar sinergias, optimizar costos y evitar la duplicación de instalaciones. Inicialmente, la producción se transportará en camiones, aunque ya se evalúan alternativas para conectarse a ductos y facilidades existentes en la cuenca.

Inversiones e infraestructura

La empresa anticipó que los próximos dos años estarán marcados por fuertes inversiones en infraestructura. El capex será alto en relación con la producción inicial, con una estrategia financiera combinada: 60% se cubrirá con recursos propios y el resto con deuda.

La Comisión Nacional de Valores ya aprobó un cupo indicativo de 500 millones de dólares para colocar deuda local en Argentina. Además, GeoPark analiza la posibilidad de acudir a mercados internacionales y utilizar líneas de prepago de ventas futuras de crudo para completar su esquema de financiamiento.

Con este avance, la compañía refuerza su presencia en la región y consolida un nuevo capítulo en el desarrollo de Vaca Muerta.

YPF avanza hacia un FID histórico con tres petroleras para un megadesarrollo de GNL

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, reveló que tres gigantes energéticos participarán en la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para un megaproyecto de gas natural licuado (GNL) que promete transformar la matriz exportadora de la Argentina.

“Es un acuerdo muy importante. Para lo que hemos firmado con Eni es un proyecto que puede tener el tamaño de todo lo que produce Vaca Muerta hoy de gas. Es decir, duplicar lo que produce hoy Vaca Muerta, que es 75 millones de metros cúbicos”, explicó Marín en diálogo con Infobae.

El CEO subrayó que la magnitud económica es difícil de dimensionar: “A veces firmás algo que puede valer 300 mil millones de dólares de exportaciones entre 2031 y 2050. Con esto tenemos allanado el objetivo de YPF de que Argentina exporte más de 30 mil millones de dólares a partir de 2031 si se ejecuta el proyecto”.

Shell, ENI y otra supermajor se suman al FID

Marín precisó que se firmó un “technical FID”, es decir, la decisión técnica que define el proyecto. “Ahora falta que ingresen las empresas. Espero que lo haga Shell, con la que venimos trabajando, y una compañía más el mes que viene. Hay otras que quieren entrar, pero serán cuatro”, afirmó.

Una vez cerrada esa etapa, el paso siguiente será conseguir financiamiento. “La envergadura del financiamiento es gigante. Si el VMOS fue el más grande de la historia con 20 mil millones de dólares en exportación, este proyecto también va a dar 20 mil millones. Por eso digo que nos da 50 mil millones de dólares”, comparó.

Asimismo, el directivo explicó que se recurrirá a un esquema de project finance. “Para la gente, un project finance es como una hipoteca. Los bancos toman riesgo de proyecto, no está en el balance de la compañía y no hay garantía corporativa”, detalló. El monto que buscan es de 25 mil millones de dólares para infraestructura, de los cuales YPF deberá conseguir unos 17.500 millones.

Horacio Marín sostuvo que YPF continuará con el proyecto de GNL.

“Es diez veces más grande que el VMOS”

Marín fue enfático: “Si el VMOS, con dos mil millones, fue el más grande de la historia, este es diez veces más. Soy optimista de que se va a dar. Las empresas argentinas no tienen espalda para conseguir ese dinero, pero YPF, junto con Eni, Shell y otra compañía, lo vamos a lograr”.

Para reforzar su optimismo, citó a Rystad Energy: “No lo decimos nosotros. Ellos afirman que los proyectos energéticos de Argentina son mejores que los americanos. Estamos desarrollando el proyecto en la ventana de gas y condensado, por eso hablo de 300 mil millones de dólares: 150 mil de gas y 150 mil de petróleo”.

Marín explicó que esta ventana permite ubicar el proyecto “entre los más rentables del mundo”. “Con el RIGI más la solidez del proyecto, estoy convencido de que vamos a conseguir la guita”, sostuvo con tono directo.

YPF y un marco legal que da confianza

El CEO subrayó que los inversores miran el largo plazo. “Si yo soy banco y me vienen con el RIGI más Vaca Muerta, yo no tendría mucha duda. Quisiera estar ahí porque Vaca Muerta es solvente y el RIGI es otra cosa”, dijo.

