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Petróleo

Seguridad jurídica y competitividad, las claves para impulsar las inversiones

Líderes de asociaciones energéticas de la región advirtieron que la principal barrera para atraer inversiones no es el contexto global, sino la falta de previsibilidad, competitividad y consensos internos, en un escenario donde el potencial energético de América Latina sigue sin traducirse en desarrollo sostenido, en el marco de la tercera jornada de la Conferencia Arpel 2026 que se desarrolla en Buenos Aires.

Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), sostuvo que “la soberanía nacional se define en gran parte por la soberanía energética” y alertó que “en algunos países habíamos perdido la pelea de la narrativa política”.

En la misma línea, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, señaló que la incertidumbre está “muy asociada a las reglas de juego”, mientras que Roberto Ardenghy, CEO del IBP de Brasil, afirmó que “la industria es muy fuerte y muy preparada” y que la transición energética “no es un fenómeno únicamente ambiental sino también económico”.

Desde Argentina, Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, remarcó que “tenemos que ser extremadamente competitivos” y que el eje es el “respeto al inversor”.

Asimismo, Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), advirtió que la inestabilidad política frena el desarrollo, mientras que Raúl García Carpio, Gerente de Hidrocarburos de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía de Perú (SNMPE), alertó que “desde 2010 no se actualiza la política energética nacional”.

En conjunto, los panelistas coincidieron en que, sin reglas estables, seguridad jurídica y visión de largo plazo, la región difícilmente podrá convertir su potencial energético en inversiones concretas y en los países en los que se está implementando la receta correcta, los resultados se están materializando; referido principalmente a Argentina y Brasil.

Riesgos globales y presión regulatoria marcan el escenario energético

Referentes globales del sector están de acuerdo en que el mundo enfrenta un escenario de mayores riesgos geopolíticos y regulatorios, que obliga a sostener inversiones tanto en hidrocarburos como en nuevas tecnologías. Carlos Garibaldi (Arpel) cuestionó enfoques simplistas al afirmar que “la reducción no es solución”, mientras Elizabeth Komiskey (IOGP) pidió una visión más práctica centrada en garantizar el acceso a la energía.

Jennifer Miskimins (SPE) alertó que “estamos experimentando el riesgo ahora mismo”, con un entorno más inestable, mientras Andrea Stegher (International Gas Union) reclamó regulaciones realistas y defendió la sostenibilidad como vía para “reducir la pobreza a través de la energía”.

En tanto, Brian Sullivan (Ipieca) advirtió sobre la volatilidad política y destacó la necesidad de recalibrar inversiones, subrayando que no se puede subestimar el rol de la energía en el progreso. En conjunto, el panel coincidió en que la seguridad energética, la estabilidad regulatoria y el pragmatismo serán claves para enfrentar un contexto global cada vez más incierto.

Inteligencia artificial: energía, trabajo y rentabilidad

Delfina Arambillet, de Globant, advirtió que el avance de la inteligencia artificial plantea al sector energético el desafío de abastecer una mayor demanda de energía y, al mismo tiempo, lograr que su adopción genere valor real.

Señaló que, aunque el 88% de las empresas ya usa IA, solo el 39% ve impacto en su rentabilidad —y muy limitado—, lo que evidencia problemas de implementación más que de acceso.

En ese marco, planteó la necesidad de aplicar la IA con estrategia, gobernanza y criterios éticos, y alertó que su avance obliga a rediseñar el trabajo, con humanos enfocados en supervisar sistemas, mientras las empresas aún están rezagadas en adaptar sus modelos para aprovechar su potencial.

Futuro del trabajo: jóvenes, universidades y empresas

La formación y el empleo de nuevos profesionales en un sector energético en plena transformación tecnológica fueron abordados en tres paneles desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes.

El auditorio reunió a representantes académicos de cinco universidades, líderes de talento humano y profesionales emergentes, quienes compartieron visiones sobre los desafíos tecnológicos y culturales del futuro laboral en la industria. “Los jóvenes no solo quieren un trabajo, buscan un propósito”, fue una de las principales conclusiones.

Riesgos climáticos: gestión, estrategia y resiliencia

Las empresas energéticas de la región están acelerando la incorporación de riesgos climáticos físicos en sus operaciones, con foco en lluvias extremas, sequías y degradación de infraestructura, coincidieron Diego Agrelo (YPF), Andrés Mendizábal (TGP), Geonavis Hernández (Ecopetrol) y Laura Kennett (Grupo Rosen), durante el panel moderado por Irene Alfaro.

Los panelistas coincidieron en que la resiliencia operativa requiere integrar datos, planificación y decisiones de inversión, priorizando riesgos materiales y fortaleciendo capacidades de monitoreo, predicción y respuesta. Entre las principales recomendaciones destacaron institucionalizar la gestión climática de forma transversal, involucrar a la alta dirección, mejorar la calidad y disponibilidad de datos y utilizar estos análisis como herramientas de gestión para garantizar la continuidad operativa en un contexto climático cada vez más exigente.

Gas, petróleo y Vaca Muerta: la hoja de ruta que proponen los CEOs para la región

La discusión energética en América Latina atraviesa una nueva etapa. Para los principales ejecutivos de la industria, el debate ya no se centra en la existencia de recursos de petróleo y gas natural, sino en las condiciones necesarias para transformarlos en abastecimiento energético confiable y competitivo a largo plazo.

Durante la segunda jornada de la Conferencia ARPEL 2026, realizada en Buenos Aires, referentes del sector coincidieron en que la región dispone de abundantes recursos energéticos, aunque enfrenta desafíos vinculados a la infraestructura energética, la competitividad y la estabilidad regulatoria para aprovechar plenamente ese potencial.

Tanto en los paneles dedicados al petróleo como en los enfocados en el gas natural, los ejecutivos remarcaron que la combinación de inversiones, eficiencia operativa y reglas previsibles será determinante para fortalecer la seguridad energética regional y aumentar la relevancia de América Latina en los mercados internacionales.

