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.

Tango Energy será la operadora de las nuevas concesiones de Vaca Muerta en Río Negro

La firma de las Actas Acuerdo entre la provincia de Río Negro y Tango Energy consolidó un nuevo paso para el desarrollo de Vaca Muerta en la margen rionegrina de la roca madre. Con este trámite quedó formalizado el otorgamiento de las Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) sobre las áreas Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada.

El hecho fue comunicado al mercado mediante un Hecho Relevante presentado ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), donde la empresa informó que asumirá el carácter de operadora de las tres concesiones durante toda la vigencia de las CENCH, conforme a la legislación hidrocarburífera vigente. Esta instancia completa una etapa clave en la estructura jurídica y operativa del proyecto.

La conducción de las operaciones estará a cargo de Pablo Iuliano, CEO de Tango Energy, quien encabezará el desarrollo de los activos ubicados en el sector oriental de Vaca Muerta, una zona que concentra crecientes expectativas por su potencial para ampliar la frontera productiva del shale.

Tango Energy liderará la operación de los bloques

Además de confirmar el rol operativo de la compañía, el comunicado notificó el cumplimiento de las condiciones previstas para la reorganización de los derechos económicos del proyecto. Como consecuencia, Vista Energy Argentina transfirió el 50% de esos derechos sobre los recursos no convencionales a Unconventional Resources S.A. (URSA), sociedad co-controlada por Vista y Trafigura.

La presentación ante la CNV aclara que esta cesión no modifica la titularidad regulatoria de las concesiones, que continúa íntegramente en cabeza de Tango Energy, ni altera su condición de operadora. Del mismo modo, los derechos económicos vinculados a la producción convencional remanente permanecen bajo control de la compañía.

Con esta estructura, Vista, Trafigura y TanGo Energy definieron el esquema definitivo para impulsar el desarrollo de los recursos no convencionales en las tres áreas rionegrinas, diferenciando las responsabilidades operativas de la administración de los derechos económicos.

Las inversiones previstas para el desarrollo

La empresa ya puso en marcha los primeros trabajos de preparación de locaciones donde perforará su primer pozo exploratorio no convencional en Charco del Palenque, previsto para agosto próximo. Ese será el punto de partida de la fase piloto del proyecto sobre la margen rionegrina de Vaca Muerta.

El plan contempla una inversión inicial de 66 millones de dólares destinada al desarrollo piloto de las tres áreas, con la perforación de cuatro pozos durante los próximos tres años. La iniciativa busca generar la información técnica necesaria para definir la siguiente etapa de expansión del proyecto.

La constitución de URSA también permitirá canalizar los recursos financieros destinados al desarrollo de estos activos y evaluar futuras oportunidades sobre recursos no convencionales en Vaca Muerta, en línea con la estrategia de crecimiento diseñada por sus accionistas.

Un nuevo paso para el desarrollo en Río Negro

La formalización de las CENCH representa un avance para el desarrollo del shale en Río Negro, una provincia que busca ampliar su participación dentro de Vaca Muerta mediante la incorporación de nuevas inversiones en exploración y producción de hidrocarburos no convencionales.

Las áreas Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada forman parte de esa estrategia y se ubican en una región considerada de interés para extender el desarrollo de la formación hacia el este de la cuenca, complementando la actividad que históricamente se concentró en Neuquén.

En su comunicación al mercado, Tango Energy señaló que la suscripción de las Actas Acuerdo constituye un nuevo hito para el proyecto, ya que completa una etapa esencial en la implementación de la estructura jurídica y operativa prevista para el desarrollo de los recursos no convencionales sobre estas concesiones.

VMOS: el proyecto ya registra un 73% de avance

El Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) ingresa a la ultima parte de su construcción y el shale oil le pondrá fin a los cuellos de botella en la región. Así lo confirmó Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, quien detalló que el proyecto registra un 73% de avance.

