Horacio Marín consideró que los consumidores “no iban a poder aguantar” los aumentos completos de los combustibles

La evolución de los precios de los combustibles volvió al centro del debate público en medio de la volatilidad internacional. En este marco, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó cómo la compañía enfrentó el impacto de la guerra en el valor del crudo y qué criterios siguió para definir los ajustes en surtidores.

En diálogo con radio Splendid, el ejecutivo remarcó que la empresa buscó preservar el vínculo con los consumidores y evitar saltos abruptos que pudieran profundizar la caída del consumo interno. Marín aseguró que aplicar de inmediato todo el incremento internacional hubiera generado un efecto adverso en la economía doméstica.

Una decisión basada en consumo, demanda y reputación

Marín recordó que el escenario se volvió crítico cuando los precios internacionales del crudo saltaron cerca de 50 dólares por barril en cuestión de días. Ante esa situación, reunió al comité ejecutivo y planteó su preocupación por el efecto inmediato que tendría un traslado pleno a los surtidores.

“Yo tengo acá una preocupación. Tenemos 90% de margen positiva. Nos debemos a los consumidores porque son nuestros clientes. Esta es una situación transitoria, una guerra transitoria donde lleva los precios y un incremento de hasta 50 dólares por barril. Trasladarlo el primer día sería un golpe enorme al consumo”, aseveró.

Asimismo, Marín señaló que, desde una perspectiva de oferta y demanda, pasar de 70 a 120 dólares implicaba un salto que podía provocar una caída severa en el consumo, además de un impacto social difícil de sostener.

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

El compromiso de precios “honestos y morales”

El CEO sostuvo que el objetivo no era especular ni aprovechar la volatilidad global. Recordó que hace aproximadamente un año y medio hizo un compromiso público al afirmar que YPF tendría una política de precios “honesta y moral”.

“Nosotros vemos los resultados, generamos valor para los accionistas, pero también miramos a nuestros clientes. No vamos a especular. Cuando sube, sube; cuando baja, baja. No vamos a sostener aumentos artificiales”, consideró.

El ejecutivo destacó que la reputación de la empresa es un activo estratégico. “YPF es una empresa centenaria, es la marca de Argentina, y la gente debe sentir que no especulamos con ella”, afirmó Horacio Marín.

Impacto real, servicio y relación con el cliente

Marín afirmó que la empresa decidió trasladar solo el impacto real de los costos propios, sin adoptar el aumento total marcado por los mercados. Para ello, implementó un monitoreo diario del efecto en la estructura interna de costos.

“Decidimos trasladar al surtidor únicamente el impacto real en los costos. Día a día vamos viendo y ajustamos en función de eso, no en función del ruido internacional”, agregó.

El CEO también subrayó la importancia del servicio en las estaciones de la red YPF: baños limpios, buena gastronomía y atención diferencial. Todo, dijo, forma parte del vínculo de largo plazo que buscan sostener con los usuarios.

YPF redujo la importación de combustible.

Caída en el consumo y ajuste con “buffer”

Además, Marín reveló que la empresa detectó una baja en el consumo en las últimas semanas. Por ese motivo decidieron administrar las variaciones con un margen de amortiguación.

“Ahora vemos que hay una bajada de consumo y por eso estamos haciendo un buffer”, indicó.

Por qué YPF perdió un billón de pesos a pesar del éxito en Vaca Muerta

YPF atraviesa una paradoja financiera sin precedentes en su historia reciente. Mientras sus operaciones en Vaca Muerta generan ganancias récord y una eficiencia técnica envidiable, el balance consolidado del 2025 muestra un número en rojo que impacta. La compañía cerró el ejercicio con una pérdida neta superior al billón de pesos.

Este resultado negativo no surge de una crisis operativa, sino de un proceso de sinceramiento fiscal y contable. La firma reportó un resultado operativo positivo de 2.279.171 millones de pesos, pero factores extraordinarios vinculados a la regularización de deudas impositivas y la salida de los campos maduros terminaron por arrastrar la cifra final hacia el terreno de las pérdidas.