Petróleo: competitividad y reglas estables

El panel de CEOs del sector petrolero reunió a representantes de compañías de distintos países de la región. Los ejecutivos analizaron el escenario actual de la industria y coincidieron en que existen oportunidades de crecimiento, aunque condicionadas por factores estructurales que todavía limitan el desarrollo de nuevos proyectos.

La necesidad de ampliar la infraestructura de transporte, reducir costos operativos y garantizar marcos regulatorios estables apareció como uno de los puntos centrales del debate. Según los participantes, la competitividad será un elemento decisivo para que los recursos puedan convertirse en producción sostenible.

Los referentes del sector también destacaron que la volatilidad de los mercados internacionales obliga a las compañías a mejorar sus niveles de eficiencia y productividad. En ese contexto, las inversiones de largo plazo requieren previsibilidad y condiciones que permitan reducir los riesgos asociados al desarrollo de grandes proyectos energéticos.

Gas natural: convertir el potencial en suministro confiable

En paralelo, el panel de CEOs de empresas de gas natural puso el foco en la capacidad de América Latina para responder a una demanda global creciente en un escenario marcado por tensiones geopolíticas y desafíos en materia de abastecimiento energético.

Los ejecutivos coincidieron en que la región cuenta con recursos suficientes para desempeñar un papel relevante en el mercado internacional. Sin embargo, señalaron que el principal reto consiste en transformar ese potencial en suministro confiable, respaldado por inversiones sostenidas y expansión de la infraestructura.

Otro de los puntos destacados fue la necesidad de fortalecer la integración energética regional. Los participantes consideraron que la cooperación entre países permitirá mejorar la seguridad de suministro, diversificar fuentes de energía y reducir la exposición a interrupciones o fluctuaciones de precios.

Además, remarcaron que el crecimiento de la industria dependerá de la ampliación de redes de transporte, el fortalecimiento de los mercados internos y la coordinación entre los sectores público y privado. Bajo esa lógica, el gas fue presentado como una fuente que convivirá con otras tecnologías dentro de un esquema de “adición energética”.

Vaca Muerta como referencia para la región

Uno de los ejes recurrentes de las exposiciones fue el desarrollo de Vaca Muerta, considerado por varios de los participantes como uno de los ejemplos más relevantes de crecimiento energético en América Latina durante los últimos años.

Los especialistas destacaron que el caso argentino demuestra que el éxito de los proyectos no convencionales depende de una combinación de factores que incluyen escala, competitividad, innovación tecnológica y coordinación entre empresas, gobiernos y organismos reguladores.

Según lo planteado durante el encuentro, la experiencia acumulada en Vaca Muerta podría servir de referencia para otros países con potencial shale, como México o Colombia. No obstante, advirtieron que la replicación de ese modelo requiere estabilidad económica, reglas claras y capacidad de ejecución para transformar recursos en producción efectiva.

Refinación: más eficiencia en un mercado de menor crecimiento

Otro de los temas abordados durante la conferencia fue el futuro de la refinación de petróleo, una actividad que enfrenta una desaceleración estructural luego de décadas de expansión sostenida de la demanda mundial de combustibles.

Los participantes señalaron que el sector continuará siendo fundamental para el sistema energético global, aunque con perspectivas de crecimiento más moderadas. En ese escenario, la petroquímica aparece como uno de los segmentos con mayor potencial para generar valor agregado.

Frente a márgenes más ajustados y mayores exigencias regulatorias, las empresas coinciden en que la competitividad estará determinada por la eficiencia operativa, la flexibilidad de las instalaciones y el aprovechamiento de herramientas tecnológicas como los datos y la inteligencia artificial.

La integración energética gana protagonismo

Las discusiones también abordaron el rumbo de las políticas energéticas de América Latina, en un contexto marcado por la necesidad de atraer inversiones y garantizar seguridad de suministro para acompañar el crecimiento económico de la región.

Los especialistas señalaron que el gas natural ocupa un papel estratégico dentro de esa agenda, no solo como respaldo para otras fuentes de energía, sino también como componente estructural de los sistemas energéticos de numerosos países.

En ese marco, los participantes coincidieron en que la consolidación de una agenda regional basada en integración, estabilidad regulatoria y cooperación entre países será uno de los factores que definan la capacidad de América Latina para transformar sus recursos energéticos en desarrollo económico y abastecimiento confiable.

Chevron acelera su expansión en El Trapial con una inversión de U$S 13.800 millones

Chevron presentó una solicitud para incorporarse al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) con un nuevo proyecto de desarrollo upstream en El Trapial. La iniciativa contempla una inversión estimada en 13.800 millones de dólares en uno de los activos que posee en Vaca Muerta y está sujeta a la aprobación del Gobierno nacional.

La presentación se suma a la lista de proyectos energéticos que buscan acceder a los beneficios previstos por el régimen impulsado para promover inversiones de gran escala. La compañía consideró que la herramienta representa un marco que aporta previsibilidad regulatoria y facilita la toma de decisiones de largo plazo en la industria hidrocarburífera.

Asimismo, la empresa destacó los avances alcanzados en materia de desarrollo energético en Argentina y consideró que instrumentos como el RIGI constituyen un paso relevante para fortalecer la competitividad del sector y favorecer nuevos desembolsos de capital en el país.

Vaca Muerta en el radar global de Chevron

La decisión de avanzar con un nuevo proyecto se produce en un contexto de crecimiento de la demanda energética global, impulsada por la expansión económica y por una transición energética que, según los principales actores de la industria, continuará requiriendo petróleo y gas durante las próximas décadas.

En ese escenario, Vaca Muerta volvió a ubicarse entre los recursos más atractivos para las grandes compañías internacionales. La CEO de Chevron Argentina, Ana Simonato, sostuvo recientemente que las perspectivas para el mercado continúan siendo favorables.

“La demanda no solamente energética, sino la demanda de petróleo y de gas sigue aumentando, y el año 2026 se ve como uno de los años en donde vamos a alcanzar máximos históricos”, afirmó la ejecutiva en el marco de un evento privado.

