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Pampa Energía

Neuquén, Chubut y Buenos Aires compiten por los data centers que buscan energía barata

La Patagonia empezó a aparecer en el radar de los inversores que buscan terrenos para instalar mega data centers. El clima frío que abarata la refrigeración, la disponibilidad de energía renovable, el gas de Vaca Muerta y la enorme extensión de tierra despoblada son los principales atractivos que señala un relevamiento de la agencia Reuters sobre el fenómeno.

Mientras los grandes hyperscalers globales chocan con campañas en contra de los centros de datos en distintos países, en Argentina los proyectos avanzan todavía sin demasiada exposición pública. La falta de instalaciones de gran escala hasta ahora explica por qué no surgió, como en Estados Unidos, un rechazo social a este tipo de infraestructura.

En Estados Unidos, los críticos advierten que los data centers presionan las redes eléctricas locales, afectan al medio ambiente y encarecen las tarifas de luz. Del otro lado, sus defensores sostienen que son claves para sostener el crecimiento de la inteligencia artificial y que generan ingresos fiscales importantes para las comunidades donde se instalan.

El proyecto de Pampa Energía junto a Vaca Muerta

En la provincia de Neuquén, la eléctrica Pampa Energía avanza con un proyecto de data center junto a su central térmica de Loma de la Lata. Según explicó Rubén Turienzo, director comercial de electricidad de la compañía, la instalación demandaría hasta 500 megavatios de energía proveniente del gas de Vaca Muerta.

La zona rural donde se ubicaría el proyecto está habitada por familias mapuches, que históricamente mantuvieron conflictos con las empresas energéticas de la región. Pampa Energía comenzó a estudiar la iniciativa a principios de este año, después de recibir varias consultas espontáneas sobre proyectos de este tipo.

Turienzo relató que la compañía empezó a notar un interés más consistente de parte de potenciales inversores en los primeros meses del año. Ese cambio de clima coincide con un contexto macroeconómico más estable, que según distintos analistas favoreció el apetito por proyectos de infraestructura de largo plazo en el país.

Argentina, entre los mercados emergentes para data centers, pero con un obstáculo clave. El rol de la IA.

RIGI, OpenAI y la carrera regional

El interés por la Argentina creció en paralelo a la gestión de Javier Milei, que asumió en diciembre de 2023 en un país marcado históricamente por la inflación alta. El régimen conocido como RIGI, que ofrece beneficios impositivos y estabilidad regulatoria, permitió atraer inversiones petroleras y mineras de peso.

Steve Sasse, vicepresidente para América Latina de la consultora datacenterHawk, graficó ese cambio: hace apenas dos años, dijo, casi nadie hablaba de la Argentina como destino para este tipo de inversiones. Hoy el país empezó a aparecer de forma recurrente en las conversaciones del sector a nivel regional.

En octubre pasado, OpenAI anunció una sociedad con la empresa local Sur Energy para desarrollar un data center alimentado con energía limpia, con una inversión de hasta 25.000 millones de dólares y una capacidad de 500 megavatios. En julio, el Gobierno anunció una segunda estación de cable de fibra óptica para la Patagonia.

Chubut y Buenos Aires también compiten por los data centers

Hoy la Argentina solo cuenta con centros de datos pequeños, concentrados en Buenos Aires, y quedó rezagada frente a sus vecinos. Amazon avanza con un proyecto en Chile, Google construye uno en Uruguay y Paraguay presentó en mayo un plan de data center con respaldo de Taiwán.

En Chubut, la empresa polaca Green Capital planea un data center que en su primera etapa alcanzaría los 300 megavatios, con una inversión de 3.000 millones de dólares, aunque podría llegar a 3.000 megavatios en el futuro. El proyecto busca abastecerse con energía eólica y solar propia, sin depender de la red nacional.

En la provincia de Buenos Aires, Pampa Energía se comprometió a aportar 30 megavatios para la primera etapa de un data center en la zona franca de Bahía Blanca, conocida por su potencial eólico. La compañía ya comenzó a construir un parque de tecnología en el predio.

Chubut y el futuro de los data centers.

Pese al entusiasmo, especialistas del sector piden cautela antes de confundir anuncios con proyectos firmes. Gustavo Castagnino, de la renovable Genneia, remarcó que hay interés genuino y numerosos jugadores en danza, pero que la obra todavía tiene que ponerse efectivamente en marcha para que se traduzca en inversión real.

La consultora Hadassa Lutz, cofundadora de Cloud2Ground, coincidió en que tener disponibilidad energética no alcanza: alguien tiene que construir la infraestructura primero. Algunos inversores, además, prefieren esperar la definición de las elecciones presidenciales de 2027 y la eventual sanción del Super RIGI, con beneficios impositivos todavía mayores.