En declaraciones radiales, González detalló: “Tenés el oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra con un grado avance del 73% que va a permitir a partir de enero empezar a cargar los barcos más grandes de crudo”.

El VMOS representa una inversión estratégica para conectar Vaca Muerta con el Atlántico. Según González, la operatividad plena del sistema cambiará la balanza comercial y remarcó que el ducto es fundamental para alcanzar las metas de exportación de petróleo proyectadas para los próximos años.

Impacto en la exportación de petróleo y divisas

La finalización de las obras permitirá un salto en los ingresos de divisas. “Cuando esté listo ese caño de acá un año y medio estás exportando 14 15.000 millones de dólares por año de petróleo entonces ¿cómo no puede tener eso un impacto positivo?”, subrayó González.

“El RIGI no lo inventó a ese proyecto, pero estaba identificado y no se había hecho. Un proyecto de 3.000 millones que necesitaba un cheque de los bancos de 2.000 y lo primero que dijeron es ‘Listo el cheque está, pero sabes qué condición precedente tiene que tener RIGI’”, detalló.

“Sin RIGI no hay cheque. El RIGI lo que hace y todas las reformas de Milei obviamente es que el ritmo de ese crecimiento cambie completamente. Estamos hablando de un ritmo muchísimo más intenso que va a hacer que estos sectores energía y minería tengan un impacto enorme”, agregó.

Dock Sud fue escenario de una compleja operación logística vinculada al oleoducto VMOS y a la expansión de las exportaciones petroleras.

El financiamiento para el VMOS

La estructura financiera dependía de la seguridad jurídica para liberar fondos bancarios. El secretario explicó que el oleoducto no se habría concretado sin las garantías actuales. La obra avanza ahora gracias a que los inversores cuentan con un marco de previsibilidad que antes no existía.

Sobre la necesidad de incentivos para la inversión en Vaca Muerta, el funcionario señaló: “Le das incentivos porque si no las inversiones no se hacían. Las condiciones de Argentina no lo permitían y los inversores no confiaban plenamente”.

El desarrollo energético, traccionado por el 73% de avance del oleoducto, busca eliminar la restricción externa de divisas. La capacidad de transporte es la pieza faltante para que la producción local llegue a mercados globales y González ponderó que el rumbo económico actual consolida este crecimiento.

Proyecciones para el desarrollo de Vaca Muerta

La mejora en la evacuación es prioridad de la gestión. González vinculó el avance del VMOS con la expansión de áreas: “Las inversiones se están dando fuerte en Vaca Muerta. Este proyecto de Rincón de Aranda, gracias al RIGI, es más grande de lo que estaban pensando hacer inicialmente”.

La meta es que energía y minería alcancen una balanza comercial de 50.000 millones de dólares. El aporte del Vaca Muerta Oil Sur es central para superar las exportaciones del agro.

El compromiso de inversión bajo el régimen alcanza casi los 150.000 millones de dólares. Las empresas deben desembolsar el 40% del monto mínimo requerido en los primeros dos años. El monitoreo del 73% de avance asegura el cumplimiento del cronograma para iniciar las cargas de crudo.

Pampa Energía obtuvo el RIGI para Rincón de Aranda y avanza con una megainversión en Vaca Muerta

La aprobación del RIGI para Rincón de Aranda marca un nuevo paso en la expansión de Vaca Muerta. El proyecto de Pampa Energía consiguió el visto bueno del Ministerio de Economía de la Nación para impulsar su producción de shale oil.

El anuncio lo realizó Adrián Ravier en su debut como vocero presidencial. El flamante funcionario vinculó la decisión con el crecimiento que registra la actividad hidrocarburífera y destacó que la producción nacional alcanzó nuevos máximos y sostuvo que la expansión del sector responde al aprovechamiento del potencial energético argentino.

“El mes de mayo marcó un récord histórico en producción de petróleo, alcanzando los 903.700 barriles diarios, lo que significó un crecimiento del 19,6% respecto al mismo mes del año anterior. La participación de Vaca Muerta fue del 69%, mientras que el gas alcanzó los 156,6 millones de metros cúbicos diarios”, afirmó Ravier.