Chevron acelera en Vaca Muerta y advierte que la competitividad será clave para el futuro energético

El potencial de El Trapial y la experiencia en el shale

Para Chevron, el desarrollo de Vaca Muerta constituye uno de los pilares de su estrategia regional. La compañía desembarcó en el país en 2013 y fue uno de los primeros socios internacionales en apostar por el desarrollo masivo del shale argentino junto a YPF.

Según Simonato, la calidad de los recursos no convencionales argentinos es comparable con los principales desarrollos de Estados Unidos. “Es conocido que el potencial de Vaca Muerta es tan bueno como muchos de los yacimientos que tenemos en Estados Unidos, comparables con esa productividad”, señaló.

La empresa opera actualmente en El Trapial y también participa en otros proyectos estratégicos de la cuenca neuquina. “Estamos operando en El Trapial y somos socios con YPF en Narambuena, donde YPF es el operador”, explicó la ejecutiva. Además, remarcó que existen planes para continuar avanzando e invirtiendo en esa zona a largo plazo.

Competitividad, infraestructura y reglas de juego

Más allá del potencial geológico, Chevron considera que el desafío central para consolidar el crecimiento de Vaca Muerta pasa por mantener niveles de competitividad, reducir costos y ampliar la infraestructura necesaria para evacuar mayores volúmenes de producción.

“La clave va a estar siempre en la competitividad, y eso va a posicionar a Argentina a largo plazo en el sector energético”, sostuvo Simonato. En la misma línea, explicó que la compañía busca trasladar aprendizajes obtenidos en otros desarrollos globales para acelerar la curva de crecimiento local.

La ejecutiva también remarcó la importancia de alcanzar una escala productiva mayor y continuar ampliando las obras vinculadas al transporte y procesamiento de hidrocarburos. “Trabajar en los costos, alcanzar escala y seguir construyendo infraestructura es crítico para el desarrollo”, indicó.

Presentan una ley para obligar a las operadoras a remediar pasivos ambientales y cerrar pozos abandonados

El diputado nacional José Glinski presentó en la Cámara de Diputados un proyecto de ley que busca establecer presupuestos mínimos ambientales para la remediación de pasivos ambientales hidrocarburíferos y promover una transición energética justa. La iniciativa apunta a regular las obligaciones de las empresas cuando abandonan áreas petroleras y a generar mecanismos para financiar las tareas de saneamiento.

La propuesta busca cubrir un vacío normativo que, según sus impulsores, persiste desde hace décadas en Argentina. Actualmente, existen diversas leyes nacionales de presupuestos mínimos ambientales, pero ninguna regula específicamente la gestión de los pasivos generados por la actividad hidrocarburífera una vez finalizada la explotación de los yacimientos.

“Argentina tiene 12 leyes nacionales de presupuestos mínimos ambientales. Ninguna regula los pasivos hidrocarburíferos. Es el vacío más caro de la historia ambiental argentina”, sostuvo Glinski al presentar la iniciativa en el Congreso.

Un marco legal para el cierre de pozos y la reparación ambiental

El proyecto establece que las empresas deberán asumir las responsabilidades derivadas del abandono de pozos petroleros, la recomposición ambiental y el monitoreo posterior de las áreas intervenidas. La propuesta se encuadra dentro del artículo 41 de la Constitución Nacional y mantiene las competencias provinciales sobre los recursos naturales.

Entre sus principales herramientas figura la creación de un Fondo Federal de Recomposición de Pasivos Ambientales Hidrocarburíferos, que sería financiado mediante aportes obligatorios de las compañías titulares de concesiones. El objetivo es garantizar recursos para ejecutar tareas de reparación ambiental cuando resulten necesarias.

La iniciativa también contempla la puesta en marcha de un Registro Nacional de Pasivos Ambientales Hidrocarburíferos, de acceso público, gratuito e irrestricto. El sistema permitiría identificar áreas afectadas, monitorear su evolución y brindar información sobre las acciones de saneamiento realizadas por las operadoras.

Garantías financieras y responsabilidades de las operadoras

Otro de los puntos centrales del proyecto es la exigencia de garantías financieras obligatorias destinadas a cubrir los costos de abandono, cierre de pozos, remediación y seguimiento ambiental posterior. La propuesta busca evitar que esas obligaciones recaigan sobre los estados provinciales o sobre el Estado nacional.

Además, establece un régimen de responsabilidad objetiva y solidaria para las empresas operadoras. Según el texto, las obligaciones ambientales subsistirán incluso en casos de cesión de activos, quiebra, disolución societaria o cambios en la titularidad de las concesiones.

“El proyecto sostiene que las petroleras no pueden llevarse los beneficios de la actividad y dejarle a las comunidades, a las provincias y al Estado los costos ambientales y económicos del cierre de los yacimientos”, planteó Glinski durante la presentación de la iniciativa.

La propuesta incorpora además un régimen específico para la transferencia de áreas hidrocarburíferas. En esos casos se exigirían auditorías técnicas independientes y la acreditación de solvencia económica por parte de quienes asuman la operación de los yacimientos.

El contexto de los cambios en las cuencas convencionales

La presentación del proyecto se produce en un escenario marcado por la reconfiguración de la actividad en distintas cuencas petroleras del país. En varias provincias se registran procesos de salida de operadoras de áreas convencionales y transferencias de activos hacia nuevas empresas.

Entre los antecedentes mencionados por el legislador aparecen los cambios registrados en Comodoro Rivadavia, donde YPF avanzó en acuerdos vinculados con áreas maduras y pasivos ambientales. También se mencionan las transferencias de concesiones que incluyen obligaciones ambientales asociadas a décadas de actividad productiva.

“Comodoro Rivadavia es la capital del petróleo desde 1907. Después de 118 años de hospitalidad con la industria, lo mínimo que podemos pedir es que cuando se vayan, tapen los pozos”, expresó el diputado nacional.

Para los impulsores de la iniciativa, la discusión sobre los pasivos ambientales cobra relevancia en un contexto en el que varias compañías redefinen sus estrategias de inversión y concentran recursos en desarrollos no convencionales, especialmente en Vaca Muerta.

