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Petróleo

Santa Cruz Norte en alerta: trabajadores en stand by y un ultimátum a las empresas

El secretario gremial de Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER), Carlos Monsalvo, advirtió que el sector atraviesa un escenario “muy delicado” tras el vencimiento de la conciliación obligatoria y anticipó que el gremio podría retomar medidas de fuerza si no aparecen soluciones concretas para los cientos de trabajadores que permanecen en incertidumbre laboral dentro de la industria petrolera en la Cuenca del Golfo San Jorge.

En un mensaje dirigido a las bases, Monsalvo explicó que, pese a los avances alcanzados con algunas operadoras, la organización aún enfrenta situaciones críticas vinculadas al stand by y a la falta de continuidad de servicios en compañías tercerizadas. Según afirmó, el panorama actual obliga al sindicato a sostener la presión para garantizar cada puesto de trabajo.

Durante su exposición, el dirigente recordó que el proceso de conciliación incluyó extensiones voluntarias pedidas por las operadoras, pero aseguró que los resultados no fueron suficientes. “Hemos cumplido todos los plazos y mañana es la última audiencia. Si no encontramos una solución definitiva, volveremos a las medidas de fuerza”, anticipó.

Más de 150 trabajadores en stand by

En uno de los pasajes más contundentes, Monsalvo señaló que existen más de 150 trabajadores de la operadora Patagonia Resources que permanecen en sus domicilios esperando asignación de tareas. A ellos se suman empleados de empresas como AESA, COPESA, Transportes Crexell y PECOM, que continúan bajo condiciones de stand by sin plazos claros de resolución.

El dirigente agregó que también hay personal sin actividad en EDVSA para la operadora Clear Petroleum y en la firma Oleo Sur, mientras que un grupo importante de empleados tercerizados pertenecientes a MEFA, ETAP y TCT sigue sin certezas respecto de su continuidad laboral, a la espera de definiciones por parte de las operadoras.

“Hoy estamos exigiendo la inmediata reubicación. Hemos avanzado en algunas empresas, pero seguimos muy complicados con la operadora Patagonia Resources y, en parte, con Clear Petroleum y Quintana Energy. Si mañana (por este miércoles) no tenemos una respuesta satisfactoria, retomaremos las medidas”, subrayó el dirigente gremial.

Los trabajadores petroleros de Santa Cruz en alerta.

Operadoras bajo observación

El gremialista también mencionó que hay trabajadores que quedaron sin su fuente laboral ya que las empresas que prestaban servicios se quedaron sin contrato en la parte norte de Santa Cruz.

Asimismo, Monsalvo remarcó la preocupación por el accionar de la operadora Azruge, que “está operando el yacimiento Cañadón Vasco sin ningún petrolero privado”, una situación que el sindicato considera irregular y contraria a los compromisos previos. El dirigente enfatizó que ese punto debe resolverse de manera inmediata en la audiencia prevista para mañana.

“Si en la audiencia final no encontramos soluciones y un compromiso por escrito, con fecha de resolución para cada uno de estos temas, retomaremos las medidas de fuerza. Consideramos que el período de conciliación terminó y que el resultado no es suficiente ni satisfactorio”, aseveró.

El dirigente pidió a delegados y miembros de comisión directiva mantenerse atentos a la audiencia del miércoles y transmitir tranquilidad a los trabajadores, en un contexto en el que el gremio busca garantizar la estabilidad laboral en todas las empresas involucradas.

La importación tardía de GNL impactará de lleno en las tarifas

El conflicto en Medio Oriente volvió a poner a la energía en el centro de debate económico argentino. Con la llegada del invierno, el escenario se pone desafiante para Argentina debido a los costos crecientes, importaciones tardías de GNL y decisiones fiscales que definirán la magnitud del impacto sobre consumidores e industrias.

En este sentido, el consultor Daniel Gerold explicó que los ajustes pendientes en energía eléctrica y gas natural son estructurales y responden tanto al precio internacional como a la necesidad de importar insumos más costosos para cubrir el pico de demanda invernal. El especialista remarcó que esta situación podría tensionar el equilibrio entre tarifas, subsidios y abastecimiento.