Milei viajó a Silicon Valley en mayo de 2024 para reunirse con Tim Cook, Sam Altman, Sundar Pichai y Mark Zuckerberg y promover inversiones en la Patagonia. Meses después, Emiliano Kargieman, cofundador de Sur Energy, contó que trabaja con Neuquén para definir el sitio del proyecto: “la pelota está del lado de OpenAI”.

Urea para exportar: la planta de fertilizantes de Pampa Energía fue aprobado por el RIGI

El Ministerio de Economía aprobó esta semana la adhesión al RIGI del proyecto Fertilizantes, la planta de urea y amoníaco que Pampa Energía, a través de su controlada Fértil Pampa SAU, viene armando desde hace meses en el Puerto de Ingeniero White. La resolución 1468/2026, firmada por Luis Caputo, confirma lo que en el mercado energético ya se daba por descontado, aunque igual generó satisfacción en la compañía: el proyecto queda encuadrado como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo, la categoría más alta que ofrece el régimen.

La planta combinará dos unidades gemelas de urea granulada, de 3.000 toneladas diarias cada una, con una planta de amoníaco de 3.450 toneladas por día. El gas natural de Vaca Muerta será la materia prima central, lo que conecta directamente el yacimiento neuquino con la costa atlántica bonaerense a través de los gasoductos existentes.

La ubicación no es casual. El predio de 80 hectáreas está pegado al Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, con acceso a aguas profundas para exportar sin escalas intermedias. Esa cercanía portuaria fue uno de los argumentos que la empresa remarcó ante el comité evaluador del régimen.

Pampa Energía sigue creciendo en Vaca Muerta

Una apuesta de US$2.700 millones a cuatro años

Según el comunicado que Pampa Energía envió a la CNV, la inversión total del proyecto Fertilizantes ronda los US$2.700 millones, cifra que en el expediente oficial se detalla con mayor precisión en US$2.693 millones en activos computables. El cronograma contempla dos etapas: ingeniería y procura hasta fines de 2027, y montaje y puesta en marcha hasta diciembre de 2029.

El contrato quedó estructurado bajo la modalidad EPC llave en mano, con suma global fija, algo habitual en proyectos de esta escala porque traslada al contratista buena parte de los riesgos de diseño y construcción. La licitación internacional tuvo un solo oferente válido: el consorcio Tecnimont-SACDE, que firmó el acuerdo el 17 de julio pasado.

Casi la mitad de esa inversión, un 46%, corresponde a equipos y tecnología importados de licenciatarios como KBR, Topsoe y Stamicarbon, nombres que dominan el negocio mundial de plantas de urea. El resto, la parte on-shore, se contratará con proveedores argentinos, con SACDE como socio local del consorcio.

Por qué importa que Argentina deje de importar urea

El dato que más repiten en el sector es este: la Argentina importa hoy 1,3 millones de toneladas de urea por año porque no produce lo suficiente para su propio campo. Con una capacidad proyectada de 2.100.000 toneladas anuales, la planta de Fértil Pampa no solo cubriría ese déficit sino que dejaría margen para exportar.

Ese argumento fue central en la presentación ante el Comité Evaluador de Proyectos RIGI, que en su Acta 25 recomendó aprobar la solicitud tras revisar los informes técnicos de la Subsecretaría de Industria y Economía del Conocimiento y del Banco Central. El BCRA no encontró elementos que pudieran distorsionar el mercado cambiario local.

La fecha de adhesión al régimen quedó fijada en el 3 de agosto de 2026, cuando Fértil Pampa completó la información pedida por el área técnica. Desde ese día empiezan a correr los plazos y beneficios fiscales que otorga el RIGI a los proyectos de exportación estratégica.

Pampa Energía sigue impulsando el crecimiento de Rincón de Aranda.

Los beneficios y las obligaciones que trae el RIGI

La resolución también aprobó el mecanismo de resolución de disputas propuesto por la empresa: arbitraje bajo las reglas de la Cámara de Comercio Internacional, con el Panel RIGI como instancia adicional prevista en el decreto 749/2024. Es la vía que suelen pedir las compañías extranjeras antes de comprometer inversiones de esta magnitud.

Fértil Pampa deberá acreditar, durante el primer y el segundo año desde la notificación, un avance de inversión de al menos el 20% del monto mínimo exigido. La fecha límite para completar el total comprometido en activos computables quedó establecida en el 1° de diciembre de 2029.

El Estado también le encomendó a la Subsecretaría de Industria y Economía del Conocimiento el control y la fiscalización del cumplimiento de la ley 27.742 a lo largo de toda la vida del proyecto. La ARCA, por su parte, deberá generar una CUIT especial para el vehículo de proyecto único.

El comunicado que la compañía remitió a la CNV, firmado por su responsable de Relaciones con el Mercado, confirma los mismos números que figuran en el Boletín Oficial y ratifica que las obras seguirán el plan de inversión aprobado por el Ministerio de Economía.