“El principal factor que arrastró el resultado final a terreno negativo fue un cargo impositivo extraordinario de 1.520.119 millones de pesos. Esto se debió a la adhesión de la firma a un régimen de regularización para saldar controversias con las autoridades fiscales por el cómputo de quebrantos impositivos”, informaron desde la compañía.

Radiografía de un rojo extraordinario

Para alcanzar la cifra final de pérdida, el informe detalla un impacto impositivo masivo. El cargo total por impuesto a las ganancias ascendió a 2.394.827 millones de pesos en 2025. Este monto incluye la decisión de cerrar litigios de años anteriores por los quebrantos impositivos actualizados por inflación, buscando dar una previsibilidad jurídica definitiva a la empresa.

Sin embargo, el costo fiscal no fue el único peso en la balanza. La empresa reconoció pérdidas en su segmento de Upstream debido a la devaluación de sus pozos antiguos. Estos bloques convencionales mostraron una declinación natural más severa de lo proyectado, obligando a un ajuste contable millonario para reflejar su valor real de mercado antes de su venta definitiva.

“La Sociedad reconoció una pérdida por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta por 517.862 millones de pesos, generada principalmente por la declinación más pronunciada de los campos y la menor producción esperada a partir de su comportamiento”, detallaron desde la empresa.

YPF logra un nuevo récord.

El éxodo masivo del convencional

Bajo el denominado Proyecto Campos Maduros, la firma inició la desinversión en 46 áreas distribuidas en todo el país. La venta de bloques convencionales le permitió a la compañía liberara recursos técnicos valiosos para que cada peso del Capex sea destinado exclusivamente a Vaca Muerta.

Este retiro estratégico también involucró costos operativos de transición que golpearon el balance. Se registraron cargos por materiales obsoletos que sumaron 253.025 millones de pesos y provisiones millonarias para la optimización de personal de terceros.

“Esta disposición de activos relacionados con campos maduros es consistente con los planes de gestión de la Sociedad, que considera que la racionalización del portafolio Upstream convencional es una de las palancas sobre las cuales se basa la estrategia de YPF”, afirmaron desde la compañía.

Inversión récord para el despegue

A pesar del rojo final, el nivel de inversiones alcanzó cifras nunca antes vistas en la industria nacional. El despliegue de capital en propiedades, planta y equipo superó los 27,6 billones de pesos. La mayor parte de este flujo fue directo a las entrañas de Vaca Muerta, financiando el desarrollo de pozos horizontales y nuevas instalaciones de tratamiento de crudo.

La apuesta por el no convencional se complementa con obras de infraestructura masiva como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Este megaproyecto, liderado por la asociada VMOS, ya consiguió financiamiento internacional por 2.000 millones de dólares.

“YPF realiza estimaciones de recursos y reservas consistentes con los planes de gestión de la Sociedad, con foco en las actividades e inversiones en yacimientos no convencionales, que considera es una de las palancas en las que se basa la estrategia”, consideraron desde la compañía.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

 

 

El horizonte del GNL nacional

El balance de 2025 también sienta las bases para el ambicioso Proyecto Argentina LNG. Junto a socios, YPF planea exportar GNL desde las costas de Río Negro. Este plan contempla un horizonte de veinte años y requiere la estabilidad financiera que la regularización de los quebrantos impositivos pretende garantizar a largo plazo.

La solidez operativa es indiscutible al observar el flujo de efectivo. Al cierre del año, YPF mantenía en caja 1.352.703 millones de pesos, superando las disponibilidades del ejercicio anterior. Esto demuestra que la petrolera tiene fondos necesarios para ejecutar sus planes de expansión, a pesar de que el resultado contable final fuera afectado por cargos extraordinarios de carácter no recurrente.

“La petrolera impulsa el ‘Proyecto LNG’ para procesar gas de Vaca Muerta mediante plantas flotantes de licuefacción en Río Negro. Este plan contempla un horizonte de exportación a 20 años y la construcción de un gasoducto dedicado exclusivamente para este fin”, detallaron.

