Chubut espera inversiones por más de U$S 880 millones: Cerro Dragón concentra el grueso del capital

Chubut comienza a dejar atrás el cimbronazo de la reconfiguración de su matriz petrolera. Los bloques que pusieron en venta YPF y Tecpetrol ya cuentan con nuevos operadores y la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge se prepara para una nueva etapa.

Según los planes presentados ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos que superan los 880 millones de dólares para este 2026. La mayor parte de los fondos estará destinada a sostener y desarrollar la producción en áreas maduras de la región.

El ranking continúa encabezado por Pan American Energy (PAE), que proyecta invertir U$S 553,12 millones entre actividades de exploración y explotación. Sin embargo, el segundo lugar queda ahora para PECOM, que suma inversiones por U$S 177,42 millones al incorporar los U$S 110 millones previstos para Manantiales Behr.

Más atrás aparecen Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA) y CAPEX, consideradas como un mismo grupo para este análisis, con inversiones proyectadas por U$S 100,84 millones. El cuarto lugar corresponde a Crown Point Energía, con un programa de desembolsos por U$S 49,97 millones.

El shale llega a Cerro Dragón: PAE ya perforó su primer horizontal y evalúa nuevos pozos.

Cerro Dragón sigue concentrando la mayor apuesta

La principal inversión individual continúa siendo la prevista por PAE para Anticlinal Grande-Cerro Dragón, donde la compañía proyecta desembolsar U$S 499,59 millones. El mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge es uno de los diez bloques más productivos del país y concentra una parte sustancial de la producción petrolera de Chubut.

La empresa también contempla inversiones por U$S 48,65 millones en otros bloques. En Cerro Tortuga-Las Flores prevé invertir U$S 28,18 millones en explotación y U$S 20,47 millones en exploración continuando con su plan no convencional, mientras que en Chulengo destinará U$S 4,33 millones y en Anticlinal Funes otros U$S 540 mil.

La magnitud de los desembolsos refleja el peso que mantiene Cerro Dragón dentro de la estrategia de desarrollo de la compañía y dentro de la estructura productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge, que sigue siendo uno de los principales polos petroleros del país.

Chubut advierte que tiene la última opinión en el caso de Manantiales Behr.

PECOM apuesta fuerte por Manantiales Behr

La incorporación de Manantiales Behr a la cartera de PECOM cambia el mapa de Chubut. La compañía del Grupo Pérez Companc prevé destinar U$S 110 millones a uno de los tanques del convencional, una cifra que la posiciona como la segunda operadora con mayor nivel de desembolsos previstos para 2026.

A ese monto se suman los U$S 67,42 millones declarados ante la Secretaría de Energía para las áreas que actualmente opera en la provincia. Dentro de ese esquema, Campamento Central-Cañadón Perdido concentra inversiones por U$S 55,36 millones, mientras que Escalante-El Trébol recibirá otros U$S 12,06 millones.

La estrategia de la compañía apunta a fortalecer su presencia en algunos de los principales activos maduros de Chubut, en un contexto en el que las operadoras buscan sostener niveles de producción mediante programas de desarrollo, optimización operativa y recuperación secundaria.

CAPSA-CAPEX y Crown Point completan el cuadro de Chubut

Tomadas en conjunto, CAPSA y CAPEX proyectan inversiones por U$S 100,84 millones. El principal destino de esos recursos será el área Diadema, donde se prevén desembolsos por U$S 74,10 millones para actividades de explotación. El bloque es uno de los símbolos de la recuperación terciaria.

Por su parte, CAPEX invertirá U$S 17,40 millones en Pampa del Castillo-La Guitarra y otros U$S 4,65 millones en Bella Vista Oeste. También figuran partidas para Km 20, con U$S 3,90 millones, además de inversiones menores en Sindicato, Mina Reserva y Solano.