San Matías Pipeline cerró un préstamo por U$S 900 millones para construir el gasoducto a Río Negro

San Matías Pipeline (SMP), el consorcio integrado por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), cerró un préstamo sindicado bajo la modalidad Project Finance por USD 900 millones. Los fondos financiarán la construcción del gasoducto dedicado, una de las principales obras de infraestructura energética en desarrollo en el país.

La financiación quedó estructurada a 7 años de plazo con 3 años de gracia. El sindicato de bancos internacionales está liderado por Citi, J.P.Morgan, Santander e Itaú, junto a BBVA, Bladex, Barclays, ICBC y Bank of China. La inversión total del proyecto se estima en USD 1.300 millones, con el resto cubierto por aportes de capital de los accionistas.

El esquema financiero se sostiene en los flujos de fondos futuros del proyecto, respaldados por contratos de transporte de largo plazo. La obra ingresó al RIGI en junio y ya cuenta con los estudios de impacto ambiental aprobados por Neuquén y Río Negro.

El gasoducto se integra al proyecto de Southern Energy (SESA), conformado por los mismos socios, con el objetivo de posicionar a la Argentina como proveedor en el mercado mundial de GNL. Los buques “Hilli Episeyo” y “Esperanza” comenzarán a operar en 2027 y 2028, con una capacidad conjunta de 6 millones de toneladas anuales.

SESA prevé inversiones superiores a USD 15.000 millones en 20 años y exportaciones por USD 20.000 millones entre 2027 y 2035.

Características del gasoducto San Matías Pipeline

La traza del gasoducto dedicado tendrá 472 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, con capacidad para transportar 27 millones de m³ de gas natural por día. Unirá Tratayén, en Neuquén, con la costa de Río Negro y el sistema de GNL de Southern Energy.

La construcción comenzará en agosto de 2026 y finalizará a mediados de 2028, con una inversión estimada de USD 1.300 millones. Estará a cargo del consorcio SICIM-Víctor Contreras, mientras que la planta compresora de Allen quedará en manos de OPS.

Solo un tercio del gas que exporta Argentina tiene entrega garantizada

Cuando una empresa exporta gas natural, la Secretaría de Energía de la Nación le exige elegir entre dos condiciones de entrega: firme o interrumpible. La diferencia no es un detalle administrativo: define si ese volumen puede cortarse cuando el mercado interno necesita el gas para calefacción o generación eléctrica.

Un contrato firme obliga a la empresa a entregar el volumen pactado pase lo que pase, salvo fuerza mayor. Uno interrumpible, en cambio, puede recortarse o suspenderse si la demanda doméstica lo exige, algo que suele ocurrir justo en los picos de consumo del invierno argentino.

De los 133 expedientes de exportación relevados por eolomedia entre los certificados y solicitudes presentados ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, solo 46 tienen condición firme. Es decir, apenas el 34,6% del total garantiza que el gas va a cruzar la frontera sin interrupciones.

La mayoría del gas exportado puede cortarse

Los otros 87 expedientes, el 65,4% restante, están clasificados como interrumpibles. En la práctica, eso significa que casi siete de cada diez contratos de exportación de gas argentino pueden frenarse en cualquier momento si el país necesita ese volumen puertas adentro.

Esa proporción no es pareja entre destinos. Buena parte de los contratos interrumpibles corresponde a exportaciones hacia Brasil, a través de la frontera con Bolivia, mientras que los contratos firmes se concentran mayormente en los envíos a Chile por Paso Maipo y Paso Guañaco.

Empresas como Total Austral, Pan American Energy y Pluspetrol aparecen con varios contratos interrumpibles de larga duración, algunos con vigencia de dos o tres años, hacia compradores brasileños como Shell Energy do Brasil o Total Energies EP Brasil, entre otros.

El shale gas cada vez más cerca de Brasil.

Los contratos más largos, los menos garantizados

Quintana E&P Argentina y su comprador Trafigura Chile repiten el mismo contrato interrumpible en tres certificados distintos, con vigencia hasta 2028: uno de los acuerdos de mayor volumen acumulado de todo el relevamiento sobre los expedientes oficiales disponibles.

Una misma petrolera puede tener las dos condiciones a la vez, según a quién le venda. Tecpetrol exporta en forma firme a Colbún y a Tecandes en Chile, pero el gas que le manda a Deal Comercializadora en Brasil quedó registrado como interrumpible.

La explicación no es casual: los contratos firmes suelen limitarse a ventanas cortas, muchas veces estacionales, mientras que los interrumpibles cubren períodos mucho más largos, de hasta tres años. Eso hace que, en volumen acumulado, el peso de lo interrumpible sea todavía mayor.

Chile, el destino con más garantías

Para el comprador, un contrato interrumpible es más barato y más fácil de conseguir, pero también más riesgoso: si en pleno invierno, Argentina decide priorizar el consumo interno, esa exportación puede quedar suspendida sin previo aviso contractual firme.

