San Antonio vuelve a perforar en Santa Cruz junto a Crown Point

El regreso de San Antonio Internacional (SAI) a Santa Cruz dejó de ser una posibilidad y pasó a formar parte de la planificación operativa de Crown Point para los próximos meses. La empresa de servicios volverá a trabajar en la provincia dentro del programa de perforación previsto sobre la formación D-129, una de las apuestas que hoy concentra expectativas en la zona norte santacruceña.

La confirmación llegó luego de varias conversaciones entre la conducción del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) y las autoridades de la operadora. A partir de esa definición, el sindicato tomó contacto con representantes de San Antonio para empezar a ordenar cuestiones operativas, necesidades de equipos y condiciones laborales vinculadas con la puesta en marcha de las tareas.

San Antonio conoce nuestros campos, conoce a nuestros petroleros y sabe cómo se trabaja en Santa Cruz. No llega a un territorio desconocido. Vuelve con experiencia acumulada y con una base importante para organizar bien esta etapa”, sostuvo Rafael Güenchenen, titular de SIPGER.

Un regreso con experiencia en los yacimientos

En el gremio valoran especialmente que se trate de una compañía que ya operó durante años en la provincia y que conoce tanto las características de los yacimientos como la dinámica de trabajo de los equipos locales. Esa experiencia previa aparece hoy como una ventaja para acelerar el reinicio de las operaciones.

SAI acompañará el programa de Crown Point previsto para 2026, que incluye tres nuevos pozos y desarrollos adicionales sobre la D-129. Su regreso coincide con una recuperación de la actividad de perforación en la zona norte y refuerza la capacidad de servicios necesaria para sostener ese movimiento.

“Que vuelva una empresa que se había ido y que vuelva a perforarse tiene un valor enorme. Es una señal concreta de que Santa Cruz conserva oportunidades y de que todo el esfuerzo realizado para sostener la actividad empieza a mostrar resultados”, afirmó Güenchenen.

La apuesta por la reactivación

El dirigente explicó que el sindicato viene trabajando desde hace más de un año para recuperar niveles de actividad y mejorar el rendimiento de las operaciones. Según señaló, ese proceso incluyó discusiones técnicas con las empresas y con los trabajadores para identificar qué necesitaba cada proyecto para volver a crecer.

“Hace más de un año que trabajamos para mejorar la eficiencia y la productividad de los equipos y de los pozos. Lo hacemos discutiendo con las empresas y con los trabajadores qué necesita cada operación para volver a crecer. La reactivación se construye con trabajo, acuerdos y decisiones concretas”, sostuvo el secretario general.

En esa línea, Güenchenen remarcó que la prioridad será acompañar el inicio de las tareas con organización, seguridad y una comprensión precisa de las exigencias operativas que tendrá el programa de perforación sobre la D-129.

Más allá de los tres pozos

“Tenemos que aprovechar esta oportunidad y hacer las cosas bien. Queremos que los trabajos comiencen ordenados, que se cuide a los trabajadores y que la operación pueda sostenerse y crecer”, expresó el titular del SIPGER.

Desde el sindicato sostienen que los tres pozos previstos no deberían representar un punto de llegada sino el comienzo de un programa más amplio. La expectativa es que la formación D-129 pueda demostrar su potencial y avanzar hacia una etapa sostenida de desarrollo.

“Ahora hay que seguir trabajando para que no sean solamente tres pozos. Queremos que la D-129 demuestre todo su potencial, que el programa se amplíe y que la perforación tenga continuidad. Cada resultado positivo tiene que servir para dar el próximo paso”, afirmó Güenchenen.

El dirigente también planteó que el retorno de San Antonio puede convertirse en una referencia para otras compañías de servicios que redujeron su presencia o dejaron de operar en Santa Cruz durante los últimos años.

“Esperamos que vuelvan más empresas de servicios. La provincia tiene recursos, conocimiento y una enorme experiencia acumulada. Esta oportunidad tiene que servir para recuperar capacidades que se perdieron y demostrar que Santa Cruz todavía tiene mucho para producir”, agregó.

Las conversaciones entre SIPGER, San Antonio y Crown Point continuarán durante la etapa de preparación de los trabajos. El objetivo inmediato es consolidar el regreso de la perforación en la zona norte y sentar las bases para ampliar el desarrollo de la D-129 con nuevos programas en los próximos años.

Offshore: licitan un bloque de 5.000 km2 en la Cuenca Argentina Norte

El Gobierno nacional dio un nuevo paso en su estrategia para ampliar la exploración de hidrocarburos offshore al poner en marcha el proceso de licitación de un nuevo bloque ubicado en el Mar Argentino. A través del Decreto 590/2026, publicado este miércoles en el Boletín Oficial, se instruyó a la Secretaría de Energía a convocar un Concurso Público Internacional para adjudicar los permisos de exploración del área CAN 200, localizada en la Cuenca Argentina Norte.