Cómo es el plan de optimización y eficiencia que impulsa Clear en Las Heras

La actividad de Clear Petroleum en el clúster Las Heras – Cañadón Escondida se definió por un plan de trabajo basado en la optimización, la reducción de riesgos y la implementación de soluciones técnicas adaptadas a las condiciones actuales del sistema productivo.

En diálogo con eolomedia, Leonardo Deccechis, director de negocio Upstream de Clear Petroleum, analizó la situación de contexto y los desafíos operativos. “El foco hoy está en hacer más eficiente la operación y trabajar sobre los activos existentes”, explicó Deccechis.

El enfoque inicial está puesto en la reactivación de pozos, el fortalecimiento de la infraestructura y la mejora en la gestión del reservorio. A través de intervenciones progresivas, la compañía busca sostener la producción y generar información clave para futuras decisiones operativas.

Las metas de Clear

En este marco, Clear avanza con un esquema intensivo de intervenciones sobre pozos, priorizando aquellos con potencial de recuperación y optimizando el uso de equipos y recursos en campo. Esta dinámica permite generar mejoras graduales en la producción, con un enfoque de bajo riesgo y alta eficiencia.

“Estamos priorizando intervenciones de menor riesgo, que nos permitan recuperar producción y entender mejor el comportamiento del campo”, señaló el directivo.

Uno de los ejes centrales del plan es la mejora en la gestión del reservorio, con especial foco en la relación entre los fluidos y la eficiencia de los sistemas de inyección. El objetivo es optimizar el desempeño general del campo y asegurar una operación más estable en el tiempo.

Clear Petroleum crece en Santa Cruz.

Herramientas y oportunidades

En este sentido, el uso de herramientas como el workover, el monitoreo continuo y el análisis de datos permite avanzar con acciones concretas, reduciendo tiempos de respuesta y mejorando la toma de decisiones.

Además, la compañía trabaja en la identificación de nuevas oportunidades dentro del área, a partir de un enfoque selectivo que integra variables técnicas, operativas y económicas desde las primeras etapas de evaluación.

“La clave es tomar decisiones con información y avanzar de manera gradual, asegurando la viabilidad de cada paso”, agregó.

Tecnología aplicada y trabajo conjunto

La tecnología aparece como el principal sostén de esa transición. Deccechis destacó el rol de la digitalización, la inteligencia artificial y el monitoreo remoto como herramientas que hoy permiten reducir tiempos de decisión y mejorar la eficiencia operativa con costos significativamente menores que en el pasado.

En paralelo, el equipo de estudios de la compañía trabaja en la identificación de áreas con potencial remanente. La idea es enriquecer el conocimiento geológico del clúster y detectar oportunidades que puedan convertirse en desarrollos de menor riesgo.

En el corto plazo, la prioridad es estabilizar el campo, recuperar pozos existentes y generar información confiable que permita reducir la incertidumbre geológica. No se trata de correr ni de saltar, sino de lograr que el sistema vuelva a caminar con estabilidad.

Un desempeño marcado por la sinergia

Como parte de esta estrategia, Clear también promueve el intercambio de experiencias y la articulación con otras operadoras del clúster, en un esquema de trabajo coordinado que contribuye a la estabilidad del sistema productivo.

Este modelo colaborativo resulta clave en operaciones con infraestructura integrada, donde la eficiencia y la coordinación impactan directamente en el desempeño general. “Es fundamental trabajar de manera articulada para sostener la operación en este tipo de activos”, aseguró Deccechis.

El crecimiento de Vaca Muerta vuelve a presionar al midstream

La actividad en Vaca Muerta volvió a sorprender al marcar niveles históricos durante los primeros meses de 2026. Así lo afirmó Ernesto Díaz, vicepresidente de Rystad Energy para Latinoamérica, quien destacó que la formación “entró en una nueva fase de aceleración” que supera ampliamente las proyecciones realizadas por la consultora en informes previos.