En tanto, desde la compañía afirmaron que: “La aprobación del RIGI es muy importante porque nos permite acelerar las inversiones. Podremos desarrollar la parte norte del área, acelerar el ramp-up y extender el plateau de producción”.

Rincón de Aranda se convierte en el séptimo proyecto RIGI energético

El vocero presidencial remarcó que los indicadores actuales reflejan un cambio respecto de los años en que Argentina dependía de las importaciones de energía. En ese contexto, ubicó la aprobación del proyecto de Pampa Energía como parte de una estrategia destinada a ampliar la producción de hidrocarburos.

“Estos resultados son fruto de una gestión consciente del potencial de los recursos naturales de Argentina y de la convicción presidencial de recuperar la energía. Actualmente, el país no solo es superavitario, sino que ese superávit es una fuente clave de divisas y crecimiento económico“, señaló Ravier.

El funcionario también precisó el alcance de la iniciativa recientemente aprobada. Según explicó, el proyecto contempla el desarrollo integral de Rincón de Aranda mediante la perforación de nuevos pozos no convencionales dentro de Vaca Muerta, con una inversión estimada en 4.521 millones de dólares.

“Recientemente se aprobó el séptimo proyecto RIGI en la provincia de Neuquén, destinado al desarrollo integral de hidrocarburos no convencionales en el área Rincón de Aranda, mediante la perforación de nuevos pozos en Vaca Muerta“, indicó Ravier.

Rincón de Aranda es la gran apuesta de Pampa Energía en Vaca Muerta.

La inversión prevé empleo e inicio de operaciones en 2027

El vocero agregó que la inversión tendrá impacto tanto en la etapa de construcción como durante la operación del proyecto. De acuerdo con los datos oficiales, la obra demandará 715 empleos directos y 500 indirectos, mientras que la fase operativa generará 62 puestos directos y 456 indirectos. El inicio de las operaciones está previsto para el primer trimestre del próximo año.

La aprobación del régimen llega en un momento de fuerte crecimiento para Rincón de Aranda. Durante 2025, el bloque se convirtió en el principal motor de la expansión petrolera de Pampa Energía, al pasar de una producción inferior a 1.000 barriles diarios a cerrar el año con una meta cercana a 20.000 barriles diarios.

En la última presentación de resultados ante inversores, el CEO de la compañía, Gustavo Mariani, había anticipado el interés por incorporar el desarrollo del área al régimen de incentivos. Allí explicó que la empresa ya había solicitado anteriormente un RIGI para infraestructura y que, tras la incorporación del upstream petrolero al esquema, avanzaría con una nueva presentación para el desarrollo completo del bloque.

Pampa Energía acelera el desarrollo de Rincón de Aranda

El plan operativo de Pampa Energía para 2026 prevé mantener una elevada actividad en el yacimiento. La empresa destinará alrededor de U$S 770 millones exclusivamente a Rincón de Aranda, respaldada por un costo de extracción cercano a U$S 10 por barril, uno de los más competitivos dentro de Vaca Muerta.

Las proyecciones internas contemplan elevar la producción desde los actuales 19.000 barriles diarios hasta unos 25.000 barriles diarios entre marzo y abril de 2026. Posteriormente, con la incorporación de una nueva planta de procesamiento temporal, la producción alcanzaría alrededor de 28.000 barriles diarios durante la segunda mitad del año.

Para sostener ese crecimiento, la compañía mantiene actualmente 10 pads activos dentro del bloque. El programa de desarrollo para este año contempla la perforación de 20 nuevos pozos y la terminación de 35 pozos, con el objetivo de alcanzar una meseta productiva cercana a 45.000 barriles diarios durante 2027.