La decisión forma parte de la política oficial para impulsar la búsqueda de nuevos recursos de petróleo y gas, con el objetivo de incrementar las reservas del país, atraer inversiones y ampliar el desarrollo energético en la Plataforma Continental Argentina.

Un bloque en la Cuenca Argentina Norte

El área CAN 200 comprende aproximadamente 5.000 kilómetros cuadrados bajo jurisdicción nacional y fue incorporada al proceso licitatorio luego de que la empresa Challenger Energy Group PLC presentara una manifestación de interés el 14 de febrero de 2025 para realizar actividades exploratorias.

A partir de esa solicitud, el Ejecutivo resolvió avanzar con un proceso competitivo abierto a empresas nacionales e internacionales, mediante un Concurso Público Internacional que definirá quién obtendrá los permisos para desarrollar la exploración y, en caso de confirmarse recursos comercialmente viables, acceder posteriormente a una concesión de explotación.

El decreto sostiene que la exploración de hidrocarburos constituye una actividad estratégica para el país, ya que permite maximizar el aprovechamiento de los recursos naturales, generar nuevas inversiones y fortalecer el crecimiento económico mediante la creación de empleo y el desarrollo de la cadena de valor energética.

La convocatoria también busca ampliar el conocimiento geológico de una de las regiones con mayor potencial del offshore argentino, donde durante los últimos años se incrementó el interés de compañías internacionales por la posibilidad de descubrir nuevos yacimientos de petróleo y gas.

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El marco legal y las condiciones de la licitación

La medida se apoya, además, en la ampliación de los límites de la Plataforma Continental Argentina, reconocida internacionalmente luego de las recomendaciones emitidas en 2016 por la Comisión de Límites de la Plataforma Continental de las Naciones Unidas. Ese reconocimiento incorporó más de 1.782.500 kilómetros cuadrados al espacio marítimo sobre el cual Argentina ejerce derechos soberanos para la exploración y explotación de los recursos naturales del lecho y subsuelo marino.

En ese contexto, la Secretaría de Energía fue facultada para llevar adelante todos los actos administrativos necesarios para concretar la licitación. Entre sus atribuciones se encuentra la elaboración y aprobación del Pliego de Bases y Condiciones, documento que establecerá los requisitos técnicos, económicos y financieros que deberán cumplir las empresas interesadas.

El Gobierno busca que el proceso reúna a compañías con experiencia internacional y capacidad para afrontar proyectos de exploración en aguas marinas, una actividad que demanda elevados niveles de inversión, tecnología especializada y largos plazos de desarrollo.

Una vez iniciada la etapa productiva, los adjudicatarios deberán abonar las regalías hidrocarburíferas previstas en la Ley 17.319, que regula la actividad petrolera en Argentina.

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Arbitraje internacional y protección de los bienes del Estado

Otro de los aspectos contemplados en el Decreto 590/2026 es la posibilidad de incorporar cláusulas de prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales para la resolución de eventuales controversias derivadas de los contratos que se firmen.

No obstante, la norma aclara expresamente que esa disposición no implica una renuncia a la inmunidad de ejecución sobre determinados bienes considerados estratégicos para el Estado argentino.

Entre los activos protegidos figuran las reservas del Banco Central, los bienes de dominio público, los destinados a la prestación de servicios públicos esenciales, los bienes militares, el patrimonio cultural y todos aquellos alcanzados por las normas nacionales e internacionales sobre inmunidad soberana.

La OPEP recorta otra vez su previsión de demanda de petróleo por la crisis en Medio Oriente

La OPEP volvió a corregir sus proyecciones para el mercado petrolero mundial. En su informe mensual redujo por tercera vez consecutiva la estimación de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2026, que ahora calcula en 780.000 barriles diarios, una señal de que el escenario internacional continúa marcado por la incertidumbre.

El nuevo ajuste refleja el impacto que dejó el conflicto entre Irán y Estados Unidos, que alteró durante varios meses el funcionamiento del Estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más importantes para el transporte de crudo. Aunque la producción comienza a normalizarse, las tensiones en la región siguen condicionando las perspectivas del mercado.

Pese a esta revisión, la organización mantiene una visión menos pesimista que otros organismos, como la Agencia Internacional de la Energía. La OPEP considera que el consumo global resistió mejor de lo esperado durante la crisis y sostiene que la actividad económica podría fortalecerse durante la segunda mitad del año.