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La remediación ambiental como fuente de empleo

Uno de los aspectos distintivos del proyecto es la incorporación del concepto de transición energética justa. El texto propone que las tareas de cierre, abandono y remediación ambiental sean consideradas parte del proceso productivo y se transformen en una fuente de empleo para las comunidades vinculadas históricamente a la actividad petrolera.

La iniciativa plantea que los trabajos de sellado, monitoreo, restauración ecosistémica y seguimiento técnico puedan ser realizados por trabajadores con experiencia en la industria hidrocarburífera, aprovechando capacidades ya desarrolladas en las distintas cuencas productivas del país.

“El cierre de un pozo no es el final del trabajo, es trabajo en sí mismo. Implica ingeniería, monitoreo técnico, sellado, restauración ecosistémica y seguimiento durante años”, argumentó Glinski al fundamentar la propuesta legislativa.

El diputado sostuvo además que el objetivo es evitar que los costos derivados de la remediación sean absorbidos por el sector público y garantizar que las empresas financien las obligaciones surgidas de su actividad. “Si la riqueza salió de la Cuenca, los pasivos no pueden quedarse en la Cuenca”, afirmó durante la presentación del proyecto.

Palermo Aike, nuevas perforaciones y remediación ambiental: los ejes de la reactivación en Santa Cruz

La actividad petrolera en Santa Cruz comenzó a mostrar movimientos concretos tras la salida de YPF y el ingreso de nuevas operadoras. Según explicó el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, ya se encuentran en marcha compromisos de inversión vinculados con la recuperación de la producción, la incorporación de equipos y la generación de empleo.

En diálogo con LU14, el funcionario sostuvo que parte de los acuerdos alcanzados entre la provincia, YPF y los nuevos concesionarios ya comenzaron a ejecutarse. En ese marco, destacó que la reactivación de la actividad petrolera dejó de ser una expectativa para transformarse en una realidad observable en distintos yacimientos de la provincia.

“Más que un anuncio es una realidad porque la semana pasada ya han comenzado a subir equipos de yacimiento de acuerdo a los acuerdos que se han llevado adelante entre la provincia e YPF y los nuevos concesionarios”, afirmó Álvarez.

Nuevos equipos e incentivos para aumentar la producción

El ministro explicó que una parte de la recuperación de la actividad responde a los compromisos asumidos por las nuevas empresas que tomaron las concesiones. Paralelamente, la provincia implementó el programa “Más producción y trabajo en el sector petrolero”, que busca incentivar inversiones mediante una reducción de tres puntos en las regalías para proyectos que incrementen la producción.

De acuerdo con Álvarez, algunos equipos comenzaron a incorporarse durante la última semana, mientras que otros lo harán a lo largo de junio. La medida apunta a fortalecer la producción de petróleo, sostener la actividad de los campos maduros y generar nuevas oportunidades laborales en las localidades vinculadas al sector.

“Parte de los mismos ya comenzaron a subir la semana pasada y otros lo harán durante junio”, señaló el ministro al referirse a los equipos comprometidos por las empresas.

Otro de los ejes del proceso es el programa de abandono de pozos, firmado por el gobernador Claudio Vidal en abril de 2025. Según indicó el funcionario, la empresa adjudicataria ya inició los trabajos y comenzó la integración de personal para ejecutar las tareas previstas en distintas áreas de la provincia.

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Remediación ambiental y saneamiento de pasivos

Álvarez precisó que el plan contempla inicialmente el abandono de 1.204 pozos petroleros, trabajos que serán financiados íntegramente por YPF. El ministro destacó que el acuerdo alcanzado por Santa Cruz difiere de otros procesos de salida de la compañía en distintas provincias productoras.

“Santa Cruz logró un acuerdo que no han logrado otras provincias donde YPF se ha retirado para invertir la totalidad de su esfuerzo en Vaca Muerta”, aseveró.

El funcionario detalló que la empresa adjudicataria comenzó la incorporación de equipos de workover, pulling, flushby y wireline, además de cuadrillas destinadas a la recuperación de locaciones. Las tareas tendrán una duración prevista de cinco años y combinarán aspectos operativos con acciones vinculadas a la recuperación ambiental.

“En esta fase inicial son 1204 pozos; el trabajo ya lo licitó YPF y la empresa adjudicada comenzó la semana pasada a levantar equipos e integrar personal para un equipo de workover, tres de pulling, uno de flushby y un wireline, más cuadrillas de resiembra de locaciones por un plazo de cinco años”.

En paralelo, el Ministerio de Energía y Minería trabaja en la validación del relevamiento de los pasivos ambientales asociados a más de ocho décadas de actividad petrolera. Una vez aprobado el informe, comenzará formalmente un programa de saneamiento que también tendrá un horizonte de ejecución de cinco años.

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Inversiones, Palermo Aike y nuevos pozos

Según indicó Álvarez, la provincia avanza simultáneamente en la llegada de nuevas inversiones privadas para las áreas que dejaron de ser operadas por YPF. En ese contexto, sostuvo que los acuerdos alcanzados prevén desembolsos significativos destinados a sostener y ampliar la actividad hidrocarburífera.

“Santa Cruz va más adelantada que otras provincias en los acuerdos para la retirada de YPF y la llegada de nuevos concesionarios, logrando una inversión de 12.000 millones de dólares por parte de las nuevas operadoras”.

Además de la recuperación de áreas convencionales, el Gobierno provincial mantiene expectativas sobre el desarrollo de Palermo Aike, formación que concentra parte de las perspectivas de crecimiento de los recursos no convencionales en Santa Cruz.

“Seguimos buscando inversores para Palermo Aike; esperamos que YPF inicie los trabajos este año como comprometió su presidente, Horacio Marín. Palermo Aike es la gran posibilidad de Santa Cruz en hidrocarburos no convencionales para las próximas décadas.”

El ministro también confirmó que durante las próximas semanas se desarrollarán nuevas campañas de perforación. Entre ellas mencionó un programa de 31 pozos que será ejecutado por CGC en el flanco norte, además de tres perforaciones previstas por Quintana Energy y otras tres a cargo de Crown Point.

“Los nuevos concesionarios del flanco norte deben realizar una reinterpretación geológica para derivar en campañas que mantengan los niveles de producción.”