En tanto, Crown Point informó inversiones por U$S 49,97 millones, distribuidas entre El Tordillo, que recibirá U$S 33,07 millones, lo que marcará la activación de un perforador luego de tres años. Además, Puesto Quiroga recibirá U$S 16,90 millones. A ellas se suma Colhué Huapi S.A., que proyecta destinar U$S 500 mil al área Estancia La Escondida, completando un panorama que busca llevar un poco de previsibilidad para Chubut.

Vaca Muerta: los planes de inversión para este año superan los US$ 12.200 millones

Vaca Muerta prepara un año para seguir impulsando la producción de hidrocarburos a nivel nacional y espera por los grandes proyectos de exportación para dar convertirse en un jugador de peso en el mercado internacional.

Según los planes presentados por las operadoras ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos por más de 12.236 millones de dólares destinados principalmente a actividades de explotación en Vaca Muerta. Esto implica un crecimiento proyectado del 25% con respecto al año pasado cuando se consolidaron 9.732 millones de dólares.

El relevamiento presentado ante la Secretaría de Energía muestra que las operadoras prevén inversiones totales por US$ 12.239,6 millones, considerando US$ 12.236,1 millones en explotación y US$ 3,5 millones en exploración.

YPF concentra casi la mitad de las inversiones

La empresa que encabeza el ranking es YPF, con inversiones proyectadas por US$ 5.500,8 millones, equivalente a cerca del 45% del total informado por las operadoras.

Entre los bloques que recibirán mayores desembolsos se encuentra La Angostura Sur I, con una inversión prevista de US$ 1.117 millones. También aparecen Loma Campana, con US$ 1.064,8 millones, Bandurria Sur, con US$ 933 millones, y La Amarga Chica, con US$ 929,8 millones.

La compañía además contempla inversiones en La Angostura Sur II, Loma La Lata-Sierra Barrosa, Bajo del Toro Norte, Narambuena, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Río Neuquén, Aguada del Chañar, El Orejano, Las Tacanas y La Ribera Bloque I.

Tecpetrol, Vista y Pluspetrol entre los principales inversores

El segundo mayor plan de inversión corresponde a Tecpetrol, que informó desembolsos por US$ 1.234,4 millones. La mayor parte de esos recursos estará dirigida a Los Toldos II Este, área que concentrará US$ 919,1 millones, mientras que Fortín de Piedra recibirá otros US$ 311,4 millones.

Por su parte, Pluspetrol Cuenca Neuquina prevé invertir US$ 1.132,4 millones en el desarrollo de Bajo del Choique-La Invernada, uno de los proyectos de mayor crecimiento dentro de la ventana petrolera de Vaca Muerta. A ello se suman los US$ 501,2 millones que Pluspetrol S.A. destinará al área La Calera.

Otra de las compañías con fuerte presencia en el listado es Vista Energy, que comprometió inversiones por US$ 1.034,7 millones. El principal destino será Bajada del Palo Oeste, con US$ 653,2 millones, seguido por Bajada del Palo Este, con US$ 236,1 millones, además de desembolsos en Aguada Federal, Coirón Amargo Norte y Águila Mora.

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

PAE y Pampa refuerzan sus desarrollos en Vaca Muerta

Pan American Energy presentó un programa de inversiones por US$ 585,8 millones. El área que concentra la mayor asignación es Coirón Amargo Sur Este, con US$ 310,9 millones, mientras que Aguada Pichana Oeste recibirá US$ 190,8 millones.

La empresa también informó inversiones en Lindero Atravesado, Aguada Cánepa, Aguada de Castro y Bandurria Centro, bloques que forman parte de su estrategia de crecimiento en la formación no convencional.

En el caso de Pampa Energía, el desembolso total previsto asciende a US$ 490,6 millones. El proyecto más importante es Rincón de Aranda, que concentrará US$ 417,3 millones, mientras que el resto de los recursos se distribuirá entre Sierra Chata y El Mangrullo.

Shell, Chevron y Total también avanzan

Shell Argentina comprometió inversiones por US$ 423,6 millones. Dentro de ese programa se destacan los desarrollos de Cruz de Lorena, con US$ 215,5 millones, y Bajada de Añelo, con US$ 144,6 millones. También figuran desembolsos en Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste.