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Un escenario todavía condicionado por Medio Oriente

En el informe, la organización afirmó que el crecimiento de la economía mundial durante el primer semestre de 2026 mostró una resiliencia mayor a la prevista. También señaló que una eventual reducción de las tensiones geopolíticas podría convertirse en un factor positivo para la demanda energética en los próximos meses.

La entidad sostuvo que, si los mercados energéticos y los flujos comerciales recuperan estabilidad, el crecimiento económico mundial podría acelerarse. Esa expectativa explica que, mientras reduce la previsión para 2026, haya decidido mejorar el pronóstico correspondiente a 2027.

La nueva proyección implica un recorte respecto de la estimación anterior, que ubicaba el aumento de la demanda de petróleo en 970.000 barriles diarios para este año. En cambio, para 2027 la organización ahora espera un crecimiento de 1,94 millones de barriles diarios, unos 210.000 barriles más que en su cálculo previo.

La producción comienza a recuperarse

El informe también analiza la evolución de la oferta. La alianza OPEP+, integrada por los países miembros de la organización y productores asociados como Rusia, había acordado aumentar gradualmente la producción desde abril. Sin embargo, el cierre del Estrecho de Ormuz impidió cumplir con las cuotas previstas durante varios meses.

Con el acuerdo de paz transitorio entre Irán y Estados Unidos, parte de la producción del Golfo Pérsico comenzó a restablecerse. No obstante, los nuevos episodios militares registrados en las últimas semanas volvieron a generar preocupación sobre la continuidad de los envíos de crudo desde la región.

Según datos de fuentes secundarias utilizadas por la organización, la producción de la OPEP+ alcanzó en junio un promedio de 36,28 millones de barriles diarios, cerca de 3 millones de barriles por encima del nivel registrado en mayo. El informe también recuerda que las cifras de mayo incluyeron por última vez a Emiratos Árabes Unidos, país que abandonó oficialmente la OPEP y la alianza OPEP+ el 1 de mayo.

Vaca Muerta logró el mayor superávit de la balanza comercial de la historia

La balanza energética argentina volvió a marcar un hito en el primer semestre de 2026. El país alcanzó un superávit energético estimado en US$ 6.987 millones, el más alto registrado para una primera mitad de año, impulsado por el crecimiento de la producción de Vaca Muerta, el aumento de las exportaciones y una fuerte caída de las importaciones. Así lo señaló un informe elaborado por la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR).

El dato no solo refleja un cambio de tendencia respecto de años anteriores. También confirma el peso que ganó el sector de los hidrocarburos dentro del comercio exterior argentino. Según la entidad, el saldo comercial de la energía creció 87% frente al mismo período de 2025 y alcanzó un registro sin antecedentes para un primer semestre.

La explicación aparece, principalmente, en la expansión de la producción de petróleo y gas. La BCR proyecta que durante 2026 Argentina incrementará un 16% la extracción de petróleo y romperá el récord histórico alcanzado en 1998. En ese escenario, Vaca Muerta ya aporta más del 68% del petróleo y el 67% del gas producido en el país.

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Exportaciones en máximos e importaciones en mínimos

El crecimiento de la producción energética tuvo un impacto directo sobre las ventas externas. Las exportaciones de combustibles y energía habrían pasado de US$ 5.345 millones a más de US$ 8.118 millones durante el primer semestre, lo que representa un incremento cercano al 52%. Además, el sector ya explica más del 15% de las exportaciones argentinas, la mayor participación registrada en dos décadas.

Mientras las exportaciones avanzaron, las importaciones de combustibles siguieron el camino inverso. La Bolsa de Comercio de Rosario proyectó una baja del 29% en dólares respecto del mismo período del año pasado. De concretarse esa estimación, las compras externas del sector caerían al nivel más bajo desde 2007, mientras que su participación dentro de las importaciones totales sería la menor desde 1999.

El informe también analiza el contexto internacional. Durante el semestre, los precios del petróleo estuvieron atravesados por la escalada del conflicto en Medio Oriente, con episodios de tensión vinculados al Estrecho de Ormuz. Sin embargo, la entidad sostiene que el desempeño exportador argentino respondió mucho más al crecimiento de la producción que al efecto de los precios internacionales.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

Vaca Muerta explica casi todo el crecimiento

Los números respaldan esa afirmación. De acuerdo con el estudio, el 79% del aumento de las exportaciones energéticas registrado hasta mayo se explicó por mayores cantidades exportadas, mientras que solo el 21% respondió al incremento de los precios internacionales, según datos de comercio exterior del INDEC citados por la BCR.

Para la entidad rosarina, el desempeño de la cuenca neuquina seguirá siendo determinante durante el resto del año. Si las tendencias actuales se mantienen, las exportaciones de energía podrían superar los US$ 14.400 millones al cierre de 2026 y la balanza energética alcanzaría un nuevo récord histórico, con un saldo superior a los US$ 12.000 millones.