En una publicación en LinkedIn, Díaz explicó que dos indicadores anticipan el crecimiento: los pozos iniciados y las etapas de fractura. Ambos alcanzaron máximos nunca registrados. En marzo se contabilizaron alrededor de 55 pozos spud, mientras que el primer trimestre del año superó las 3.000 etapas de fractura, lo que marca un hito para el shale argentino.

Para el analista, estos valores no representan simples métricas operativas, sino los mejores predictores del aumento de producción futura. Son señales tempranas y altamente confiables de que el desarrollo de la roca madre encara un ciclo de expansión mucho más agresivo que el observado en años anteriores.

Una actividad que se triplica en pocos años

Según datos históricos, la cuenca pasó de perforar entre 10 y 15 pozos mensuales durante 2018 y 2019 a niveles superiores a los 50 pozos por mes en 2026. Para Díaz, esta dinámica implica más que un crecimiento sostenido: se trata de “una multiplicación por tres en menos de cinco años”, con efectos directos en la oferta de petróleo y gas.

La tendencia también se repite en las completaciones. Mientras que hace seis años se realizaban entre 500 y 800 etapas de fractura por mes, el sistema hoy opera en un rango que supera las 2.000 y alcanza picos de más de 3.000. Este salto, en palabras del especialista, implica “una escala brutal en productividad”.

El efecto sobre la curva de producción es prácticamente inmediato. Los pozos perforados hoy impactan entre seis y doce meses después, mientras que las fracturas muestran resultados en un plazo aún más corto. Por eso, Díaz considera que el crecimiento de la producción ya está asegurado para todo 2026 e incluso para 2027.

Oldelval avanza con el proyecto Duplicar Norte.

Midstream, el nuevo límite del sistema

El vicepresidente de Rystad remarcó que el verdadero desafío ya no está en el upstream. A medida que aumenta la extracción, también crece la producción de gas asociado y líquidos del gas natural (NGLs), lo que tensiona la capacidad disponible para evacuar y procesar los volúmenes incrementales.

En este sentido, la infraestructura de transporte, procesamiento y fraccionamiento se convierte en el principal cuello de botella. La consultora advierte que el sistema está entrando en una etapa donde la escala supera lo que el midstream puede absorber sin nuevas inversiones de magnitud.

Díaz consideró que este escenario redefine la historia de Vaca Muerta, que deja atrás una fase de crecimiento continuo para entrar en un ciclo marcado por la escala y las limitaciones logísticas. Para los inversores, este contexto abre oportunidades muy concretas en segmentos donde la presión ya se percibe con fuerza.

Según sus estimaciones, el nivel actual de actividad permitiría proyectar un crecimiento de entre 30% y 40% en la producción, lo que incrementaría las exigencias sobre la evacuación de gas, la capacidad de procesamiento y la infraestructura de fraccionamiento de NGLs, áreas donde se concentrarán las inversiones estratégicas del próximo ciclo.

Halliburton superó las mil etapas de fractura en Vaca Muerta

Marzo no solo significó un nuevo techo histórico para el fracking de Vaca Muerta, sino que se convirtió en una marca top para la actividad de una empresa de servicio en particular: Halliburton. Los trabajadores de mamelucos rojos fueron una pieza clave para el récord de 2.616 punciones en el segmento shale.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, Halliburton completó 1.147 punciones, lo que traduce en el 44% de las operaciones totales en la roca madre.

El podio del fracking

La compañía cumplió con las tareas demandadas por cuatro operadoras: completó 590 operaciones para YPF, realizó 209 fracturas para Pampa Energía, desarrolló 129 trabajos para Pluspetrol Cuenca Neuquina (que está vinculada a los bloques Bajo del Choique – La Invernada) y se encargó de las 156 punciones solicitadas por Shell.

La competidora directa de Halliburton es SLB. La firma de mamelucos azules completó 600 etapas de fractura, lo que significó el 23% de las operaciones totales en la formación no convencional. Sus operaciones se explicaron por los encargos de dos operadoras: YPF solicitó 526 fracturas y Vista Energy requirió 74 punciones.