Chile concentra el 60,9% del volumen relevado en este análisis, seguido por Brasil con el 36,2% y Uruguay con apenas el 2,8% restante. Los contratos chilenos, además, son los que más se acercan a tener condición firme garantizada por escrito.

Los contratos firmes con Chile suelen coincidir justo con los meses de mayo a septiembre, cuando ese país más gas necesita para generar electricidad. Ahí la garantía de entrega vale más que en cualquier otro tramo del año, y así lo reflejan los certificados.

Cada certificado de exportación que otorga la Secretaría de Energía define, además de la condición de entrega, el volumen diario máximo, el yacimiento de origen y el punto de frontera por el que va a salir el gas, sea hacia Chile, Brasil o Uruguay.

Vaca Muerta explica el 91% de las exportaciones de gas argentino

Vaca Muerta explica el 91% de las exportaciones de gas argentino. En el primer semestre de 2026, de los 14.027 millones de m3 autorizados a exportar, 12.812 millones salieron de la Cuenca Neuquina. Así se desprende de los datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por eolomedia.

Un año antes esa proporción era bastante más baja: 72%. La Cuenca Neuquina sumó 11.546 millones de m3 en el primer semestre de 2025, once puntos menos de participación sobre un total que, además, era mayor: 15.980 millones de m3 en todo el semestre.

El otro lado de la ecuación es la Cuenca Noroeste, que en 2025 todavía aportaba 1.982 millones de m3 (un 12% del total) y este semestre no sumó un solo metro cúbico. Toda esa concentración tuvo, además, un correlato en los países de destino.

La reversión del Gasoducto Norte será clave para llevar al gas de Vaca Muerta a Brasil.

Uruguay, afuera del mapa

La ausencia de Uruguay no significa que el gas haya dejado de cruzar la frontera. Los contratos firmados por Pluspetrol con ANCAP en 2024 y 2025 siguen vigentes, algunos hasta 2027 y otros hasta 2028, así que el flujo real probablemente continúa aunque no haya trámites nuevos.

Lo que sí cambió es el foco de Pluspetrol: en el primer semestre de 2026 la empresa exportó 607 millones de m3 a Chile, un país que no había tocado en el mismo período de 2025. Uruguay quedó relegado a los contratos ya firmados, sin renovaciones a la vista.

Con Uruguay fuera del podio, la repartición del gas argentino quedó reducida a dos países. Chile terminó con el 56% del volumen autorizado en el semestre y Brasil con el 44% restante, un empate más parejo que la diferencia de casi 730 millones que había en 2025.

Los yacimientos que empujan ese número

El yacimiento que más exportó fue Fortín de Piedra, de Tecpetrol, con 3.500 millones de m3 repartidos entre Chile y Brasil. Le sigue San Roque y Aguada Pichana Este, de Total Austral, con 3.137 millones, todos destinados a Brasil sin excepción durante estos seis meses.

Entre los dos explican casi la mitad de todo lo que exportó el país en el semestre, y ambos operan dentro de la misma cuenca Neuquina que concentra el 91% del total: la concentración geográfica del gas se refleja también en muy pocos nombres de yacimientos.

Completan el podio de yacimientos el área de Pampa Energía en Río Neuquén, Sierra Chata, El Mangrullo y Rincón del Mangrullo, con 2.807 millones de m3, y los bloques de Pan American Energy en Lindero Atravesado y Aguada Pichana, con 1.579 millones repartidos entre los dos países.

Tecpetrol envío su primer cargamento de gas a Brasil.

Quién le vende a cada país

Tecpetrol le vendió a Chile el 84% de su volumen, unos 2.949 millones de m3, y a Brasil el resto, 551 millones. Total Austral hizo lo contrario: puso todo su gas, 3.137 millones, en el mercado brasileño, sin un solo expediente hacia el lado chileno este semestre.

Pampa Energía repartió de forma más pareja: 2.197 millones de m3 a Chile y 610 millones a Brasil. Pan American Energy también jugó en los dos mercados, aunque con más peso en Brasil, con 1.392 millones, contra 187 millones que fueron a Chile.

Harborn Energy, la operadora que más creció en el semestre, puso los 1.674 millones de m3 que exportó enteros en Chile, repartidos entre dos yacimientos distintos: uno en la Cuenca Austral y otro en Aguada San Roque y Pichana Oeste, en la Cuenca Neuquina.

El resto del mapa

Entre las operadoras más chicas, Metro Holding y la Compañía Inversora de Energía exportaron a Chile, mientras que Pan American Energy Sur y FLXS OGE dirigieron todo su volumen hacia Brasil. Ninguna de las dos vendió a más de un país este semestre.

Alpes Energy y Petrolera Santa María, dos nombres nuevos en el listado de este semestre, también exportaron exclusivamente a Chile, con 61 y 30 millones de m3 respectivamente. Ninguna de las dos había tramitado expedientes de exportación en el primer semestre de 2025.