El próximo salto dependerá del VMOS

El informe también pone el foco en la infraestructura que acompañará el crecimiento productivo. La Bolsa de Comercio de Rosario destacó que la puesta en marcha del oleoducto VMOS entre Allen y Punta Colorada permitirá ampliar la capacidad de evacuación del crudo de Vaca Muerta. El proyecto prevé incorporar hacia fines de este año unos 190.000 barriles diarios adicionales y avanzar luego hasta una capacidad cercana a 390.000 barriles por día a mediados de 2027. En ese escenario, la entidad proyecta que las exportaciones de energía podrían superar los US$ 18.500 millones durante el próximo año.

Horacio Marín: “Los campos maduros tienen un costo de hasta 82 dólares por barril”

Horacio Marín llegó a la Bolsa de Comercio de Córdoba con la misma explicación que viene dando desde que asumió al frente de YPF: los campos maduros ya no cerraban en ningún balance. El ejecutivo mostró gráficos, comparó cuencas y volvió a poner en números lo que la petrolera decidió hace dos años.

“Por salir del convencional le generamos a los inversores 1.500 millones de dólares de ganancia por año”, subrayó Marín.

En este sentido, el pope de la empresa de mayoría estatal no habló de un ajuste contable menor y describió que la salida de los yacimientos convencionales fue la decisión que le permitió a YPF liberar recursos que antes se iban en sostener pozos con producción decreciente y costos crecientes, algo que la compañía arrastraba desde hacía años sin margen para revertirlo.

“Con los campos maduros, YPF perdía 1.500 millones de dólares por año, que eso es lo que hacía que no pueda financiar para crecimiento porque es justamente la capacidad de financiamiento que tenían, y lo sacamos”, subrayó.

Comparativa de costos y rentabilidad

El dato que ordenó toda la exposición fue el del lifting cost, el costo operativo de sacar cada barril de petróleo. Ahí Marín fue directo y puso el problema en una sola frase que resume el diagnóstico de la compañía sobre sus antiguos activos convencionales.

“Los campos maduros tienen un costo operativo, un lifting cost, de entre 25 la mejor y 82 la peor, y en Vaca Muerta tenemos entre tres y cuatro”, describió.

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La diferencia, explicó, no dejaba lugar a discusión sobre qué activos convenía sostener con la caja de la empresa. “Con la cantidad de recursos que teníamos para invertir, no era lógico que siga YPF ahí y pierda plata. Entonces generamos un ecosistema donde hay empresas medianas que entraron nuevas y que se genera mucho más trabajo y lo van a operar mucho mejor que YPF. Se imaginan que nosotros no podíamos poner un mango ahí porque no había posibilidad, porque no generamos valor”, afirmó.

El problema de la competitividad frente a EEUU

Marín también puso el foco en la comparación internacional, un ángulo que usa seguido para justificar el rumbo de YPF ante audiencias de inversores. Según su lectura, la brecha de costos con Estados Unidos explica buena parte de la baja rentabilidad que arrastraban los campos convencionales.

“Si vos te ponés abajo de Estados Unidos estás casi afuera. Nuestros campos maduros están abajo de Estados Unidos por eso sufren más, porque no son tan rentables”, aseveró.

El litio impulsó otro salto de la minería: los minerales crecieron hasta 54% en mayo

La minería argentina volvió a mostrar señales de fortaleza durante mayo. El Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) registró un crecimiento interanual de 9,2%, impulsado principalmente por la expansión del petróleo, el gas natural y el litio, mientras que el acumulado de los primeros cinco meses del año alcanzó una mejora de 7,8%, según informó el INDEC.

El desempeño del sector también dejó una señal positiva en la comparación mensual. La serie desestacionalizada mostró un incremento de 0,4% respecto de abril, mientras que la tendencia-ciclo avanzó 0,3%, lo que refleja que la actividad mantiene una trayectoria ascendente más allá de las variaciones propias de cada mes.

Detrás de esos números aparecen dos motores cada vez más determinantes para la producción minera. Por un lado, el crecimiento del petróleo no convencional, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta. Por otro, la expansión sostenida del litio, que continúa ganando peso dentro del mapa exportador argentino y explica buena parte del avance de los minerales industriales.

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El petróleo volvió a sostener el crecimiento

La categoría que reúne la extracción de petróleo crudo, gas natural y servicios de apoyo creció 6,7% frente a mayo de 2025 y acumuló una mejora de 5,6% en lo que va del año. Sin embargo, el dato más relevante volvió a concentrarse en el comportamiento del petróleo, que continúa siendo el principal impulsor de la actividad minera nacional.