El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.

El podio fue completado por Calfrac. La compañía se afianza en el tercer lugar del fracking de empresas de servicio y sigue creciendo con proyección a quedarse con el segundo puesto de la actividad. En total, completó 382 operaciones, que se dividen en 207 para Vista Energy, 160 para Pan American Energy (PAE) y 15 paraPluspetrol CN.

Los sets de fractura en Vaca Muerta

Tenaris también registró un crecimiento en sus registros. La empresa del Grupo Techint completó 263 etapas de fracturas que se distribuyeron entre 138 para Tecpetrol, 98 de Phoenix Global Resources y 27 para TotalEnergies.

Asimismo, Servicios Petroleros Integrales (SPI) cerró el informe con 224 punciones y todas fueron requeridas por Pluspetrol. Hay que destacar que la actividad de esta división está destinada a los trabajos en La Calera.

YPF y los combustibles: “Desde que empezó la guerra aumentamos un tercio de lo que correspondía”

El conflicto en Medio Oriente sigue presionando los precios internacionales del crudo y el mundo entró en una fuerte volatilidad. Argentina no es ajena a esta situación y Horacio Marín explicó que, pese a las subas de la cotización del Brent, YPF solo aplicó un tercio del ajuste que correspondía.

En diálogo con radio Mitre, el presidente y CEO de la empresa de mayoría estatal, reafirmó que la estrategia está enfocada en proteger al consumidor argentino evitando una corrección abrupta del precio en los surtidores.

Marín subrayó que trasladar el incremento total hubiese generado un impacto inmediato en la inflación y habría sido interpretado como una maniobra oportunista en medio de una crisis internacional.

Asimismo, el ejecutivo describió que la compañía se “congeló” en los valores de febrero, convencida de que el salto internacional sería transitorio y destacó que aplicar un aumento significativo con riesgo de revertirlo semanas después hubiera afectado la credibilidad de la empresa y alimentado la percepción de especulación.

Las razones detrás de la decisión

“Desde que empezó la guerra, YPF aumentó un tercio de lo que tendría que haber aumentado. Nos debemos al consumidor y no podíamos aplicar un ajuste tan grande. Si lo hacíamos y después bajaba, la gente iba a decir: ‘YPF especula’”, subrayó el pope de la empresa.

“Ganar unos millones más en una empresa que factura 20.000 millones de dólares es especulación. No estamos para eso, estamos para hacer lo que le conviene a la gente”, agregó.

Marín explicó que tanto YPF como el resto de las refinadoras actuaron con responsabilidad frente a la volatilidad internacional y reconoció que un traslado directo del Brent habría sido injustificado. “Lo que hicimos fue proteger al consumidor en un momento de enorme incertidumbre”, afirmó.

La visión sobre los precios futuros

Al analizar el escenario internacional, Marín señaló que la suba del Brent después de los ataques a infraestructuras energéticas generó una situación excepcional. Sin embargo, insistió en que YPF no podía responder con aumentos automáticos frente a una escalada cuyo alcance todavía es incierto.

Aunque el petróleo podría estabilizarse a un nivel más alto que antes del conflicto, el CEO indicó que eso no implica correcciones inmediatas en el mercado interno y ponderó que la política de precios de YPF seguirá siendo gradual y basada en criterios técnicos, no en variaciones diarias o semanales del mercado global.

También explicó que cualquier ajuste será analizado con cuidado y que la empresa prefiere evitar “picos bruscos” que afecten el poder adquisitivo y la inflación.