“Cuando trabajamos en proyectos petroleros de tan largo plazo, las coyunturas son ruido. Lo importante es el marco legal, el marco impositivo, las leyes provinciales, la calidad de Vaca Muerta, la rentabilidad y ponerlo a precios promedio bajos. Si ves que resiste, invertís sin dudar”, explicó Marín.

“Eso es lo que están haciendo estas compañías. Si no, no estarían viniendo”, afirmó el CEO de YPF. Además, adelantó que se sumará una supermajor “del tipo Shell” al consorcio que impulsará uno de los desarrollos más ambiciosos de la historia energética argentina.

Cómo el uranio puede prolongar el ciclo de vida de la cuenca del Golfo San Jorge

La Cuenca del Golfo San Jorge enfrenta una etapa de transición marcada por el declino de sus yacimientos maduros. En este contexto, el desarrollo de proyectos de uranio surge como una opción para extender la vida productiva de la región y atraer nuevas inversiones estratégicas.

Desde el sector privado, el interés es concreto y está sobre la mesa. “Tenemos la convicción de que el uranio puede ser una oportunidad real para prolongar el ciclo económico de la cuenca del Golfo San Jorge”, afirmó Omar Adra, CEO de UrAmerica, en el panel “Chubut protagonista de la energía nuclear. Del recurso natural al valor productivo y social” en el marco de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia.

La empresa viene impulsando un proyecto de exploración en Chubut con el objetivo de posicionar a la región como un polo de producción de uranio. “La infraestructura existente y la experiencia en actividades extractivas juegan a favor de este desarrollo”, señaló el ejecutivo.

Impulsada por países que buscan energía firme y baja en emisiones, la demanda global de uranio crece. Esta tendencia abre una ventana para que Argentina vuelva a ocupar un lugar en el mapa nuclear internacional.

La idea no es desplazar la producción hidrocarburífera, sino sumar una actividad complementaria. “El petróleo fue y seguirá siendo importante, pero necesitamos diversificar para sostener el empleo y la inversión. El uranio puede aportar esa nueva etapa”, sostuvo el CEO de la compañía.

Los municipios petroleros ven con atención este escenario, conscientes de que muchas operaciones actuales están en declino. El uranio podría convertirse en un puente para evitar caídas abruptas en la actividad.

Empleo y reconversión productiva

La infraestructura vial, la logística instalada y la fuerza laboral calificada de la cuenca son activos valiosos. “Hay un capital humano impresionante en esta región, gente con experiencia en perforación, mantenimiento y operación. Podemos aprovecharlo para el desarrollo de nuevos proyectos mineros”, destacó el directivo de UrAmerica.

Desde los gremios, si bien piden garantías laborales y ambientales, reconocen que la minería podría generar empleo en zonas con fuerte dependencia petrolera.

Un debate que ya comenzó

El desembarco del uranio genera expectativas, pero también debate. Las comunidades locales exigen información y participación. “El diálogo temprano y la transparencia son fundamentales. Si la sociedad no acompaña, no hay proyecto posible”, admitió el CEO de UrAmerica.

El gobierno provincial, en paralelo, evalúa los mecanismos legales y regulatorios necesarios para avanzar en una agenda minera compatible con las normas ambientales y sociales vigentes.

La cuenca del Golfo San Jorge es sinónimo de petróleo en Argentina. Ahora, también podría ser sinónimo de uranio. “Creemos que la región puede volver a ser protagonista, no solo en hidrocarburos, sino en un sector estratégico para la transición energética global”, aseguró el ejecutivo.

Un clúster para reactivar la industria: el plan de las pymes para volver a crecer

La industria de servicios y provisión para el sector energético de Chubut enfrenta uno de los contextos más desafiantes de las últimas décadas. Menor actividad, falta de incentivos y altos costos operativos impactan directamente en la competitividad de las pymes locales. En este escenario, Fernando González, socio gerente de Nuevo Sur, propuso avanzar en la creación de un clúster empresarial que permita sostener y diversificar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Durante mucho tiempo estuvimos acostumbrados a que los negocios estaban en Comodoro. Hoy necesitamos aprovechar el conocimiento local para operar otras regiones desde acá. Pero para eso tienen que existir incentivos. Si no, es difícil competir con zonas donde los costos son más bajos”, advirtió González en el marco de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia.