Asimismo, Gerold subrayó que la clave pasará por la velocidad y profundidad con que el Gobierno avance en la quita de subsidios, algo que ya afecta a una parte significativa de los usuarios. “Queda una corrección relevante por delante”, sostuvo, al analizar el impacto de las importaciones de GNL y gasoil en los costos del sistema.

Las importaciones tardías de GNL

En diálogo con Ahora Play, el consultor destacó que mientras el gas local promedia entre 3,5 y 3,6 dólares por millón de BTU, el GNL importado podría alcanzar los 22 dólares. El gasoil, utilizado para generación eléctrica, trepa incluso más: entre 35 y 37 dólares.

“El gas natural licuado, si hoy se importara para el próximo invierno, ya estamos un mes y pico tarde en la compra, va a valer 22 dólares el millón de BTU. En aquella crisis de 2022 valía 30. El gasoil vale 35 o 37 dólares el millón de BTU para generar energía eléctrica”, consideró Gerold.

Además, el especialista advirtió que estos valores volverán más costoso el funcionamiento del sistema eléctrico, obligando al Gobierno a decidir si absorbe una parte del incremento para contener tarifas o si prioriza el objetivo de mantener el superávit fiscal.

Las tarifas vuelven al centro de la escena.

Subsidios, tarifas y el riesgo para la industria

Gerold explicó que, aun cuando el Gobierno opte por un esquema mixto, habrá aumentos. “Algo van a aumentar, pero algo lo van a absorber”, señaló. Sin embargo, recordó que cerca del 50% de los consumidores ya no reciben subsidios y serán los primeros afectados por los mayores costos de importación.

El especialista destacó que algunos usuarios industriales podrían no convalidar los nuevos precios del gas, especialmente aquellos que dependen de un suministro continuo para sostener su actividad.

El caso de los combustibles

Consultado sobre la situación del mercado de combustibles, Gerold explicó que YPF decidió absorber temporalmente el mayor costo del petróleo y los combustibles, apostando a una futura baja de precios internacionales. Esa estrategia, según el consultor, funciona como un mecanismo de “autoestabilización”.

“En combustibles hay otro escenario, porque YPF decidió absorber durante un tiempo este mayor costo del petróleo y los combustibles. Cuando baje, si baja, va a recuperar lo que debió haber subido ahora. Es un esquema de autoestabilización”, subrayó.

Asimismo, Gerold aseguró que el panorama energético es “complejo, dinámico y con variables dislocadas”, una combinación que, a su juicio, pocas veces se vio en la historia energética mundial.

Vaca Muerta mueve los hilos del poder energético

La irrupción del shale volvió a alterar el reparto de poder en el mercado energético mundial. Ese cambio, que en Estados Unidos llegó de la mano del auge del Permian, también impulsó un proceso profundo en la Argentina, gracias al desarrollo de Vaca Muerta.

El salto en la producción petrolera de los últimos años permitió atravesar crisis internacionales con un nivel de resiliencia inédito. En este marco, el consultor energético Daniel Gerold sostuvo que el país ingresó en una etapa donde la seguridad energética ya no depende únicamente del precio del barril.

En diálogo con Ahora Play, Gerold remarcó que la disponibilidad de shale no figuraba en ninguna proyección hace apenas dos décadas, pero su desarrollo transformó las posibilidades económicas del país y lo reposicionó frente a shocks internacionales.

Vaca Muerta y el nuevo equilibrio energético

Para Gerold, la clave está en observar el paralelismo con el proceso norteamericano. El consultor recordó que Estados Unidos, durante gran parte del siglo XX, dependió estructuralmente de las importaciones de crudo. La revolución del shale cambió todo.

“La irrupción del shale, que en Argentina es de Vaca Muerta y en Estados Unidos es de múltiples cuencas, el principal es Permian, hizo que un país históricamente importador hoy sea exportador neto y que se haya convertido en el primer productor del mundo. La Argentina no tiene esa escala, pero crece de forma sostenida e importante”, aseveró.

Ese crecimiento local comenzó a ser tangible a partir de 2021 cuando la explotación de recursos no convencionales se volvió rentable incluso con valores moderados del barril. Desde entonces, la rentabilidad solo mejoró, lo que consolidó un salto productivo decisivo.

“Desde 2021 el shale argentino es económico a precios razonables, y con valores más altos es aún más competitivo. A diferencia de crisis pasadas, como la de 1973, hoy el país no está mal parado. En la guerra de Ucrania, pese al dolor global, la situación fue mucho menos grave”, consideró.