Álvarez sostuvo que el objetivo central es detener la declinación productiva registrada durante los últimos años y fortalecer la actividad económica en localidades como Las Heras, Pico Truncado, Caleta Olivia, Cañadón Seco y Jaramillo-Fitz Roy, donde la actividad petrolera tiene un peso determinante en el empleo y en el movimiento comercial asociado a la cadena de valor del sector.

Mindlin: “Es injusto decir que la energía genera poco empleo”

La industria energética atraviesa una etapa de expansión impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta, la construcción de nueva infraestructura y la puesta en marcha de proyectos destinados a incrementar las exportaciones. En este marco, el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, aseguró que el sector tendrá un papel central en la generación de empleo y divisas durante los próximos años.

Durante su exposición en el 12° Latam Economic Forum, el empresario sostuvo que el potencial de Vaca Muerta todavía está lejos de agotarse y destacó que la roca madre se encuentra en una fase temprana de desarrollo en comparación con las principales cuencas de Estados Unidos.

“Vaca Muerta tiene el 15% de las reservas que tenía el shale de Estados Unidos, sin embargo, solamente hemos perforado el 4% de los pozos. Esto quiere decir que está en un estado mucho más temprano de desarrollo y tiene todavía un potencial enorme para seguir creciendo”, afirmó Mindlin.

Según explicó, los resultados obtenidos hasta ahora muestran niveles de productividad que superan a muchos de los desarrollos no convencionales que se registraron en América del Norte. Esa condición, señaló, constituye uno de los principales atractivos para sostener nuevas inversiones en el sector energético.

 

El crecimiento de la producción

La producción de hidrocarburos registró un crecimiento sostenido durante los últimos años. Mindlin recordó que Argentina producía alrededor de 1,2 millones de barriles equivalentes por día en 2020 y que actualmente ese volumen asciende a 1,6 millones.

El ejecutivo indicó que las proyecciones de la industria apuntan a alcanzar los 2,6 millones de barriles equivalentes diarios hacia 2030, una meta que requerirá importantes desembolsos en infraestructura para acompañar el incremento de la producción.

“En el 2020 Argentina producía 1,2 millones de barriles equivalentes; hoy ya estamos en 1,6 millones y las proyecciones indican que para el 2030 tendríamos que estar llegando a 2,6 millones”, sostuvo.

Entre los proyectos que mencionó aparecen el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la ampliación de la capacidad de transporte de gas mediante obras de TGS, iniciativas vinculadas a la producción de fertilizantes y desarrollos para la extracción de líquidos asociados al gas.

Mindlin también destacó el avance de los proyectos de GNL, que involucran a varias compañías del sector y que podrían convertir a Argentina en exportador de gas natural licuado a partir de los próximos años. Según describió, se trata de inversiones de gran escala que requieren largos períodos de maduración, pero que tendrán un impacto significativo sobre la economía nacional.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

El impacto de las exportaciones

El presidente de Pampa Energía consideró que el desarrollo energético permitirá modificar de manera profunda la balanza comercial del país. En ese sentido, proyectó una reversión del déficit energético registrado pocos años atrás.

“Pasaremos de 4.000 o 5.000 millones de dólares negativos en 2022 a un superávit de 24.000 millones de dólares en 2030. Estaríamos generando en Vaca Muerta otro sector similar al campo en su capacidad de generar dólares de exportación”, señaló.

Para Mindlin, uno de los principales efectos de este proceso será la diversificación de las fuentes de ingreso de divisas. Según explicó, una mayor participación de las exportaciones energéticas permitiría reducir la dependencia histórica de los resultados de las campañas agrícolas y fortalecer la estabilidad macroeconómica.

El empresario también hizo referencia al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y destacó el volumen de iniciativas presentadas hasta el momento. De acuerdo con su exposición, existen proyectos por más de 104.000 millones de dólares que podrían impulsar nuevas etapas de crecimiento en distintas ramas de la actividad energética.

Sierra Chata, uno de los bloques más productivos de gas en Vaca Muerta.

La discusión sobre el empleo en el sector energético

Hacia el final de su presentación, Mindlin se refirió a uno de los cuestionamientos habituales que enfrenta la industria respecto de su capacidad para generar puestos de trabajo. El ejecutivo rechazó esa visión y vinculó el desarrollo energético con la creación de empleo en diferentes actividades asociadas.

“Es imposible que toda esta inversión no genere empleo. Es una descripción muy injusta decir que la energía genera poco empleo; el petróleo, el gas y la electricidad están invirtiendo una barbaridad y generando miles de puestos de trabajo”, afirmó.

En la misma línea, sostuvo que el avance de Vaca Muerta, las obras de transporte, los proyectos industriales y las inversiones vinculadas al gas están impulsando nuevas oportunidades laborales en distintas regiones del país.

“Vaca Muerta está transformando el país”, subrayó el presidente de Pampa Energía durante su participación en el Latam Economic Forum.

VMOS avanza en Punta Colorada con el inicio de las obras submarinas

La construcción del proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur) sumó una nueva etapa con la llegada del primer cargamento de cadenas y anclas destinadas a las futuras instalaciones offshore en Punta Colorada, sobre la costa atlántica de Río Negro. El operativo marca el inicio de las obras submarinas que formarán parte del sistema de exportación de crudo proveniente de Vaca Muerta.

Frente a Sierra Grande ya se encuentra operando el buque especializado Skandi Hera, encargado de las tareas iniciales en el mar. La embarcación participa de un complejo despliegue logístico que permitirá instalar la infraestructura necesaria para el funcionamiento de las futuras terminales de carga en altamar.

La llegada de estos equipos representa un paso relevante dentro del cronograma previsto para el desarrollo del oleoducto VMOS, una obra diseñada para ampliar la capacidad de evacuación y exportación de petróleo desde la cuenca neuquina hacia los mercados internacionales.

 

Comenzó la instalación de la infraestructura offshore

Según informó YPF, la carga fue preparada en Puerto Quequén y está compuesta por cadenas y anclas que serán colocadas en el lecho marino mediante embarcaciones especializadas de la firma noruega DOF Group ASA, contratada para ejecutar las tareas submarinas.