Con 40 años de trayectoria y presencia en cinco provincias, la empresa familiar que lidera pasó de ser un proveedor local a convertirse en un actor logístico y de servicios con alcance regional. “El entorno cambia y uno tiene que cambiar. Las nuevas generaciones tenemos el desafío de dar continuidad y reinventarnos todo el tiempo en un país que no es sencillo de operar”, agregó.

González destacó que uno de los principales desafíos actuales es competir en un mercado abierto, donde las barreras comerciales prácticamente desaparecieron tras la pandemia. “Hoy es muy fácil acceder a un proveedor desde cualquier parte del mundo. Por eso hay que ser muy eficientes. La única forma de ser rentables es implementar procesos”, remarcó.

La firma gestiona 24.000 artículos en stock y automatizó buena parte de sus operaciones logísticas. “Reponer 24.000 artículos implica un sistema sofisticado. Tenemos procesos automáticos de reposición y mapas internos para reducir tiempos de preparación de pedidos. La logística es clave, tanto la controlable —dentro de la empresa— como la no controlable, que depende de terceros y de la infraestructura existente”, explicó.

En este punto, González subrayó que mejorar la logística en la región también requiere obras e inversión. “Medimos el movimiento de la zona por las toneladas que trasladan los transportistas. Si no hay obras ni negocios, es difícil sostener frecuencias y servicios logísticos de calidad”, apuntó.

“La ley de Compre Local es clave para Chubut”

Otro de los ejes planteados por González fue la necesidad de generar incentivos provinciales para retener y potenciar la actividad local. “En Santa Cruz, Neuquén y Río Negro existe la ley de Compre Local. En Chubut no. Nunca la necesitamos, pero ahora sí. No se trata de encarecer, sino de dar prioridad a quienes operan desde acá”, señaló.

Para el empresario, este tipo de instrumentos son fundamentales para competir en igualdad de condiciones con compañías de otras regiones. “Un esquema de incentivos puede hacer que empresas quieran instalarse en Chubut. Si no, seguirán operando desde lejos y nos costará cada vez más sostener empleo y actividad local”, advirtió.

En ese marco, consideró que la creación de un clúster empresarial permitiría articular esfuerzos entre pymes, grandes operadoras y el Estado. “La idea del clúster es generar sinergia, apoyarnos y hacer cosas juntos. Todos juntos somos más. Lo vi en otras provincias que ni siquiera son petroleras y ya tienen clúster funcionando. Nosotros, que sí lo somos, no estamos ahí”, planteó.

Incentivos, inversión y previsibilidad

Para González, la creación de un clúster no debe confundirse con el rol de las cámaras empresariales: “Son cosas distintas pero complementarias. El clúster genera sinergia y trabajo conjunto. La cámara ayuda a crear condiciones impositivas y de inversión. Si logramos que ambas líneas avancen en paralelo, podemos generar un cambio real”.

También destacó la importancia de programas de desarrollo de proveedores locales, como el impulsado por Pan American Energy y Comodoro Conocimiento. “Todas las empresas grandes tienen planes de desarrollo de proveedores. Eso es clave. Nosotros apoyamos capacitaciones porque eso mejora nuestra competitividad”, dijo.

La diversificación es otra de las estrategias que Nuevo Sur viene impulsando para sostener su actividad. “Hoy tenemos operaciones en Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires. Inauguramos un centro logístico en Neuquén hace 90 días. Tenemos que movernos y reconvertirnos todo el tiempo para subsistir y crecer”, explicó González.

Mirada optimista hacia 2026

El empresario también se refirió al panorama económico y energético de la región. “Este año fue muy complicado. Pero soy optimista. Creo que el 2026 va a ser mejor que el 2025. Tiene que haber obras, inversión y previsibilidad. Si no hay obras, no hay negocios”, sostuvo.