La producción de petróleo crudo aumentó 19,2% interanual y acumula un crecimiento de 17,6% durante los primeros cinco meses del año. En cambio, el gas natural mostró un avance mucho más moderado, con una mejora de 5,5%, mientras que los servicios de apoyo para la extracción retrocedieron 21,4%, constituyendo el principal dato negativo dentro del segmento hidrocarburífero.

Las cifras oficiales muestran además el cambio estructural que atraviesa la producción argentina. En mayo se extrajeron 3,05 millones de metros cúbicos de petróleo no convencional, un volumen 38,5% superior al registrado un año antes. En contraste, la extracción de crudo convencional cayó 9,5%, una diferencia que refleja el creciente protagonismo de Vaca Muerta dentro del sector energético.

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Litio y minerales industriales mantuvieron el impulso

Otro de los pilares del crecimiento fue la extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación, que registró una suba interanual de 42,9% y acumuló un incremento de 34,2% entre enero y mayo. Dentro de ese grupo sobresalieron especialmente la producción de litio, la extracción de sal y los minerales destinados a la industria química, actividades que continúan expandiéndose al ritmo de la demanda industrial y energética global.

La categoría de minerales para la fabricación de productos químicos fue una de las que más creció dentro del informe. En mayo registró una suba interanual de 54,2%, mientras que el acumulado de los primeros cinco meses alcanzó un incremento de 52,9%. El principal aporte volvió a estar explicado por el carbonato de litio y otros minerales de litio, cuya producción aumentó 57,3% respecto del mismo mes de 2025.

También se destacó la extracción de sal, que exhibió el mayor crecimiento entre las principales actividades relevadas por el INDEC. La producción avanzó 128,9% en la comparación interanual y acumuló una mejora de 98,4% en lo que va del año, impulsada principalmente por el incremento de la producción de salmuera destinada a procesos industriales.

En paralelo, la extracción de minerales metalíferos mostró un comportamiento más moderado. El índice creció 1,5% frente a mayo del año pasado y acumuló un avance de 1,3%. Dentro del segmento sobresalió el aumento de 3,2% en la producción de plata y oro en concentrados, aunque el bullón doré registró una caída de 4,7%.

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Algunas actividades todavía no logran recuperarse

El informe también dejó en evidencia que no todos los rubros evolucionan al mismo ritmo. La extracción de rocas ornamentales cayó 19,7% interanual y acumula una baja de 6,1% en los primeros cinco meses del año. La mayor contracción correspondió a la producción de piedra laja, que registró un desplome de 95,7% respecto de mayo de 2025.

Otro segmento que permaneció en terreno negativo fue la extracción de piedra caliza y yeso, cuyo índice retrocedió 14,1% interanual. La principal incidencia estuvo vinculada a la menor producción de roca caliza destinada a la elaboración de cal y cemento, aunque el clínker mostró una mejora de 6,7% en el mismo período.

La extracción de arcilla y caolín también registró un desempeño desfavorable. El indicador descendió 13,1% frente a mayo de 2025 y acumula una retracción de 14% en el año. Entre los productos con mayores bajas figuró la zeolita natural y el limo arcilloso para ladrillos y cerámicas, con una caída de 44,5%.

Surinam encontró un tesoro bajo el mar: un descubrimiento de más de 1.000 millones de barriles de petróleo

Surinam acaba de dar un paso que puede cambiar por completo su futuro económico. El pequeño país sudamericano confirmó un nuevo y gigantesco descubrimiento de petróleo offshore que elevó los recursos recuperables identificados en sus aguas a más de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, un volumen que lo acerca al camino recorrido por Guyana y despierta el interés de toda la industria energética mundial.

La noticia fue anunciada por la petrolera Petronas, que confirmó nuevos hallazgos en el Bloque 52, ubicado frente a la costa atlántica de Surinam. Los resultados fortalecen el potencial de una región que, en apenas una década, pasó de ser una apuesta exploratoria a convertirse en uno de los mayores focos de inversión petrolera del planeta.

El descubrimiento proviene de los pozos Caiman-1 y SAC-1, perforados a profundidades superiores a los 4.500 y 5.000 metros, respectivamente. A estos resultados se sumó una evaluación positiva del pozo Roystonea-2, que confirmó la continuidad de importantes reservorios de hidrocarburos y aumentó las expectativas sobre el desarrollo comercial del bloque.

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La cuenca Guyana-Surinam confirma su enorme potencial

Petronas informó que ya suma ocho pozos exitosos en el Bloque 52, un dato que consolida la viabilidad geológica del área y respalda futuras inversiones multimillonarias. El desempeño exploratorio también fortalece la posición de la compañía como uno de los principales operadores del creciente polo energético de la cuenca Guyana-Surinam.