Chevron Argentina informó inversiones por US$ 497,3 millones, destinadas íntegramente al área El Trapial Este, uno de los desarrollos que la compañía impulsa dentro de la cuenca neuquina.

A su vez, Total Austral prevé desembolsar US$ 224,9 millones. La mayor parte de esos recursos se dirigirá a Aguada Pichana Este, mientras que otra porción se invertirá en Pampa de las Yeguas II, ambas vinculadas al desarrollo de gas natural.

Los proyectos de menor escala

Entre las compañías con programas de inversión más acotados aparece Phoenix Global Resources. La firma informó desembolsos por US$ 357,1 millones, de los cuales US$ 353,6 millones corresponden a Mata Mora Norte y US$ 3,5 millones a tareas exploratorias en Mata Mora Sur.

Por su parte, Vaca Muerta Inversiones SAU proyectó inversiones por US$ 115,8 millones, concentradas principalmente en el área La Escalonada, mientras que GeoPark Argentina comprometió US$ 84,1 millones para avanzar en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste.

El listado presentado ante la Secretaría de Energía también incluye a CAPSA, que prevé invertir US$ 56,5 millones en Agua del Cajón.

Phoenix avanza hacia la explotación de Confluencia Norte y Sur

El Gobierno de Río Negro recibió la declaración de comercialidad presentada por la empresa Phoenix Global Resources (PGR) para las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, vinculadas a la actividad no convencional en Vaca Muerta. A partir de esta presentación, la Provincia avanzará en la evaluación del pedido de concesión correspondiente, en el marco del seguimiento de las inversiones y el desarrollo productivo de estas áreas.

La presentación se realizó luego del cierre de la etapa exploratoria, en la que la empresa obtuvo resultados positivos y propuso su unificación conforme a lo previsto en el pliego de licitación.

“Si bien aún resta la aprobación técnica formal, este es un paso muy importante para la Provincia. La declaración de comercialidad en áreas vinculadas a Vaca Muerta muestra que Río Negro tiene potencial, planificación y condiciones para seguir ampliando su desarrollo energético”, sostuvo la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.

Los resultados positivos de Phoenix en la etapa exploratoria

Durante la reunión de comisión de enlace técnico, la empresa repasó algunas inversiones, como la perforación de 2 pads, con un total de 7 pozos horizontales, lo que permitió adquirir, registrar e interpretar información clave del subsuelo.

A partir de la performance de producción del bloque, se determinó un fluido del orden de los 27 grados API, con volúmenes destacados dentro de los pads del no convencional shale.

Otro dato relevante es que durante la fase exploratoria se utilizó un 75% de arena rionegrina y la gestión de residuos se realizó dentro de la provincia, fortaleciendo el impacto local de la actividad.

“Para nosotros es central que cada proyecto energético se traduzca en más actividad para Río Negro, más participación de proveedores locales y más oportunidades para los rionegrinos. La energía tiene que ser una palanca de desarrollo provincial”, afirmó Moya.

Phoenix comenzó a producir shale oil en Río Negro.

Comisiones de enlace con otras operadoras

Además, en el marco de los contratos vigentes, durante la última semana se realizaron reuniones de comisión de enlace técnico con Quintana Energy, Tango Energy y Tecpetrol. Allí participaron equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas (DPA).

El objetivo fue evaluar la actividad realizada, verificar el cumplimiento de compromisos contractuales y analizar las proyecciones de trabajo en cada área.

Quintana: sobrecumplimiento en Estación Fernández Oro

En el área Estación Fernández Oro, operada por Quintana Energy, la empresa expuso los montos de inversión ejecutados hasta la fecha, que reflejan un sobrecumplimiento de los compromisos asumidos durante el proceso de extensión del plazo de concesión.

Durante 2025 y 2026 se realizaron 4 workover, 4 reactivaciones y mejoras productivas mediante optimizaciones.