Pampa emitió ON por 200 millones de dólares a 3 años de plazo

Pampa Energía emitió una nueva serie de Obligaciones Negociables por 200 millones de dólares a tres años. La compañía había lanzado la operación por 100 millones, ampliable a 200 millones, y recibió ofertas por más de 425 millones, más de cuatro veces el monto inicial y más del doble del finalmente emitido. El factor de prorrateo fue de 87,7279%.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Se trata de una colocación destacada en el mercado local por el monto alcanzado, el plazo obtenido y la tasa lograda. Refleja la confianza del mercado en Pampa y nos permite seguir mejorando nuestra estructura de financiamiento para acompañar nuestros planes de inversión

El capital de las Obligaciones Negociables Clase 27 será amortizado en un único pago en la fecha de vencimiento del 1 de abril de 2029. Además, la emisión recibió de FIX la calificación “AAA(arg)” con perspectiva Estable, que representa la máxima calificación crediticia en la escala local.

Pampa Energía acelera en shale oil.

Seguir creciendo en Vaca Muerta

La operadora confirmó que incrementará su producción de gas en 10 millones de metros cúbicos en los próximos 3 años. Horacio Turri, director E&P de la compañía, sostuvo que Pampa participará en la ampliación del Gasoducto Perito Moreno donde los productores podrán sumar 14 millones de metros cúbicos de capacidad de gas adicional entre Neuquén y Buenos Aires, de los cuales 12 Mm3 van a las zonas del Gran Buenos Aires y 2 Mm3 a Bahía Blanca.

“Estamos con la posibilidad de conseguir del orden de los 3 millones y medio de metros cúbicos sobre esa ampliación a partir de un prepago entre 3.100 y 3.500, todavía tenemos que terminar de definirlo, eso implica una inversión en el prepago de cerca de 240 millones de dólares que nos va a permitir acceder al mercado de invierno con gas adicional”, consideró.

“Tenemos 3.500 a partir de la desregulación, 3.500 más o 3.200 lo que fuera a partir de la IP, estamos casi hablando de 7 millones de metros y adicionalmente a eso somos partícipes también del proyecto del LNG, con lo cual se suman en una primera instancia 2 millones y medio cuando esté el primer barco y hasta 6 en la segunda instancia cuando ya esté el segundo barco disponible”, describió.

“En definitiva, en resumen, lo que estamos diciendo es que Pampa va a cambiar su perfil de producción de gas y lo va a incrementar en aproximadamente 10 millones de metros en los próximos 3 años”, subrayó.

Pampa Energía quiere crecer en el shale oil.

La ventana del shale oil

Por otro lado, Pampa continúa desarrollando su proyecto en Rincón de Aranda. El bloque es el primer desarrollo en la ventana petrolera de Vaca Muerta y genera grandes expectativas en la compañía.

“Arrancamos sobre fines del 24, principios del 25, prácticamente sin producción. Estamos hoy en 22 mil barriles por día, aproximadamente, todo esto con instalaciones temporales de producción que montamos especialmente para esta primera etapa”, aseguró Turri.

“En paralelo, estamos construyendo nuestra planta definitiva de tratamiento de crudo, que va a tener una capacidad de 45 mil barriles por día. Llevamos 40 pozos perforados durante este año, 26 completados. Tenemos para perforar unos 25 adicionales en el 2026 y completar 25 más, con el objetivo de llegar hacia fines del 2026 a los 28o mil barriles, y ya, con la entrada de la planta definitiva, escalar hasta 45 mil barriles hacia mediados del 2027. Así que es una apuesta bastante ambiciosa”, ponderó.

La escasez de petróleo ya es real y Argentina debe moverse rápido con Vaca Muerta

El conflicto de Medio Oriente sacude el mundo. Las repercusiones no se hicieron esperar y el planeta ingresó en una etapa de incertidumbre total. Las alarmas sobre la dinámica del mercado energético se dispararon y se espera que la volatibilidad marque el rumbo debido a escasez de petróleo y gas. Sin embargo, el escenario es ideal para Vaca Muerta.

El vicepresidente de Rystad Energy para Latinoamérica, Ernesto Díaz, sostuvo que el sistema atraviesa una transición hacia una “fase distinta” de la crisis, marcada no solo por precios altos, sino por escasez física de petróleo, lo que tendrá implicancias macroeconómicas profundas.