En total, trece operadoras exportaron gas en el primer semestre de 2026, contra once en el mismo período de 2025, repartidas entre apenas dos países de destino en lugar de los tres que había un año antes, con Chile y Brasil como únicos compradores.

Vaca Muerta superó por primera vez en su historia los 40 rigs activos

Julio quedó marcado en la agenda de Vaca Muerta como el mes del salto de rigs: la flota pasó de 49 a 54 equipos activos, el mayor incremento mensual del año. De ese total, 41 quedaron asignados al no convencional y 13 a pozos convencionales. Así quedó establecido en un informe de Tecnopatagonia.

Por primera vez en la historia de la roca madre, el shale superó la barrera de los 40 rigs. Fue un dato que circuló rápido entre operadores y contratistas, casi como una marca simbólica más que estrictamente productiva, pero que confirma hacia dónde va la curva.

Tal como informó +e, las etapas de fractura retrocedieron a 2.085, con 2.010 correspondientes a pozos shale. La caída se explica frente al techo de 2.760 alcanzado en junio, aunque en el sector nadie habla de retroceso sino de un reacomodamiento técnico puntual.

Rigs operativos: quién sumó equipos

H&P fue protagonista del mes: sumó 3 rigs y puso en marcha su primera docena de equipos en la cuenca. Un dato que confirma el interés creciente de contratistas internacionales por la actividad local.

Asimismo, Naibors llegó a 15 rigs tras la incorporación del NBS-F37 para Vista, un equipo ya anunciado el mes anterior pero que recién ahora quedó plenamente operativo en el terreno.

Mientras que DLS mantiene 2 equipos en proceso de rig-up y sumará un tercero en los próximos meses. El DLS-4175 ya comenzó a perforar en Entre Lagos para YPF, y fue justamente ese pozo el que ayudó a cruzar el umbral de los 40 rigs shale.

Vaca Muerta y el camino a los 44 equipos

Las proyecciones que marca el informe de Tecnopatagonia establece un incremento adicional del 10% en los próximos meses, lo que llevaría la flota shale a 44 rigs perforando en Vaca Muerta. Con ese ritmo, 2026 podría cerrar con más de 500 pozos nuevos.

Ya hay perforaciones no convencionales previstas fuera del núcleo tradicional: PAE avanzará en la D-129 como también YPF tiene planes en Palermo Aike, dos frentes que amplían el mapa de la actividad más allá de los bloques ya consolidados.

Parte de esta expansión tiene una explicación técnica menos visible: la modernización de equipos. Los rigs locales se actualizaron digitalmente y mejoraron su velocidad de adaptación, lo que los convirtió en unidades “Super HighSpec” capaces de calificar en licitaciones exigentes.

Servicios al pozo: workover, pulling y sets

El documento también hace un repaso por los equipos de workover, pulling y sets, que sumaron 171 equipos en julio, apenas por debajo del máximo de junio. Los sets de fractura marcaron un nuevo récord con 15 unidades, aunque eso no se tradujo en más actividad efectiva de bombeo.

El pulling se enfrió levemente a 72 equipos tras el pico de junio, aunque igual sostuvo más de 1.400 intervenciones en el mes, un volumen que sigue siendo alto para el promedio histórico de la cuenca.

El workover volvió a caer, esta vez a 47 equipos, un 17% menos que un año atrás. En pozos convencionales no hubo cambios de fondo, aunque para 2026 sigue en agenda una campaña fuerte de abandono de pozos.

El tight gas se recuperó en junio, pero su futuro es un incierto

Antes de la revolución del shale, el tight gas marcó el inició de la actividad no convencional. El segmento ganó protagonismo en el 2006, pero tuvieron que pasar siete años para que la producción comenzará a crecer considerablemente. El punto de inflexión se dio en 2016 cuando se cambió de los pozos verticales a los horizontales.

La Resolución 46 marcó el inicio del reinado del shale, pero el tight volvió a ganar relevancia con el lanzamiento del Plan Gas.Ar. El programa de incentivos del Gobierno nacional permitió que el segmento recobrara protagonismo, pero el paso del tiempo y la ecuación generaron que el no convencional se reconvirtiera.

Según los datos de la Secretaría de Energía analizados por la consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen, la producción de tight gas alcanzó en junio un promedio de 13,7 MMm3/d y creció 5,8% frente a mayo. Sin embargo, el dato mensual convive con una caída de 16% interanual y de 19% en el año móvil, una señal de que el segmento todavía no consigue cambiar su tendencia de fondo.

El movimiento más fuerte estuvo en El Mangrullo, operado por Pampa Energía, que aumentó su producción 13% en un mes y sumó 0,4 MMm3/d. Con ese salto pasó a encabezar el ranking de bloques de tight gas, por delante de Río Neuquén, y concentró 24,6% de la producción nacional.