La infraestructura permitirá asegurar la posición de dos monoboyas que integrarán el sistema de carga de petróleo en alta mar. Estas estructuras serán un componente central del esquema logístico previsto para exportar producción de Vaca Muerta desde la costa rionegrina.

De acuerdo con los datos difundidos por la compañía, la primera campaña incluyó el traslado de seis anclas del tipo High Holding Power, de aproximadamente 42 toneladas cada una, junto con seis cadenas de fondeo de 400 metros de longitud y cerca de 72 toneladas por unidad.

Una operación de gran escala técnica

Las tareas previstas demandarán la participación de más de 120 técnicos y especialistas durante alrededor de 250 días. El operativo involucra embarcaciones de apoyo, equipamiento de posicionamiento submarino y sistemas de instalación diseñados para trabajar en condiciones marítimas complejas.

YPF también indicó que en las próximas semanas se realizará una segunda campaña logística con materiales de características similares. El objetivo es completar el conjunto de elementos necesarios para el sistema de fondeo de las monoboyas proyectadas frente a Punta Colorada.

El avance de esta etapa se enmarca dentro del desarrollo integral del VMOS, considerado uno de los principales proyectos de infraestructura energética vinculados al crecimiento de la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta.

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Punta Colorada y el esquema exportador

La iniciativa busca convertir a Punta Colorada en uno de los puntos de salida para las exportaciones de crudo argentino. La ubicación estratégica sobre la costa atlántica permitirá operar buques de gran porte y ampliar la capacidad logística disponible para la industria hidrocarburífera.

El desarrollo de esta infraestructura también genera expectativas en sectores vinculados a los servicios petroleros, la actividad portuaria, la logística y la contratación de proveedores asociados a las distintas etapas de construcción y operación del proyecto.

Mientras avanzan las obras terrestres y marítimas, la instalación de las futuras monoboyas aparece como uno de los hitos técnicos más relevantes del cronograma. Con el inicio de los trabajos submarinos, el proyecto continúa sumando etapas para completar la conexión entre la producción de Vaca Muerta y los mercados internacionales.

Santa Cruz espera nuevas inversiones petroleras

La actividad en los yacimientos de Santa Cruz comenzó a mostrar movimientos vinculados a los acuerdos alcanzados entre la provincia, YPF y distintas compañías petroleras que operan en el territorio. La incorporación de equipos para el abandono de pozos, la remediación ambiental y nuevos compromisos de inversión aparecen como algunos de los primeros resultados de las negociaciones desarrolladas durante los últimos meses.

De acuerdo con información oficial, ya comenzaron a desplegarse equipos destinados a intervenir sobre pozos que quedaron inactivos tras la salida de YPF de las áreas convencionales de la provincia. En paralelo, otras operadoras avanzan con programas de perforación que prevén aumentar la actividad durante este año.

En ese contexto, el gobernador Claudio Vidal afirmó que el movimiento registrado en la zona norte provincial ya genera expectativas dentro del sector petrolero y entre empresas vinculadas a la actividad.

“Esto genera un alivio muy pero muy importante para los compañeros petroleros”, sostuvo Vidal al referirse a las tareas que comenzaron a desarrollarse luego del acuerdo alcanzado con YPF para su retiro de los yacimientos convencionales.

Avanza el abandono de más de 1.200 pozos

Uno de los aspectos centrales del acuerdo con YPF está relacionado con el proceso de abandono de pozos y la posterior remediación ambiental. Según informó el Gobierno provincial, durante mayo comenzaron a incorporarse distintos equipos para ejecutar esas tareas en áreas que anteriormente eran operadas por la compañía.

El esquema contempla la participación de seis equipos especializados. Entre ellos se encuentran unidades de workover, flushby, wireline y pulling, que tendrán a su cargo la intervención sobre un total de 1.204 pozos distribuidos en diferentes yacimientos.

A estas tareas se suman cuadrillas específicas destinadas a la remediación ambiental, que deberán trabajar sobre locaciones afectadas por años de actividad hidrocarburífera.

“Esto genera un alivio muy importante no solamente para los trabajadores petroleros de base y jerárquicos, sino también para los trabajadores del transporte, de la construcción, para las pymes y para quienes prestan servicios en los yacimientos”, señaló Vidal.

El mandatario sostuvo además que la transición derivada de la salida de YPF requería acuerdos que permitieran sostener la actividad y establecer responsabilidades respecto de las áreas abandonadas.

“Era algo que se necesitaba y que se tenía que concretar”, expresó en referencia a las negociaciones desarrolladas durante los últimos meses.

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El relevamiento de pasivos ambientales

Otro de los procesos actualmente en marcha está vinculado al inventario de pasivos ambientales que la petrolera estatal debe presentar ante las autoridades provinciales. El informe permitirá determinar el alcance de las tareas de saneamiento que deberán ejecutarse en las áreas afectadas.

Según explicó Vidal, una vez entregada la documentación, los organismos técnicos provinciales deberán verificar la información y evaluar si los datos cumplen con las exigencias establecidas por la normativa vigente.

“YPF está realizando un inventario de los pasivos ambientales y en los próximos días tendría que estar terminando este informe para presentarlo a la provincia”, indicó.

La elaboración de ese relevamiento es considerada un paso clave para definir los trabajos posteriores de recuperación ambiental y las inversiones asociadas a ese proceso.

Durante sus declaraciones, Vidal también pidió prudencia en torno a la difusión de información relacionada con los pasivos ambientales y los procedimientos técnicos que aún se encuentran en desarrollo.

“Esto también va a generar trabajo en toda el área de remediación ambiental. Va a impulsar fuertemente la economía de la provincia y el movimiento de la zona norte de Santa Cruz”, afirmó.

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Regalías, equipos e inversiones comprometidas

En paralelo, la provincia avanza en la implementación de un acuerdo firmado con 14 compañías petroleras que contempla una reducción del 3% en las regalías hidrocarburíferas bajo determinadas condiciones operativas.