Loma Campana llegó a los 100 mil barriles diarios.

Del déficit al superávit energético en tiempo récord

La comparación con el pasado cercano deja al descubierto la magnitud del proceso. En 2022, la Argentina registró un déficit energético de entre 4000 y 5000 millones de dólares, principalmente por las importaciones de GNL, gasoil y otros combustibles. Para el Banco Central, aquello implicó un drenaje de reservas que complicó toda la macroeconomía.

Gerold recordó incluso un diálogo directo con el entonces presidente de la entidad, quien le consultó cómo enfrentar la necesidad crítica de destinar 2000 millones de dólares mensuales a la importación de gas en pleno invierno. Según el especialista, la respuesta era tan simple como dura: no había alternativas, porque no importar hubiese significado un colapso económico.

Pero la historia cambió rápidamente. La construcción del Gasoducto Perito Moreno (exNéstor Kirchner), sumada al aumento de la producción en Vaca Muerta, permitió reducir importaciones en un 80% y fortalecer la balanza comercial del sector.

“El año pasado el saldo energético fue positivo en 7000 u 8000 millones de dólares. Es un cambio extraordinario en solo tres años, explicado por la caída de las importaciones y el aumento de las exportaciones de petróleo, propano, butano y algo de gas”, destacó.

Un recurso estratégico, pero no inmune a los efectos globales

Aunque la Argentina esté mejor posicionada, Gerold advirtió que la economía local igual deberá enfrentar las consecuencias de un ciclo alcista en los precios de los combustibles y los alimentos. Los aumentos internacionales del maíz y el trigo, señaló, podrían trasladarse con fuerza a toda la cadena productiva.

También subrayó que este contexto exige comprender que los precios locales aún no reflejan la totalidad del shock externo. Por eso, aunque la disponibilidad de shale mitigue parte del impacto, el país sigue siendo sensible a la volatilidad global.

Asimismo, manifestó que el Gobierno hoy cuenta con más herramientas para amortiguar estos golpes: mayor recaudación por retenciones, impuesto a las ganancias, regalías provinciales y un margen de maniobra fiscal ampliado por el superávit energético.

Vista sigue marcando el rumbo del shale.

Los efectos fiscales y la estrategia oficial

Gerold ponderó en que existe un beneficio concreto en recaudación, tanto para Nación como para las provincias productoras. Sin embargo, expresó dudas sobre el uso que el Gobierno hará de esos recursos.

“Hay un margen adicional y hay ahorros fiscales y de divisas que se están destinando a otros aspectos. Hay más recaudación por derechos de exportación, más impuesto a las ganancias y más regalías. Pero no estoy seguro de que el Gobierno utilice esto para compensar el shock”, subrayó.

Los nuevos ganadores del mercado energético

En lo que respecta al mapa global, Gerold reconoció que Estados Unidos atraviesa una situación privilegiada. Su consolidación como primer exportador mundial de GNL y su capacidad para abastecer a Europa le otorgan un peso estratégico enorme en el escenario internacional.

“Estados Unidos es uno de los grandes ganadores de esta situación. Su economía está sólida, produce volúmenes récord y exporta más gas natural licuado que Qatar. Además, tiene proyectos en expansión y abastece a toda Europa. El poder de Estados Unidos en materia energética es muy grande”, remarcó.

Rusia también aparece como un actor fortalecido, mientras que el sudeste asiático y Europa figuran entre los principales perdedores. Para América Latina, el impacto es dispar: algunos países exportadores como Brasil, Venezuela, Colombia y la propia Argentina emergen como beneficiarios relativos del shock global.

Los Toldos II Este fue presentado al RIGI: el proyecto de Tecpetrol sumará 70.000 barriles diarios

Tecpetrol y GyP presentaron el proyecto Los Toldos II Este al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Se trata de un desarrollo de shale oil que prevé una inversión inicial de 2.400 millones de dólares hasta 2028 y permitirá consolidar el crecimiento de la industria hidrocarburífera en Neuquén.

Se ubica en el hub norte de Vaca Muerta, a unos 30 kilómetros de Rincón de los Sauces, una zona que viene ganando protagonismo en la expansión del shale. Será operado por Tecpetrol en asociación con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), con una participación del 90 y 10 por ciento, respectivamente.