“La cuenca es madura, pero no senil. Todavía tiene potencial. Necesitamos previsibilidad para planificar los próximos 24 meses y sostener la cadena de proveedores que da soporte a toda la industria”, agregó.

González enfatizó que, más allá del contexto, la estrategia de largo plazo debe centrarse en reforzar las capacidades locales. “Hay mucha gente capacitada en Comodoro. Si generamos incentivos, si armamos un clúster y si tenemos una política clara de Compre Local, podemos seguir siendo competitivos”, resumió.

YPF y ENI activan un FID de U$S 20.000 millones para exportar GNL

YPF y ENI firmaron el acuerdo de ingeniería final para el megaproyecto Argentina LNG, el paso previo a la decisión final de inversión (FID) por 20.000 millones de dólares. El desarrollo contempla una capacidad inicial de 12 MTPA, ampliable a 18 MTPA, y proyecciones de exportaciones por 20.000 millones de dólares anuales, consolidándose como la mayor inversión energética en la historia argentina.

La ceremonia tuvo lugar en la Torre YPF, en Puerto Madero (CABA), con la presencia de autoridades nacionales y provinciales, entre ellas el jefe de Gabinete Guillermo Francos, la representante de Río Negro Andrea Confini y el gobernador neuquino Rolando Figueroa.

Argentina LNG: un paso clave hacia el mercado global

El presidente de ENI, Claudio Descalzi, subrayó que el proyecto ya completó su etapa técnica y que ahora se avanzará con las licitaciones que definirán costos y contratos. “Es un paso muy importante porque Argentina tiene una de las reservas de gas natural más grandes del mundo. Es una oportunidad inmensa para el país y para el mercado global”, afirmó.

Descalzi explicó que Argentina se sumará al grupo de países exportadores de GNL junto con Estados Unidos y Catar. “Hablamos del primer LNG argentino a gran escala. Europa será un mercado clave. Con la prohibición del LNG ruso, las alternativas son Catar, América del Norte y América del Sur. Ustedes son los únicos”, remarcó.

El esquema financiero prevé una estructura de 70% deuda y 30% capital para la infraestructura flotante, mientras que la etapa de upstream requerirá un fuerte componente de inversión directa para garantizar la producción.

 

“En cuatro meses hicimos lo que a otros les lleva años”

Descalzi destacó la eficiencia del trabajo conjunto con YPF. “Normalmente, un joint venture tarda un par de años en llegar a esta instancia. El equipo de YPF lo hizo en cuatro meses. Eso habla de cultura, de compromiso y de pragmatismo compartido”, dijo.

En el esquema de trabajo, YPF liderará la producción en Vaca Muerta, mientras ENI aportará su experiencia en unidades flotantes de licuefacción. El objetivo es alcanzar el mercado internacional antes de 2029 para asegurar contratos de largo plazo que respalden la estructura de financiamiento.

“Vamos a venir frecuentemente a Argentina. Ya estamos abriendo una subsidiaria y vamos a traer gente. Es una oportunidad única y queremos que salga bien desde el inicio”, afirmó Descalzi.

YPF: “Este proyecto puede generar U$S 300.000 millones”

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recordó el camino recorrido desde que comenzaron a buscar socios estratégicos para desarrollar el proyecto. “Hace un año queríamos hacer LNG. ENI nos hizo muchas preguntas técnicas, y ahí supimos que podía ser nuestro socio ideal. Hoy estamos acá, dando un paso histórico”, señaló.

Marín explicó que el plan estratégico apunta a que Argentina logre exportar más de 30.000 millones de dólares anuales a partir de 2031, combinando petróleo y gas natural licuado. “La mitad ya está en marcha con el oleoducto financiado por el sector privado. Faltaba la parte más compleja: el LNG. Y hoy la estamos concretando”, dijo.

El proyecto Argentina LNG contempla unos 800 pozos y requerirá 25.000 millones de dólares en infraestructura y 15.000 millones de dólares en upstream. “Este desarrollo duplicará la actividad gasífera de Vaca Muerta y generará 50.000 empleos entre directos e indirectos de acá a 2030”, destacó.