También se destacaron los avances del proyecto piloto de reinyección de gas para movilizar líquidos. A la fecha, se reinyectaron 54 millones de metros cúbicos mediante compresores propios y rentados.

La empresa prevé poner próximamente en producción los pozos vinculados al proyecto para evaluar su viabilidad.

Tango: nuevas inversiones y actividad en áreas prorrogadas

En el caso de las áreas Entre Lomas, 25 de Mayo–Medanito y Jagüel de los Machos, actualmente bajo titularidad de Tango Energy, la comisión se centró en la continuidad de los compromisos asumidos y su adecuación a la visión de la nueva empresa.

En esas áreas se realizaron 16 workover y se continuó con el proyecto piloto de recuperación secundaria con agua de formación. Y para lo que resta del año, la empresa tiene prevista la perforación de un pozo, 12 workover y 130 reactivaciones.

Además, se destacó una inversión en facilities superior a los 15 millones de dólares, que incluye la construcción de un nuevo oleoducto de 12 pulgadas y una traza de 30 kilómetros para tratar la producción de Entre Lomas en la planta de 25 de Mayo–Medanito.

TanGo Energy consolidó su estrategia shale tras la aprobación provincial de nuevas concesiones en Río Negro para desarrollar Vaca Muerta.

Tecpetrol: seguimiento del área Agua Salada

En el área Agua Salada, operada por Tecpetrol, durante 2025 y 2026 se realizaron 2 workover, la fractura del pozo BLC.x-1 y 15 intervenciones con equipos de pulling para sostener los niveles de producción.

Para este año, la empresa tiene prevista la puesta en producción del pozo BLC.x-1 y la realización de un nuevo workover.

Desde la Secretaría de Hidrocarburos se continuará con nuevas reuniones de comisión de enlace, como parte del esquema de seguimiento que la Provincia sostiene sobre la actividad hidrocarburífera.

“Río Negro está en marcha porque hay planificación, control y una decisión clara de defender nuestros recursos. El crecimiento energético tiene sentido si genera desarrollo, empleo y oportunidades concretas para nuestra gente”, aseguró Moya.

VMOS: Dock Sud despachó 721 tubos con destino a Río Negro

El Consorcio de Gestión del Puerto Dock Sud fue escenario de una operación logística de gran envergadura vinculada al oleoducto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que busca ampliar la capacidad de transporte y exportación de crudo de Vaca Muerta.

En la terminal portuaria se cargaron 721 tubos de acero a bordo del buque MV Athanasia, de los cuales 658 contaban con revestimiento de hormigón. Los materiales forman parte de la infraestructura offshore que se instalará en Punta Colorada, Río Negro.

“Esta operación demuestra el valor estratégico de Dock Sud dentro de la cadena logística que acompaña el desarrollo energético argentino. Nuestro puerto aporta infraestructura, conectividad y capacidad operativa para proyectos que son fundamentales para el crecimiento del país”, señaló la presidenta del Consorcio, Mónica Litza.

Industria, logística y energía

Los tubos, provistos por Tenaris, arribaron inicialmente a Dock Sud en una operación que involucró más de 10.100 toneladas de materiales. Una vez en el puerto, fueron almacenados en la zona fiscalizada de Loginter.

Parte del material fue trasladado luego a la planta de Socotherm, en Escobar, donde recibió un revestimiento especial de hormigón antes de regresar a Dock Sud para su embarque final.

La operación articuló a distintos actores industriales, logísticos y energéticos: Tenaris en la provisión de materiales, Loginter en el acopio y estiba, Socotherm en el proceso industrial especializado y Arendal en la coordinación logística y el transporte marítimo

Los materiales serán trasladados hasta San Antonio Este, desde donde serán instalados mediante una embarcación especializada como parte de la infraestructura submarina del proyecto VMOS.

“El desarrollo necesita infraestructura, inversión y articulación entre el sector público y el sector privado. Esta operación refleja precisamente esa capacidad de trabajo conjunto”, agregó Litza.