Contempla la perforación de aproximadamente 380 pozos y la construcción de infraestructura clave, incluyendo planta de procesamiento, oleoductos, gasoductos e instalaciones complementarias.

Un proyecto marcado por la producción

La meta es alcanzar una producción de 70.000 barriles de petróleo por día. Tendrá dos etapas durante 2027: un primer módulo de 35.000 barriles diarios previsto para marzo, y un segundo que duplicará esa capacidad hacia julio. El esquema de inversión será escalonado, comenzando con los 2.400 millones de dólares iniciales y continuando luego con desembolsos anuales estimados en 370 millones de dólares durante diez años.

Con impacto en la zona de Rincón de los Sauces, está previsto que la dinámica del proyecto demande mayor infraestructura y asistencia de proveedores locales.

Neuquén sigue creciendo

Para la gestión del gobernador Rolando Figueroa, el proyecto ratifica el acompañamiento de las grandes operadoras dispuestas a invertir fuerte en Neuquén. La provincia impulsó a nivel nacional la incorporación de inversiones de upstream al RIGI, buscando mayor previsibilidad y estímulos para incrementar la producción energética.

En ese sentido, el mandatario destacó que el RIGI permite “generar condiciones para que las inversiones lleguen más rápido”, y valoró su aporte para proyectos de gran escala en Vaca Muerta.

La visita de Paolo Rocca

El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, visitó el proyecto Los Toldos II Este junto a Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, y Alejo Calcagno, President South Region en Techint E&C, y supervisaron avances y dialogaron con equipos liderados por Sebastián Novillo. “La legitimidad del Grupo Techint se consigue con proyectos, inversión, compromiso con las comunidades y excelencia”, afirmó Rocca.

“En Argentina, nuestro compromiso con el desarrollo energético y el sistema industrial es total. Hace 80 años estamos construyendo una posición en el mundo que ha contribuido al desarrollo de la Argentina, pero sobre todo en su proyección hacia el exterior”, destacó Rocca.

La vuelta del “barril criollo”: qué implica para provincias y usuarios

El titular de Paspartú, Juan José Carbajales, afirmó que volvió el barril criollo, en referencia a la decisión de YPF de no trasladar el aumento del precio internacional del crudo a los surtidores durante los próximos 45 días. Para el analista, la empresa actuó como un amortiguador nacional en un contexto de tensión internacional y volatilidad petrolera.

“¡Volvió el barril ‘criollo’! YPF abre el paraguas nacional que la Nación no despliega. Las provincias resignan ingresos por menores regalías y los consumidores se verán beneficiados”, consideró el especialista en su cuenta de X.

Una medida nada libertaria

Carbajales explicó que la petrolera aplicó un mecanismo de contención que el Gobierno nacional no desplegó. En ese sentido, sostuvo que la decisión implica que las provincias resignen, al menos temporalmente, ingresos por menores regalías, mientras que los consumidores serán los primeros beneficiados en un escenario de presión inflacionaria creciente.

“Un barril criollo es un ayudín nada libertario para contener la inflación y evitar el desabastecimiento, pero es también un ‘buffer’ que más temprano que tarde puede recuperar su máxima extensión”, destacó.

El especialista amplió su interpretación al indicar que la moderación de precios es también una respuesta directa al salto del barril internacional provocado por el conflicto en Medio Oriente. Según su lectura, la medida opera como un alivio inmediato, pero también como un factor que puede revertirse si el frente externo mantiene su inestabilidad.

“Todo ocurre en medio de una guerra que no tiene un fin cercano y cuyas consecuencias en materia de altos precios no serán sencillas de desandar”, ponderó.

YPF modera los aumentos

Desde la empresa ratificaron que el objetivo es amortiguar el impacto global. Voceros de YPF indicaron que la compañía “modera los aumentos” y que absorberá temporalmente el salto del crudo para sostener el consumo, especialmente en el interior, donde la demanda muestra señales de desaceleración.

La petrolera aclaró que esta política solo abarca la variable asociada al precio del crudo. “Amortiguamos los precios en lo que corresponde al barril internacional”, explicaron, pero recordaron que impuestos o variaciones del tipo de cambio podrían generar actualizaciones si se producen desajustes externos.

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.