De acuerdo con lo informado oficialmente, el beneficio se aplica únicamente cuando los equipos comprometidos por las empresas ya se encuentran trabajando efectivamente en los yacimientos.

“Esta quita de regalías se hace efectiva una vez que los equipos están trabajando en el yacimiento”, aclaró Vidal.

Según precisó el mandatario, tres equipos comenzaron a operar durante mayo y se espera que los restantes sean incorporados antes de fines de julio. El programa prevé alcanzar un total de ocho equipos asociados a este esquema de incentivos.

A la vez, distintas operadoras privadas asumieron compromisos de inversión orientados a incrementar la actividad en la provincia. Entre ellas aparecen Crown Point Energy, Quintana Energy y CGC, con programas de perforación previstos para los próximos meses.

En el caso de Crown Point y Quintana, los compromisos incluyen la perforación de seis pozos durante este año. Por su parte, CGC proyecta desarrollar un programa de 31 pozos e incorporar un equipo de perforación que permanecerá operando de manera permanente en territorio santacruceño.

“Todo esto claramente ayuda, alivia al sector y permite un incremento importante de regalías petroleras”, manifestó Vidal.

Santa Cruz quiere impulsar su producción de hidrocarburos. Crown Point es una de las empresas que busca crecer.

Expectativas por el impacto en el empleo de Santa Cruz

La recuperación de actividad en los yacimientos es observada con atención por distintos sectores vinculados a la industria petrolera, especialmente luego de la incertidumbre generada por el retiro de YPF de áreas convencionales.

Las tareas de abandono de pozos, la remediación ambiental y los nuevos programas de perforación aparecen como algunos de los principales motores de demanda de mano de obra para los próximos meses.

“Muchos de los trabajadores que hoy están a la espera de una oportunidad pueden volver a recuperar sus puestos de trabajo”, sostuvo Vidal.

El gobernador señaló además que el impacto de la actividad petrolera no se limita exclusivamente al personal de campo, sino que alcanza a una amplia red de proveedores, contratistas, empresas de servicios y comercios asociados al sector.

“Cuando hablo de compañeros petroleros me refiero a todos los que son parte de la actividad en yacimientos”, indicó.

Según el detalle brindado por el mandatario, actualmente la provincia contabiliza seis equipos vinculados al acuerdo alcanzado con YPF, otros ocho asociados al esquema de incentivos mediante reducción de regalías y dos equipos adicionales relacionados con compromisos de inversión asumidos previamente por distintas operadoras.

Río Negro adjudicó dos áreas petroleras a Geopetrol

La provincia de Río Negro adjudicó a Geopetrol las concesiones de explotación de las áreas Medianera y Rinconada–Puesto Morales, dos bloques convencionales ubicados en una etapa avanzada de madurez productiva. La medida fue oficializada mediante el Decreto N° 548/26 y establece un plazo de diez años para la operación de ambos activos.

La decisión se produce luego de que los yacimientos quedaran sin operador tras la situación judicial de Madalena Energy, empresa que tenía a su cargo las concesiones. La firma fue declarada en quiebra y acumulaba incumplimientos que derivaron en el deterioro de instalaciones y la interrupción de parte de la actividad productiva.

Ante ese escenario, el Gobierno provincial avanzó con la revocación de las concesiones anteriores y puso en marcha un proceso licitatorio destinado a garantizar la continuidad de las operaciones. El objetivo fue evitar la paralización definitiva de áreas con décadas de historia dentro de la actividad hidrocarburífera rionegrina.

La licitación para reactivar áreas convencionales

La adjudicación se concretó a través del Concurso Público Nacional e Internacional N° 02/25, convocado por la provincia para seleccionar nuevos operadores para bloques convencionales. El proceso incluyó la recepción y evaluación de propuestas técnicas y económicas de distintas compañías interesadas.

En la compulsa participaron Geopetrol Drilling S.A., Petrolsur Energía S.A. y la unión transitoria integrada por Titanium Energy S.A. y Emepa S.A. Tras analizar las ofertas, las autoridades provinciales resolvieron adjudicar ambos bloques a Geopetrol.

La secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya, sostuvo que la medida apunta a preservar la actividad en yacimientos que continúan aportando producción. “Es una decisión estratégica para evitar la paralización de áreas con historia productiva, sostener la operación y cuidar el empleo vinculado a la actividad hidrocarburífera”, afirmó la funcionaria.

La producción de petróleo pasa por su mejor momento.

Los desafíos de operar campos maduros

Las áreas Medianera y Rinconada–Puesto Morales registran actividad petrolera desde la década de 1960. Sin embargo, el paso del tiempo modificó las condiciones productivas de los yacimientos, que hoy presentan mayores complejidades técnicas y económicas para mantener niveles de extracción competitivos.

Uno de los principales desafíos es el elevado porcentaje de agua asociado a la producción de los pozos. Esta característica incrementa los costos operativos y reduce la rentabilidad de los proyectos, una situación habitual en los campos convencionales de larga trayectoria.

Frente a ese contexto, la provincia incorporó condiciones especiales dentro del proceso licitatorio. Entre ellas se destaca una reducción de las regalías hidrocarburíferas al 6%, una medida orientada a generar incentivos para atraer operadores con capacidad de inversión y experiencia en la gestión de activos maduros.

El plan de inversiones comprometido

Para el área Medianera, Geopetrol presentó un programa que contempla un Plan de Continuidad Operativa de US$ 605.000 durante los primeros dos años de concesión. A ello se suma un Plan de Desarrollo e Inversiones de US$ 1,62 millones destinado a ejecutarse durante los ocho años restantes.

En el caso de Rinconada–Puesto Morales, la empresa propuso un desembolso de US$ 1,4 millones para garantizar la continuidad de las operaciones en la etapa inicial. Posteriormente, prevé invertir otros US$ 2,54 millones para el desarrollo del área durante el resto del período concesionado.

Según indicó Moya, la adjudicación forma parte de una estrategia más amplia para sostener la actividad convencional en la provincia. “No se trata sólo de mantener pozos activos: se trata de cuidar trabajo, recuperar producción, ordenar áreas vencidas y generar condiciones para que la actividad convencional siga aportando al desarrollo provincial”, señaló.