El bloque de Pampa Energía produjo cerca de 3,4 MMm3/d en junio y explicó aproximadamente 2,1% de la producción total de gas del país. El avance, sin embargo, no alcanza para borrar el comportamiento reciente: El Mangrullo acumula bajas de 13% interanual y 19% en el año móvil.

CGC sigue aumentando su actividad en las Cuencas Golfo San Jorge y Austral.

Río Neuquén y los cambios en los bloques

Río Neuquén, operado por YPF, quedó segundo con 3,3 MMm3/d y prácticamente no modificó su producción respecto de mayo. El bloque representa 24,3% del tight gas nacional y cerca de 2,1% del gas total, aunque acumula caídas de 15% interanual y 16% en el año móvil.

En junio, YPF conectó dos nuevos pozos productores en Río Neuquén. “Ese movimiento abre la expectativa de una recuperación en los próximos meses, aunque habrá que esperar para medir cuánto aportan esas incorporaciones sobre una producción que viene mostrando una trayectoria descendente”, subrayó la consultora.

Campo Indio Este-El Cerrito, operado por CGC, tuvo una baja mensual de 4%, equivalente a 0,1 MMm3/d. El bloque mantiene una caída de 25% interanual y de 23% en el año móvil, en un escenario marcado por menos pozos conectados durante 2025 y ninguna nueva conexión en 2026.

La recuperación de Loma La Lata y EFO

Loma La Lata-Sierra Barrosa, otro activo de YPF, mostró una recuperación mensual de 14% y sumó 0,2 MMm3/d frente a mayo. El dato fue positivo en el corto plazo, aunque el bloque todavía presenta una baja interanual de 13%. En el año móvil no registró cambios relevantes.

Otro movimiento destacado apareció en Estación Fernández Oro, operado por Quintana Energy. La producción creció 47% mensual, con una mejora de 0,3 MMm3/d. A diferencia de otros bloques, EFO mostró una expansión interanual de 38%, aunque todavía acumula una contracción de 10% en el año móvil.

El desempeño de Quintana Energy está directamente relacionado con la incorporación de Estación Fernández Oro a su cartera, luego de la adquisición del bloque a YPF en el marco del Proyecto Andes. Por eso, la fuerte variación interanual también refleja el efecto de una transferencia de activos.

Las pymes de la Cuenca del Golfo San Jorge sufren la caída del convencional.

YPF conserva el liderazgo entre las empresas

Por compañías, YPF continuó como el principal productor de tight gas durante junio, con 5 MMm3/d. La empresa registró una mejora mensual de 2%, equivalente a 0,1 MMm3/d, pero mantuvo una caída de 16% interanual y de 22% en la comparación de año móvil.

Pampa Energía quedó segunda entre los operadores, con 3,8 MMm3/d y el mayor crecimiento mensual entre las principales compañías: 17%, unos 0,6 MMm3/d. El resultado estuvo impulsado principalmente por la recuperación de El Mangrullo, que volvió a ocupar el primer lugar entre los bloques productores.

CGC se ubicó tercera, con 1,9 MMm3/d y una caída mensual de 4%. En conjunto, YPF, Pampa Energía y CGC concentraron cerca del 78% de la producción nacional de tight gas, una concentración que deja en pocas manos buena parte del volumen que sostiene al segmento.

Un repunte que todavía no cambia la tendencia

Según consideró Aleph Energy, el dato de junio muestra una mejora en varios bloques, pero el balance general sigue siendo de retroceso. La producción de tight gas mantiene una trayectoria declinante desde el pico alcanzado entre 2018 y 2019, con recuperaciones puntuales que hasta ahora no lograron modificar esa dinámica.

Las comparaciones interanuales y de año móvil muestran caídas generalizadas entre los operadores. Los incrementos de El Mangrullo, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Estación Fernández Oro mejoraron el registro mensual, pero todavía no modificaron el escenario de fondo de la producción de tight gas en Argentina.

El primer buque de Southern Energy inició su preparación final

El Hilli Episeyo, primer buque del proyecto de Southern Energy, partió de Camerún rumbo a Singapur, donde será reacondicionado antes de arribar al Golfo San Matías a mediados de 2027 para producir y exportar GNL (gas natural licuado).

La partida de la unidad flotante de licuefacción representa un nuevo avance en el cronograma del proyecto que convertirá a la costa rionegrina en una plataforma estratégica para la exportación de GNL producido en la Argentina.

Luego de ocho años de operación frente a las costas de Camerún, el buque de Golar LNG será trasladado al astillero Seatrium, en Singapur. Allí se realizarán tareas de mantenimiento, modernización, extensión de su vida útil y acondicionamiento para su futura operación frente a Río Negro.

Una capacidad clave para la primera etapa

El Hilli Episeyo cuenta con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a aproximadamente 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

Su llegada al Golfo San Matías está prevista para mediados de 2027, mientras que el comienzo de las operaciones comerciales se proyecta para fines de ese mismo año. La unidad estará vinculada durante 20 años al proyecto impulsado por Southern Energy.