Esa combinación de tensiones está generando un movimiento global que, a diferencia de otros shocks, excede la volatilidad del barril. Para Díaz, el problema está mutando hacia un escenario de estanflación energética, donde la inflación convive con un debilitamiento del crecimiento y un mercado incapaz de acomodar la oferta.

El especialista remarcó que este fenómeno ya empieza a ser visible en distintas regiones. En su lectura, el epicentro actual se ubica en Asia, donde varios países enfrentan señales claras de estrés energético vinculadas a costos, disponibilidad de combustibles y límites fiscales.

Asia y Europa en alerta por la escasez física

Los primeros impactos concretos aparecen en economías emergentes. Filipinas declaró una emergencia energética, mientras que Tailandia eliminó subsidios que provocaron aumentos inmediatos en los combustibles. Asimismo, Indonesia enfrenta restricciones en el sector petroquímico.

Díaz consideró que se trata de “destrucción de demanda forzada”, un evento que no estaba plenamente incorporado por los mercados.

En paralelo, Europa todavía mantiene un nivel de protección mayor gracias a inventarios equivalentes a 70–90 días de consumo. Sin embargo, Díaz advirtió que el margen es limitado y proyectó que, de mantenerse la tendencia actual, la región podría experimentar “tightness” en cuatro a ocho semanas y una escasez más generalizada entre ocho y doce semanas.

La lectura macro que plantea Rystad Energy es similar a la de otros analistas internacionales: mayor volatilidad financiera, inflación proyectada en torno a 4% para el G20 y un deterioro simultáneo de los principales indicadores manufactureros globales. En este cuadro, la energía vuelve a convertirse en el driver central del ciclo económico.

Las oportunidades para Argentina

En este contexto global, Díaz afirma que la situación abre una ventana estratégica para Argentina, especialmente para el desarrollo y la exportación desde Vaca Muerta. La escasez física de crudo fortalece el valor del petróleo exportable, así como las perspectivas futuras para el LNG, el LPG y el gas regional.

El ejecutivo señaló que el shale argentino deja de ser únicamente una historia de crecimiento y pasa a consolidarse como un “activo crítico” dentro del mapa global de seguridad energética. El posible desbalance entre oferta y demanda internacional aumenta el atractivo de recursos estables y de bajo riesgo geopolítico.

A ese escenario se suma un impulso adicional sobre las decisiones de inversión. Díaz afirmó que los precios altos combinados con riesgos crecientes de disrupción en el suministro mejoran la economía de proyectos midstream, aceleran la necesidad de infraestructura y refuerzan la urgencia de avanzar con un proyecto de GNL argentino competitivo.

Sin embargo, la advertencia apunta a la posibilidad de que Argentina no logre capitalizar esta oportunidad. En este marco, Díaz remarcó que el país debe escalar infraestructura, reducir cuellos de botella locales y garantizar estabilidad regulatoria. “La pregunta ya no es si puede, sino si va a hacerlo a tiempo”, subrayó.

VMOS marca un nuevo hito: se probó el tanque principal de Allen

La obra del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) sumó un avance clave con la finalización de la prueba hidrostática del tanque principal de la Cabecera de Bombeo Allen, una de las infraestructuras centrales del sistema que conectará la producción neuquina con la terminal de Punta Colorada, en Río Negro. El ensayo validó la resistencia estructural y los estándares de seguridad requeridos.

El tanque, con una capacidad de 70.000 metros cúbicos, fue sometido a un proceso de llenado controlado durante 14 días, equivalente al volumen transportado por más de 1.500 camiones cisterna. La prueba, ejecutada por AESA, permitió verificar su integridad y habilitar la siguiente fase del montaje, que contempla la instalación de un domo de aluminio y una membrana flotante.

Para la compañía, el resultado fue presentado como un hito técnico y operativo. El llenado se realizó en los tiempos previstos, sin desvíos y bajo procedimientos coordinados con empresas locales y autoridades provinciales. Este avance consolida el rol de AESA en la ejecución de infraestructura crítica para la expansión logística del petróleo de Vaca Muerta.