Río Negro adjudicó el área Cinco Saltos a PAE.

El futuro de las áreas y la situación de Las Bases

La funcionaria también precisó que el nuevo operador tiene previsto iniciar actividades el 1 de junio. De acuerdo con la información oficial, la transición contempla la continuidad laboral de los trabajadores vinculados a ambos bloques y el reconocimiento de su antigüedad.

La licitación representa además el primer proceso de adjudicación realizado sobre concesiones de explotación que no fueron prorrogadas durante 2024 y 2025. La provincia impulsó este mecanismo para garantizar la seguridad de las instalaciones y evitar la interrupción de la producción en áreas con plazos vencidos.

El Decreto N° 548/26 incluyó además una definición sobre el área Las Bases, cuya licitación fue declarada desierta debido a la ausencia de ofertas. Como resultado, la administración y control de ese bloque permanecerán bajo la órbita de la provincia de Río Negro.

Horacio Marín proyecta exportaciones energéticas por US$50.000 millones

La posibilidad de que la industria energética argentina multiplique sus exportaciones durante la próxima década fue uno de los principales ejes de la presentación de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, durante el 12° Latam Economic Forum. El ejecutivo expuso las proyecciones de crecimiento vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta, el petróleo y el gas natural licuado.

Según explicó, la estrategia impulsada por la compañía busca posicionar a la Argentina como un proveedor relevante en los mercados internacionales de energía. En ese marco, sostuvo que las estimaciones más recientes de la empresa muestran un potencial exportador superior al que se proyectaba pocos años atrás.

“El objetivo es que Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares a partir del 2031 en Oil&Gas. El último número que tenemos internos es 50.000 millones de dólares que vamos a exportar entre el 31 y el 32”, afirmó Marín al describir el escenario que proyecta la compañía para el sector.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

Las exportaciones energéticas como fuente de divisas

El titular de YPF consideró que el crecimiento de las exportaciones de petróleo y gas podría modificar de manera estructural la economía argentina. A su entender, el aporte de divisas provenientes del sector permitiría sumar una nueva fuente de ingresos externos en una escala inédita para el país.

“Esto significa que a la Argentina, con la energía, le ponemos la segunda turbina del avión y despega. Con las dos turbinas los aviones despegan; con una no despegaba”, señaló el ejecutivo al explicar el papel que podría desempeñar la actividad energética en los próximos años.

Las perspectivas de crecimiento, según indicó, están estrechamente ligadas al potencial de Vaca Muerta, una formación que calificó como competitiva frente a los principales desarrollos no convencionales de Estados Unidos. En ese sentido, remarcó que la calidad de la roca permite compensar limitaciones asociadas a infraestructura y logística.

Petróleos Sudamericanos (PS) consolidó un crecimiento exponencial en la producción de petróleo durante el primer trimestre de 2026.

El desafío de escalar el desarrollo de Vaca Muerta

Marín sostuvo que la expansión de la producción requiere una coordinación creciente entre los distintos operadores que trabajan en la cuenca neuquina. En ese contexto, explicó que YPF busca asumir un rol de liderazgo orientado a generar sinergias y reducir costos para toda la industria.

“YPF tenía que liderar, no para pasar por arriba a los demás, sino para colaborar. Si todos colaboramos, las inversiones por unidad de producción son menores y todos ganamos más plata”, afirmó durante su exposición.

El ejecutivo también planteó la necesidad de ampliar la formación de trabajadores especializados para acompañar el crecimiento previsto del sector. En esa línea, mencionó la creación del Instituto Vaca Muerta, una iniciativa destinada a la capacitación y certificación de personal para la industria energética.

Inversiones y transformación de YPF

De acuerdo con las estimaciones presentadas por Marín, el conjunto de las empresas vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta podría movilizar inversiones cercanas a los US$130.000 millones durante los próximos años. Según señaló, ese flujo de capital tendría impacto tanto sobre el empleo como sobre la actividad económica.

Otro de los puntos centrales de la presentación fue el denominado Plan YPF 4×4, la estrategia corporativa implementada por la compañía para concentrar recursos en activos considerados estratégicos. El programa incluye el desarrollo del shale, la expansión petrolera, el negocio de GNL y la optimización del portafolio.

“Salimos de los campos maduros porque perdían mucha plata y no era lógico. Vendemos lo que no nos sirve y compramos donde hay ganancias, maximizando la eficiencia”, explicó el CEO al defender la decisión de desprenderse de áreas convencionales para concentrar inversiones en proyectos de mayor rentabilidad.

Tecnología y la apuesta al GNL

La incorporación de tecnología aplicada a la producción fue otro de los temas abordados por el ejecutivo. Durante su presentación destacó la implementación de nueve centros de operaciones remotas que permiten supervisar actividades productivas en tiempo real desde distintos puntos del país.

“Desde Buenos Aires manejamos equipos de perforación en Neuquén a 1.000 kilómetros. Fuimos la primera empresa que perforó pozos autónomos y hemos hecho la primera fractura autónoma del mundo”, aseguró Marín al referirse a los avances tecnológicos impulsados por la compañía.

Respecto del negocio de GNL, el directivo sostuvo que el proyecto avanza junto a socios internacionales y podría abrir una nueva etapa para las exportaciones argentinas de gas natural. Además, señaló que la iniciativa contempla una estructura financiera de gran escala para respaldar su desarrollo.

“Estamos buscando un project finance de 24.000 millones de dólares, que según JP Morgan es el más grande de la historia de Latinoamérica”, afirmó. También destacó los acuerdos alcanzados con compañías internacionales para avanzar en las distintas fases del proyecto.

En el tramo final de su exposición, Marín proyectó que YPF cerrará la década entre las principales empresas de hidrocarburos no convencionales del mundo. “Dejaremos una empresa que será top 10 de las mayores en no convencionales del mundo, el primer exportador de Argentina y con un downstream de clase mundial”, sostuvo ante los asistentes al encuentro.