Figueroa presentó un proyecto para potenciar el GNL y generar empleo e infraestructura.

La compañía está integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. En una segunda instancia se incorporará el buque MKII, con lo que ambas unidades alcanzarán una capacidad conjunta cercana a los 6 millones de toneladas de GNL por año.

Río Negro se prepara para exportar energía al mundo

El avance del Hilli Episeyo se integra a las obras e inversiones que se desarrollan para vincular la producción de gas con la futura terminal flotante. El proyecto contempla infraestructura terrestre y submarina, instalaciones de compresión y sistemas de amarre frente a la costa rionegrina.

Esta nueva etapa productiva posiciona al Golfo San Matías como un punto estratégico para la salida de la energía argentina al mundo y fortalece el desarrollo portuario, logístico e industrial de la Región Atlántica.

La partida del primer buque muestra que el proyecto comienza a convertirse en una realidad concreta. Es un nuevo paso en el rumbo para transformar los recursos energéticos de Vaca Muerta.

Julio frenó el ritmo de fractura en Vaca Muerta

Durante los primeros siete meses del año, Vaca Muerta mostró un ritmo de actividad elevado. Enero contabilizó 2.401 etapas, febrero 2.371, marzo 2.616, abril 2.335, mayo 2.484 y junio alcanzó el máximo anual con 2.760. Julio rompió esa tendencia al retroceder hasta las 2.010 etapas, aunque todavía quedó por encima de cualquier julio de años anteriores.

“La actividad de fractura shale —medida en cantidad de etapas— cerró julio en torno a las 2.010 etapas. Fue el registro mensual más bajo de 2026 y mostró una corrección importante frente al pico de junio. Sin embargo, la comparación histórica cambia la lectura: aun siendo el peor mes del año, fue el julio de mayor actividad desde que se inició la serie”, consideró Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en una publicación de LinkedIn.

YPF volvió a liderar la actividad de Vaca Muerta

La distribución de las etapas de fractura volvió a mostrar el predominio de YPF, que concentró 1.067 etapas, equivalentes al 53% del total ejecutado durante julio. La empresas de mayoría estatal mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las operadoras, consolidando su liderazgo en el desarrollo de la formación no convencional.

Detrás de YPF se ubicó Vista Energy, con 358 etapas, lo que representó el 18% de la actividad mensual. El tercer lugar quedó para Pluspetrol, que completó 215 etapas, mientras que Pan American Energy (PAE) alcanzó 111 y Tecpetrol cerró el mes con 105.

El grupo de empresas con mayor participación lo completaron Pampa Energía, con 93 etapas, y GeoPark, que registró 61. En conjunto, las siete operadoras explicaron las 2.010 etapas de fractura realizadas durante julio, reflejando una actividad que siguió concentrada en un reducido grupo de compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta.

“Una golondrina no hace verano, y un mes aislado tampoco define una tendencia. Pero el dato no debe ignorarse ni minimizarse: julio fue el registro más bajo de 2026 y obliga a seguir con atención la evolución del segundo semestre”, advirtió Fucello.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

Las razones detrás de la baja

Más allá del retroceso frente al pico de junio, el especialista consideró que existen distintos factores operativos que pueden explicar la variación mensual. Entre ellos mencionó la secuencia de los pads, la disponibilidad de los sets de fractura, las tareas de mantenimiento y la planificación de cada operadora, aspectos que suelen modificar el ritmo de las completaciones sin alterar necesariamente la tendencia de fondo.

En esa línea, Fucello explicó que parte de la variación observada durante julio puede responder a cuestiones propias de la dinámica de los proyectos y no a un cambio estructural del mercado. La actividad de fractura depende de la coordinación entre perforación, logística y disponibilidad de equipos, por lo que los movimientos mensuales suelen responder a múltiples variables.

“Parte de la variación puede responder a la secuencia de pads, la disponibilidad y el mantenimiento de los sets, y la programación de cada operadora”, sostuvo el country manager de NCS Multistage, al analizar el desempeño registrado durante julio.

El desafío para el segundo semestre

Uno de los aspectos que Luciano Fucello identificó como clave para los próximos meses es el equilibrio entre la perforación y la completación de pozos. El especialista señaló que mantener el nivel de actividad de los equipos de fractura dependerá, en buena medida, de que exista un inventario suficiente de pozos perforados listos para completar.

Ese punto adquiere relevancia porque la expansión de Vaca Muerta ya no depende únicamente de sumar capacidad de fractura. También requiere que las operaciones de perforación sostengan un ritmo capaz de alimentar de manera continua el trabajo de los sets, evitando cuellos de botella que puedan limitar la actividad en los meses siguientes.

“Para sostener el ritmo de los sets de fractura se necesita un backlog suficiente de pozos perforados y continuidad en la operación de los rigs. Si ese inventario se reduce, el límite podría dejar de estar en la capacidad de fractura y trasladarse a la disponibilidad de pozos listos para completar”, explicó Fucello.