La cuenca Guyana-Surinam es considerada actualmente una de las provincias petroleras más prometedoras del mundo. El éxito obtenido por Guyana durante los últimos años, con múltiples descubrimientos offshore y un acelerado crecimiento de su producción, convirtió a la región en un destino prioritario para las grandes compañías internacionales.

Para Surinam, que cuenta con una población cercana a los 650.000 habitantes, el impacto económico podría ser transformador. Los futuros proyectos permitirían atraer miles de millones de dólares en inversiones, incrementar la recaudación fiscal, generar empleo de alta calificación y desarrollar una cadena de proveedores vinculada a la industria del petróleo y el gas.

La presidenta Jennifer Simons destacó que estos descubrimientos representan una oportunidad histórica para el país y constituyen la base de una nueva etapa de desarrollo energético. Las autoridades consideran que la explotación de estos recursos puede diversificar la economía nacional y fortalecer su posición dentro del mercado energético internacional.

Actualmente, Petronas opera el Bloque 52 con una participación del 80%, mientras que el 20% restante pertenece a Paradise Oil Company, subsidiaria de la empresa estatal Staatsolie. Además, la petrolera malasia mantiene presencia en otros bloques de exploración, reflejando su fuerte apuesta por el potencial de Surinam.

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Surinam se perfila como una potencia petrolera

Mientras avanzan las tareas exploratorias, Staatsolie continúa impulsando nuevas rondas de licencias para atraer inversiones internacionales. La empresa estatal ofrece oportunidades sobre más de 70.000 kilómetros cuadrados de áreas offshore, con el objetivo de acelerar la búsqueda de nuevos yacimientos y ampliar la base de recursos del país.

En paralelo, un consorcio encabezado por TotalEnergies trabaja en el desarrollo del proyecto GranMorgu, cuya producción comercial está prevista para 2028. Ese emprendimiento marcará el ingreso formal de Surinam al grupo de países productores de petróleo offshore y abrirá una nueva etapa para su economía.

El siguiente hito llegará este mismo año. Petronas prevé adoptar la decisión final de inversión (FID) para desarrollar parte de los descubrimientos realizados en el Bloque 52, incluyendo iniciativas vinculadas a la producción de gas natural, infraestructura y futuras exportaciones energéticas.

Con una sucesión de descubrimientos exitosos, inversiones en marcha y proyectos próximos a entrar en producción, Surinam avanza sobre la misma hoja de ruta que convirtió a Guyana en una de las economías de mayor crecimiento del mundo. Si los desarrollos continúan según lo previsto, el país podría consolidarse durante la próxima década como una de las nuevas potencias petroleras de América Latina y un actor estratégico dentro del mercado global de hidrocarburos.

Horacio Marín proyectó que Vaca Muerta generará más de 90.000 empleos

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que el desarrollo de Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para la Argentina al destacar el impacto que tendrá sobre el empleo, la infraestructura y la economía. Lo hizo a través de la segunda publicación de su newsletterMatchpoint” en LinkedIn, donde repasó las proyecciones laborales asociadas al crecimiento de la roca madre.

“El crecimiento de Vaca Muerta no solo está transformando la matriz energética del país, también está impulsando la generación de empleo y es una de las mayores oportunidades de desarrollo económico de las últimas décadas”, afirmó Marín.

Según explicó el ejecutivo, las estimaciones de la industria muestran que el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta podría generar un pico superior a 90.000 nuevos puestos de trabajo, mientras que entre 2027 y 2030 el promedio rondaría los 75.000 empleos adicionales, impulsados tanto por la actividad petrolera como por otros sectores vinculados.

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Infraestructura, inversiones y efecto multiplicador

Marín sostuvo que el impacto del crecimiento energético excederá ampliamente a las empresas productoras de petróleo y gas y señaló que la expansión de la cadena de valor movilizará inversiones, obras de infraestructura y actividad económica en numerosos rubros que acompañan el desarrollo de los grandes proyectos.

“Este impacto se extenderá mucho más allá de la industria petrolera. La cadena de valor asociada al desarrollo energético movilizará inversiones, infraestructura y actividad económica en múltiples sectores”, destacó el pope de la empresa de mayoría estatal en su publicación.

El directivo precisó que las operadoras y de servicios petroleros continuarán siendo un motor del crecimiento, con un promedio cercano a 9.000 empleos y picos que podrían alcanzar los 11.000 puestos a medida que aumente el nivel de actividad en los yacimientos.

A ese efecto directo se sumará un importante crecimiento del empleo indirecto. Marín indicó que la demanda de materiales, transporte, logística y servicios de compañías no especializadas impulsará alrededor de 30.000 puestos promedio, con máximos cercanos a 35.000 trabajadores durante los años de mayor expansión.