Marín remarcó que este acuerdo puede representar 300.000 millones de dólares en exportaciones acumuladas entre 2031 y 2050, de los cuales YPF captaría alrededor de 100.000 millones de dólares. “La magnitud de esta inversión extranjera no tiene precedentes en Argentina. Vamos a buscar un Project Finance de 20.000 millones de dólares, diez veces más que el más grande que hubo hasta ahora”, aseguró.

“Es un antes y un después para el país. Este es el proyecto que puede cambiar a la Argentina”, subrayó el pope de la empresa de mayoría estatal.

YPF y ENI sellan un acuerdo histórico para impulsar el megaproyecto Argentina LNG

En un paso clave para el futuro energético del país, YPF y la italiana ENI firmarán este viernes el acuerdo de ingeniería final del megaproyecto Argentina LNG, la etapa previa a la decisión final de inversión (FID). El acto se realizará en la Torre de Puerto Madero, con la presencia de Horacio Marín, presidente de la petrolera nacional, y Claudio Descalzi, titular de la compañía europea.

El acuerdo marca un avance decisivo en el desarrollo del proyecto que busca transformar el potencial de Vaca Muerta en un polo exportador de gas natural licuado (GNL). La iniciativa contempla la construcción de buques flotantes de licuefacción (FLNG) y un gasoducto troncal de dimensiones inéditas, con el fin de transportar el gas neuquino hasta la costa rionegrina, donde será procesado y exportado.

Dos buques FLNG y una inversión millonaria

Durante su reciente visita a Milán, Marín mantuvo reuniones con la constructora china Wison, donde se definieron detalles técnicos para acelerar la construcción de dos unidades FLNG en asociación con ENI. Cada buque tendrá una capacidad de 6 millones de toneladas anuales (MTPA) y requerirá una inversión de 3.000 millones de dólares.

Las proyecciones indican que ambos buques podrían entrar en operación entre 2029 y 2030, instalados sobre la costa de Río Negro, lo que permitirá a la Argentina ingresar al mercado global del gas licuado con una estructura exportadora propia. Además, el acuerdo habilitaría el acceso a financiamiento chino y costos de producción más competitivos.

En paralelo, YPF mantiene conversaciones con la surcoreana Samsung para sumar un tercer buque flotante, lo que ampliaría la capacidad total de exportación y consolidaría el posicionamiento del país como proveedor de GNL en el hemisferio sur.

La infraestructura más ambiciosa del país

El megaproyecto Argentina LNG contempla una inversión total de 25.000 millones de dólares en infraestructura, incluyendo el transporte de gas desde Neuquén hasta la costa atlántica, donde será licuado para su exportación. A este monto se sumará una inversión similar en Vaca Muerta destinada a sostener la producción y ampliar la capacidad extractiva.

Uno de los hitos más relevantes será la construcción de un gasoducto de 48 pulgadas, el más grande en la historia del país, con una capacidad de transporte de 75 a 100 millones de metros cúbicos diarios, equivalente a toda la producción actual de Neuquén.

Este ducto se complementará con el gasoducto de 36 pulgadas, a cargo del consorcio Southern Energy, cuya licitación se lanzará este año y prevé el inicio de obras en 2026. Ambas infraestructuras conformarán el sistema que abastecerá de gas al complejo exportador y garantizará la continuidad del flujo energético.

Acuerdos internacionales y demanda asegurada

Desde hace un año, YPF viene cerrando acuerdos preliminares con offtakers internacionales para asegurar la demanda de LNG argentino. Las negociaciones incluyen compradores de Estados Unidos, Italia, Corea del Sur, Japón, India y Alemania, consolidando una red global de clientes que dará sustentabilidad al negocio a largo plazo.

Con el acuerdo con ENI y el avance en la ingeniería final, el proyecto Argentina LNG entra en su fase más concreta. Si las proyecciones se cumplen, el país podría duplicar su producción de gas y transformarse en un actor relevante del mercado mundial de GNL hacia el final de la década.

El megaproyecto no solo promete cambiar la escala de Vaca Muerta, sino también redefinir el papel de la Argentina en la geopolítica energética internacional.