Un avance que impulsa la infraestructura exportadora

La prueba hidrostática del tanque de Allen forma parte de una cadena de obras que busca expandir la capacidad de transporte y almacenamiento del shale argentino. El proyecto VMOS, impulsado por las principales compañías del sector, permitirá incrementar los envíos hacia mercados internacionales a través de la terminal de Punta Colorada, actualmente en etapa de adecuación.

El sistema incluye nuevas estaciones de bombeo, ampliación de ductos y desarrollo de infraestructura de superficie. En este contexto, la cabecera de Allen funcionará como punto estratégico de acopio previo al bombeo hacia la costa rionegrina. La instalación del domo y la membrana flotante permitirá reducir venteos y mejorar la seguridad ambiental del complejo.

El avance del proyecto se completa con la finalización del cruce del río Negro, una de las obras más desafiantes del trazado. El cruce, de 800 metros totales y 700 metros de cañería de 30 pulgadas, se realizó mediante un proceso de perforación horizontal dirigida, tecnología que evita abrir zanjas y minimiza el impacto sobre el lecho del río y su entorno.

Minimizar impactos y garantizar seguridad

La perforación dirigida requirió un túnel piloto inicial, que luego fue ampliado mediante sucesivas etapas hasta alcanzar el diámetro necesario para la instalación del ducto. En todo el proceso se utilizaron lodos biodegradables para estabilizar el túnel, remover el suelo y facilitar el desplazamiento del tramo de cañería hacia su posición final en la margen sur del río.

Esta técnica es considerada fundamental para proyectos de transporte energético que deben cumplir con estrictos requisitos ambientales. En el caso de VMOS, su aplicación permitió completar una obra crítica sin afectar el curso del río ni alterar actividades productivas o urbanas cercanas. La perforación en sí fue ejecutada en 28 días, mientras que las tareas totales demandaron cinco meses.

Además del cruce, los avances se distribuyen en varios frentes simultáneos: el oleoducto Vaca Muerta–Río Negro, la estación Cabecera Allen, la estación de bombeo de Chelforó, la estación Santa Rosa y las obras en Punta Colorada. En conjunto, el proyecto registra un avance general del 58%, consolidándose como una de las obras energéticas más importantes del país.

Naftas con más bioetanol: el giro del Gobierno que puede frenar aumentos

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación dispuso una actualización en la especificación técnica de calidad de las naftas, elevando el límite máximo de oxígeno permitido hasta 5,6%. La medida busca ofrecer mayor flexibilidad a la industria y contribuir a mitigar posibles incrementos en el precio de los combustibles en surtidor, con el propósito de resguardar al consumidor.

La Resolución 79/2026 no altera el corte obligatorio de bioetanol ni suma exigencias adicionales para las refinadoras. El objetivo central es adecuar la normativa vigente para que, cuando una compañía lo considere oportuno, pueda incorporar de manera voluntaria hasta 15% de bioetanol en las naftas, siempre dentro de los parámetros de calidad establecidos.

En términos operativos, esta modificación brinda a las refinadoras un margen más amplio para definir la composición de los combustibles. Si deciden sumar una mayor proporción de bioetanol, podrán disminuir en la misma medida la presencia del componente fósil derivado del petróleo en la mezcla final.

El ajuste técnico se vincula con que el contenido de oxígeno en las naftas está directamente relacionado con el porcentaje de bioetanol incorporado. Por esta razón, para habilitar mezclas superiores sin afectar los estándares de calidad, resultaba necesario actualizar ese parámetro específico.

La medida tampoco introduce cambios en el régimen vigente para el biodiesel, dado que la especificación técnica actual del gasoil ya contempla mezclas de hasta 20%.

Con esta decisión, el Gobierno Nacional avanza en un esquema de regulaciones claras, adecuaciones puntuales y mayor flexibilidad operativa, con el fin de favorecer un funcionamiento más eficiente del mercado de combustibles y consolidar la protección de los usuarios.