Uno de los desafíos del crecimiento de Vaca Muerta

Otro de los ejes destacados por Marín fue la formación del capital humano que demandará la expansión de Vaca Muerta. En ese marco recordó que, junto con empresas de toda la industria, se puso en marcha el Instituto Vaca Muerta, iniciativa que busca preparar a los futuros trabajadores del sector.

“El crecimiento de Vaca Muerta requiere formar a los trabajadores que acompañe su desarrollo. Por eso, junto a toda la industria, impulsamos el Instituto Vaca Muerta, con el objetivo de capacitar a 15.000 operarios en los próximos cinco años y formar a 3.000 personas por año”, consideró.

Además, el CEO de YPF destacó que la capacitación es una herramienta central para fortalecer la seguridad operativa y sostuvo que conocer los riesgos, comprender los procesos y trabajar bajo estándares adecuados permite que los trabajadores tomen mejores decisiones y desarrollen sus tareas en condiciones más seguras.

Marín informó que desde el inicio de clases en marzo ya comenzaron 21 grupos con 717 estudiantes. Actualmente funcionan 15 camadas activas con 545 alumnos en cursos de operadores y seguridad operativa en yacimiento, mientras que otras seis promociones ya finalizaron con 145 egresados. Para el resto de 2026, el objetivo es superar los 2.000 estudiantes capacitados.

“Por eso siempre digo que Vaca Muerta representa mucho más que energía. Mi mayor deseo es que, dentro de muchos años, podamos mirar hacia atrás y decir que fuimos la generación que transformó los recursos de la Argentina en trabajo, desarrollo y oportunidades para nuestros nietos“, subrayó Marín en su publicación.

Neuquén ya explica casi el 80% de la producción de petróleo del país

La producción de petróleo en Argentina volvió a marcar un récord durante mayo al alcanzar 885.843 barriles por día, un volumen que significó un crecimiento del 0,25% respecto de abril y un salto del 18,64% interanual. El avance estuvo impulsado nuevamente por Vaca Muerta, que consolida a Neuquén como el principal motor de la industria.

La Cuenca Neuquina registró una producción récord de 691.827 barriles diarios, con una mejora mensual del 0,61% y un crecimiento del 35,9% frente a mayo del año pasado. De esta manera, la provincia consolidó un hito al concentrar el 78,1% de la producción total de petróleo del país, un nivel que la acerca al umbral del 80%.

El predominio de Neuquén también quedó reflejado en el ranking de las diez áreas con mayor producción. Ocho de los diez principales yacimientos pertenecen a la Cuenca Neuquina, mientras que solo dos corresponden a la Cuenca del Golfo San Jorge.

YPF logra un nuevo récord. Neuquén no detiene su producción.

El impacto de Neuquén en la industria

Según el informe que realizó el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana, el mítico bloque operado por YPF, volvió a ocupar el primer lugar entre las áreas con mayor producción del país. Durante mayo alcanzó 88.310 barriles diarios, equivalentes al 9,97% del total nacional, aunque registró una leve caída mensual del 0,78%.

En el segundo puesto se ubicó La Amarga Chica, también operada por YPF, con 78.146 barriles por día y una participación del 8,82% del total nacional. Pese a mantener su posición, el bloque mostró una baja mensual del 12,62%, la más significativa entre las principales áreas productoras.

El podio se completó con Bandurria Sur, otro súper proyecto desarrollo de YPF en Vaca Muerta, que produjo 63.774 barriles diarios. El bloque incrementó su actividad un 3,9% respecto del mes anterior y representó el 7,2% de toda la producción de petróleo argentina.

Bajada del Palo Oeste es uno de los bloques insignia de Vaca Muerta.

El peso de Cerro Dragón y el salto del shale oil

El cuarto lugar fue para Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, con 58.201 barriles diarios. El área explicó el 6,57% de la producción nacional, aunque registró una disminución mensual del 3,47%, sin alterar su ubicación entre los principales desarrollos del país.

La principal excepción al predominio neuquino volvió a ser Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge. Con 57.231 barriles diarios, el bloque se mantuvo en el quinto puesto del ranking y representó el 6,46% del total nacional, con una variación mensual prácticamente estable de -0,38%.

En la sexta posición apareció La Angostura Sur I, de YPF, con 40.452 barriles diarios y un crecimiento mensual del 6,11%. Más atrás se ubicó La Calera, operada por Pluspetrol, que alcanzó 28.850 barriles diarios, equivalente al 3,26% del total, luego de expandirse un 7,32% respecto de abril.

El cambio silencioso que puede convertir a Vaca Muerta en una potencia shale. Rincón de Aranda el proyecto de Pampa Energía.