El impacto del VMOS

La iniciativa contempla la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, junto con infraestructura de almacenamiento y carga offshore para operar buques de gran porte. Con una inversión estimada en USD 3.000 millones, el desarrollo aparece como una de las obras energéticas más importantes actualmente en marcha en Argentina.

El proyecto es desarrollado por un consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol.

La infraestructura permitirá transportar crudo desde Vaca Muerta hasta una nueva terminal exportadora sobre la costa atlántica de Río Negro, preparada para operar buques tipo VLCC (Very Large Crude Carriers).

En su etapa inicial, el sistema podrá transportar entre 180.000 y 190.000 barriles diarios. Luego escalará progresivamente hasta un rango de entre 550.000 y 700.000 barriles por día.

La terminal portuaria en construcción en Punta Colorada es uno de los nodos centrales del proyecto. Allí se concentrará el almacenamiento y despacho del crudo destinado a mercados internacionales.

El plan contempla la construcción de seis tanques de almacenamiento con capacidad total cercana a 720.000 metros cúbicos, además de infraestructura offshore con monoboyas conectadas mediante ductos submarinos.

Ese esquema permitirá realizar operaciones de carga en mar abierto y operar buques de gran escala para exportación de petróleo.

 

Pampa Energía proyecta extender por hasta ocho años el plateau de Rincón de Aranda

La actividad de Vaca Muerta volvió a ocupar un lugar central en los resultados de Pampa Energía durante el primer trimestre del año. La compañía informó que su producción de hidrocarburos superó los 100.000 barriles de petróleo equivalente por día, alcanzando un nuevo máximo histórico trimestral impulsado por el crecimiento de Rincón de Aranda y una mayor producción de gas natural destinada al abastecimiento de sus centrales eléctricas.

El desempeño operativo también se reflejó en los resultados financieros. El EBITDA ajustado alcanzó los 325 millones de dólares, un incremento interanual del 48%. Según la compañía, las operaciones de gas, la generación de energía y el desarrollo del bloque fueron los principales factores detrás de ese crecimiento.

Actualmente, el proyecto produce más de 24.000 barriles de petróleo por día. El bloque inició su rampa de aceleración hace un año y se consolidó como uno de los activos más relevantes dentro de la estrategia de crecimiento de la empresa en el shale oil.

Rincón de Aranda ganó peso en el negocio de petróleo y gas

Dentro del segmento de petróleo y gas, el EBITDA ajustado alcanzó los 104 millones de dólares durante el trimestre, lo que representó un incremento de dos veces y media respecto del mismo período del año pasado. El crecimiento estuvo asociado al aporte de Rincón de Aranda, una mayor producción de gas natural, exportaciones y ventas al sector industrial.

La compañía precisó que Rincón de Aranda representó el 54% del EBITDA del segmento de hidrocarburos, cuando un año atrás aportaba el 15%. Además, de forma secuencial, el resultado operativo mejoró un 36%, favorecido por una mayor demanda de gas para el abastecimiento de los ciclos combinados y las exportaciones hacia Chile.

La producción total promedió más de 100.000 barriles equivalentes por día, con aportes destacados de Rincón de Aranda y Sierra Chata, mientras que la menor producción de bloques no operados y de El Mangrullo compensó parcialmente el crecimiento registrado en los principales desarrollos.

La composición de la producción también mostró cambios. El petróleo representó el 19% del volumen total producido, impulsado exclusivamente por el crecimiento de Rincón de Aranda, mientras que los costos de extracción descendieron hasta 6,1 dólares por barril equivalente, un 11% menos que un año atrás.

Los costos de extracción de gas natural bajaron un 10% interanual hasta 0,90 dólares por millón de BTU. En tanto, los costos de extracción de petróleo descendieron por debajo de los 10 dólares por barril, frente a los 41 dólares registrados en el primer trimestre del año pasado.

“Nuestro objetivo es un plateau de producción de 45.000 barriles por día una vez que la planta de procesamiento central y el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur estén operativos”, señaló la compañía durante la presentación a inversores.