A pesar de la desaceleración observada en julio, el especialista considera que el objetivo anual todavía permanece al alcance. Con siete meses transcurridos, el acumulado de etapas de fractura mantiene un nivel elevado y deja margen para que el segundo semestre vuelva a mostrar meses de alta intensidad operativa, siempre que las condiciones de la cadena de valor acompañen.

“Con siete meses transcurridos, el objetivo de aproximarse a las 28.000 etapas en 2026 continúa siendo alcanzable, aunque exige sostener un segundo semestre de alta intensidad. La tendencia de fondo sigue siendo expansiva, pero julio recuerda que el crecimiento no es automático ni lineal”, afirmó Fucello.

Luz verde para el mayor proyecto de fertilizantes del país: Pampa Energía obtuvo el RIGI

La apuesta industrial más ambiciosa de Pampa Energía acaba de superar uno de sus principales filtros regulatorios. El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció que el Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI del proyecto de una planta de fertilizantes que demandará una inversión de 2.700 millones de dólares, uno de los mayores desembolsos privados previstos para la industria argentina.

“El Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI de dos nuevos proyectos: la planta de fertilizantes de Pampa Energía, que va a demandar una inversión de 2.700 millones de dólares y generará durante su construcción más de 3.500 puestos de trabajo“, escribió Caputo en su cuenta oficial de X al comunicar la decisión del organismo.

Según detalló el ministro, la iniciativa tendrá un fuerte impacto sobre la cadena de valor del gas natural. “Este proyecto de alto impacto agregará valor al gas natural al producir urea granulada, que es un insumo crítico para el agro. El impacto positivo en divisas superará los USD 800 millones anuales”, sostuvo.

 

Una inversión que ya tenía decisión final

La aprobación del RIGI llega pocos días después de que el Directorio de Pampa Energía aprobara la decisión final de inversión (FID) para avanzar con el complejo industrial. La empresa comunicó esa determinación a la Comisión Nacional de Valores y a ByMA, dejando firme el desarrollo del proyecto a través de su subsidiaria Fértil Pampa.

La futura planta tendrá capacidad para producir 6.000 toneladas diarias de urea granulada, equivalentes a unas 2,1 millones de toneladas por año, además de amoníaco. El abastecimiento de gas natural y electricidad estará principalmente a cargo de la propia compañía, dos insumos que representan cerca del 70% de la estructura de costos del emprendimiento.

En el mismo anuncio, Caputo también confirmó la aprobación del proyecto de ampliación de Compañía MEGA. “Además, también se aprobó el proyecto de ampliación de Compañía MEGA, que invertirá USD 360 millones para aumentar en 1.500 toneladas por día su capacidad de producción de líquidos de gas natural“, señaló el ministro.

El objetivo: producir fertilizantes con gas de Vaca Muerta

Antes de recibir esta aprobación, Fértil Pampa había solicitado formalmente su ingreso al RIGI el 21 de abril y al régimen bonaerense REPIE el 10 de junio. Con el visto bueno del Comité Evaluador, el proyecto avanza hacia una nueva etapa administrativa para acceder a los beneficios previstos por el régimen de grandes inversiones.

La construcción será ejecutada mediante un contrato EPC llave en mano bajo la modalidad lump-sum. Tras una licitación internacional, la obra fue adjudicada a Tecnimont y SACDE, que presentaron la propuesta técnica y económica mejor calificada. El plazo previsto para completar los trabajos es de 41 meses.

El Directorio de Pampa Energía también autorizó el otorgamiento de garantías corporativas a favor de los contratistas. En el caso de SACDE, el Comité de Auditoría emitió el informe exigido por la Ley de Mercado de Capitales y concluyó que las condiciones de la operación se ajustan a los parámetros habituales del mercado.

Pampa Energía iniciará un nuevo negocio con una mega inversión que buscará reducir la dependencia de fertilizantes importados y abastecer al mercado brasileño.

El RIGI ya suma 23 proyectos aprobados

El proyecto busca cubrir una demanda regional que hoy depende en gran medida de las importaciones. Sudamérica consume alrededor de 11,5 millones de toneladas de urea al año y una parte importante proviene de productores de Medio Oriente, donde la oferta está cada vez más condicionada por la volatilidad geopolítica.

De acuerdo con las proyecciones de Pampa Energía, la planta permitirá generar exportaciones por más de U$S 24.000 millones durante su vida útil y sustituir importaciones por otros U$S 16.000 millones, con un superávit cambiario acumulado superior a U$S 40.000 millones.

Al cerrar su mensaje, Caputo destacó el crecimiento del régimen desde su puesta en marcha. “Con estos proyectos, el RIGI ya totaliza 23 proyectos aprobados por el Comité Evaluador, por una inversión comprometida de USD 49.000 millones“, afirmó el ministro al resumir el alcance de las nuevas aprobaciones.