Rincón de Aranda fue uno de los bloques que más creció

Entre los desarrollos con mayor dinamismo sobresalió Bajo del Choique-La Invernada, operado por Pluspetrol Cuenca Neuquina, que produjo 28.675 barriles diarios. El bloque registró una expansión mensual del 16,71%, suficiente para consolidarse entre las diez principales áreas productoras del país.

Otro de los grandes protagonistas fue Rincón de Aranda, operado por Pampa Energía, cuya producción llegó a 25.598 barriles diarios. El área mostró el mayor crecimiento entre los principales bloques, con un incremento del 25,49% respecto del mes anterior, lo que le permitió escalar posiciones dentro del ranking nacional.

El décimo puesto quedó para Manantiales Behr, ahora operado por Pecom, con una producción de 24.701 barriles diarios, equivalente al 2,79% del total argentino. El bloque registró una baja mensual del 1,85% y descendió al último lugar del ranking, principalmente por el fuerte crecimiento registrado en Rincón de Aranda y Bajo del Choique-La Invernada, mientras Loma Campana conservó el liderazgo de la producción nacional.

 

La ruta que trazó YPF para el offshore

La exploración offshore, la alianza estratégica con Eni y el potencial geológico del Atlántico Sur fueron los principales ejes de la exposición del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante su visita a la Bolsa de Comercio de Córdoba. Allí explicó por qué la compañía decidió priorizar la búsqueda de nuevos recursos costa afuera.

El ejecutivo sostuvo que la estrategia responde a criterios geológicos y a la experiencia obtenida en otras regiones del mundo, donde los descubrimientos recientes alimentan las expectativas sobre el potencial que podrían tener las cuencas marítimas de Argentina y Uruguay.

“Gestión activa del portafolio e YPF se está dedicando en exploración al offshore. Todo lo que da en África da en América y todo lo que da en América da en África“, subrayó.

YPF apuesta al potencial del Atlántico Sur

Marín explicó que los descubrimientos realizados frente a las costas africanas fortalecen la hipótesis de que existen condiciones similares del lado sudamericano, debido a la evolución geológica que compartieron ambos continentes antes de su separación.

Según describió, los recientes hallazgos registrados en Namibia y otros sectores del continente africano representan una referencia para orientar la estrategia exploratoria que desarrolla YPF junto con sus socios internacionales.

“Encontraron ahora en Namibia cualquier cantidad de petróleo. Si tengo que jugar una ficha, la juego y la vamos a jugar con Eni. Creo que a fines de 2027 o principios de 2028 iremos en Uruguay y, si da bien, venimos a la Argentina“, aseveró.

Marín sostuvo que el desarrollo de estos proyectos podría modificar la escala de producción hidrocarburífera del país y abrir una etapa completamente distinta para la industria energética, siempre condicionada al éxito de las campañas exploratorias previstas.

YPF y Eni avanzan con el offshore en las costas uruguayas

La geología como fundamento de la estrategia offshore

Durante su exposición, el CEO de YPF dedicó varios minutos a explicar las características geológicas que respaldan la apuesta de la compañía y señaló que determinados procesos sedimentarios permitieron la formación de sistemas petroleros comparables en ambos márgenes del Atlántico.

“Esto puede ser muchísimo más grande que Vaca Muerta si esto se da… puede llevar a millones y millones de barriles de producción”, ponderó.

El directivo indicó que la compañía procura concentrar inicialmente sus esfuerzos en las áreas donde existe mayor probabilidad de éxito, antes de avanzar hacia regiones que presentan un riesgo exploratorio superior.

“Lo que tenés que hacer en la vida es no innovar, primero ir a lo más seguro y después vamos al otro”, destacó.

Marín agregó que la elección de las áreas prioritarias también responde al interés demostrado por empresas internacionales con amplia experiencia en exploración offshore, un aspecto que consideró un respaldo adicional para la estrategia que impulsa YPF.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta ya alcanza estándares internacionales de productividad

Una estrategia que también destacó en Democracia y Desarrollo

Las definiciones formuladas en Córdoba se complementan con las expresadas días atrás durante el ciclo Democracia y Desarrollo, donde el presidente de YPF volvió a ubicar al offshore como uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía.

“Es mucho más seguro que del lado este. A Eni lo trajimos y se acaba de comprar la opción con Apache al lado. Los tipos encontraron cualquier cantidad en Namibia. Entonces yo digo: puede dar.”

En ese encuentro, Marín afirmó que la petrolera profundizará las inversiones destinadas a la exploración marítima y sostuvo que el desarrollo de esos recursos podría generar un impacto mucho mayor al que actualmente proyecta el mercado.

“Nosotros nos vamos a concentrar mucho en el offshore. El offshore puede dar vuelta a la Argentina mucho más de lo que todos creen”, aseguró el pope de la empresa de mayoría estatal.