Pampa Energía sigue impulsando el crecimiento de Rincón de Aranda.

Producción, exportaciones e inversiones en Vaca Muerta

Los precios realizados del crudo promediaron 58 dólares por barril durante el trimestre. Según informó la empresa, el valor fue un 15% inferior al registrado un año antes debido al impacto de las coberturas financieras sobre la producción de petróleo.

Las exportaciones de petróleo representaron el 55% de los volúmenes vendidos durante el período. En paralelo, la producción promedio de Rincón de Aranda alcanzó los 18.200 barriles diarios a través de 43 pozos productores, un 7% por encima del trimestre previo.

“Durante el primer trimestre de este año, se perforaron 6 pozos y se conectaron 15, de los cuales 7 entraron en servicio en marzo pasado, lo que llevó la tasa de salida del trimestre a más de 21.000 barriles por día”, informó la compañía.

Para el resto del año, el plan contempla la conexión de otros 20 pozos. La empresa prevé alcanzar una producción de 28.000 barriles diarios hacia mediados de 2026, respaldada por la puesta en marcha de una segunda facilidad temporal incorporada a fines de marzo.

Los indicadores operativos también mostraron mejoras. El rendimiento de perforación pasó de 200 metros por día en la primera locación desarrollada a casi 330 metros por día en la más reciente, lo que implicó una mejora superior al 50%.

La actividad de completación también avanzó. La compañía informó que pasó de casi siete etapas por día a nueve etapas diarias, una mejora superior al 30% vinculada a menores tiempos de ciclo y una ejecución más eficiente del programa de desarrollo.

Vaca Muerta sigue creciendo.

 La solicitud de Pampa Energía al RIGI

El 9 de marzo, Pampa Energía presentó la solicitud para incorporar el proyecto de Rincón de Aranda al régimen de incentivos RIGI. La iniciativa contempla una inversión estimada de 4.500 millones de dólares destinada al desarrollo de nuevos pozos de shale oil e infraestructura asociada. La aprobación del proyecto continúa pendiente.

“El desarrollo total del campo para Rincón de Aranda está en el rango de los 4.500 millones de dólares. Eso tiene en cuenta tanto la perforación y completación de nuestros pozos como toda la infraestructura de midstream necesaria a lo largo de la vida del proyecto”, explicó Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

“Básicamente, esa inversión desarrollará tanto el sur de Rincón de Aranda, que hasta ahora es la roca más productiva que hemos visto en el área, como también el bloque norte de Rincón de Aranda, lo que permitirá que el plateau de producción se sostenga por aproximadamente 6 a 8 años más”, agregó.

Seguridad jurídica y competitividad, las claves para impulsar las inversiones

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

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

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

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

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

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

Riesgos globales y presión regulatoria marcan el escenario energético

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

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

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

Inteligencia artificial: energía, trabajo y rentabilidad

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

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

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

Futuro del trabajo: jóvenes, universidades y empresas

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

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

Riesgos climáticos: gestión, estrategia y resiliencia

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

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

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

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

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

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

Petróleo: competitividad y reglas estables

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

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

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

Gas natural: convertir el potencial en suministro confiable

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

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

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

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

Vaca Muerta como referencia para la región

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

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

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

Refinación: más eficiencia en un mercado de menor crecimiento

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

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

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

La integración energética gana protagonismo

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

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

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

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

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

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

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

Vaca Muerta en el radar global de Chevron

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

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

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

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

El potencial de El Trapial y la experiencia en el shale

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

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

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

Competitividad, infraestructura y reglas de juego

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Garantías financieras y responsabilidades de las operadoras

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

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

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

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

El contexto de los cambios en las cuencas convencionales

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

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

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

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

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La remediación ambiental como fuente de empleo

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

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

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

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

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

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

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

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

Nuevos equipos e incentivos para aumentar la producción

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

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

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

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

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Remediación ambiental y saneamiento de pasivos

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

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

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

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

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

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Inversiones, Palermo Aike y nuevos pozos

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

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

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

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

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

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

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