Crown Point perforará tres pozos en la formación D-129

La formación D-129 volvió a ubicarse en el centro de la estrategia petrolera de Santa Cruz tras la reunión que mantuvieron directivos de Crown Point Energy y autoridades del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER). El encuentro permitió definir los lineamientos operativos para el segundo semestre de 2026 y ratificar un programa de inversiones que incluye tres nuevas perforaciones.

El plan de la compañía contempla desarrollar la formación D-129, considerada uno de los horizontes con mayor potencial para la zona norte de la provincia. Además de las perforaciones, el esquema incorpora trabajos de pulling para incrementar la producción y evaluar la incorporación de nuevos equipos en función de los resultados obtenidos.

La reunión fue encabezada por Rafael Güenchenen, secretario general de SIPGER, junto al secretario adjunto Nallib Rivera y el referente de Pico Truncado, Marcelo Ruz. En representación de Crown Point participaron el vicepresidente Eduardo Oliver y el gerente general Mauricio Orue, quienes repasaron las prioridades operativas y laborales para los próximos meses.

La formación D-129 concentra las expectativas de desarrollo

Desde el sindicato destacaron que el programa de Crown Point incorpore la formación D-129 como eje de su estrategia de crecimiento. El objetivo es avanzar sobre un reservorio que desde hace años aparece entre las principales alternativas para recuperar la actividad hidrocarburífera en el norte santacruceño.

“Perforar es la única salida. Si queremos más producción, más equipos y más trabajo, necesitamos empresas que apuesten por la provincia. Desde la salida de YPF atravesamos un escenario complejo y nuestra respuesta fue ponernos al frente, defender la actividad y generar condiciones para que Santa Cruz vuelva a moverse”, sostuvo Güenchenen.

El dirigente explicó que la formación D-129 forma parte de una visión más amplia sobre el desarrollo energético provincial, junto con Palermo Aike y el petróleo pesado ubicado al sur del río Deseado, recursos que considera fundamentales para ampliar la producción en los próximos años.

Perforaciones y pulling para aumentar la producción

Además de las tres perforaciones previstas para este año, el plan operativo contempla fortalecer las tareas de pulling como una herramienta para recuperar producción en pozos existentes. La intención es elevar el volumen de petróleo extraído y, a partir de esa evolución, evaluar la incorporación de nuevos equipos de trabajo.

“Santa Cruz tiene recursos, trabajadores preparados y conocimiento del territorio. No podemos limitarnos a administrar el declino. Hay que abrir nuevas etapas de producción y transformar el potencial en actividad real”, afirmó Güenchenen durante la reunión.

Desde SIPGER señalaron que cada nueva perforación genera un efecto multiplicador sobre la actividad petrolera, ya que moviliza empresas de servicios, contratistas, pymes y empleo local, además de incrementar las regalías que recibe la provincia por la producción de hidrocarburos.

Seguimiento de los planes operativos de Crown Point

Otro de los puntos analizados durante el encuentro fue la necesidad de monitorear la ejecución del programa anunciado por Crown Point para garantizar que los proyectos se traduzcan en actividad efectiva dentro de los yacimientos. El sindicato remarcó que el seguimiento será permanente durante los próximos meses.

“Detrás de cada pozo hay equipos, servicios, pymes, trabajadores, producción y regalías para la provincia. Por eso valoramos cada decisión que implique volver a perforar en Santa Cruz o poner en funcionamiento pozos que habían sido abandonados a su suerte”, expresó Güenchenen.

El titular del Sindicato también insistió en el valor estratégico de la formación D-129 para el futuro petrolero de la provincia. “Durante años se habló del potencial de formaciones como la D-129. El desafío ahora es llevar ese potencial al campo, con pozos, equipos y trabajadores santacruceños como protagonistas. Santa Cruz tiene mucho para dar todavía y confiamos en que este sea el primero de muchos pozos. Este es el camino”, afirmó el dirigente gremial.

El costo de perforación y completación de un pozo en Vaca Muerta ronda entre los U$S 8,5 y U$S 13 millones

Nicolás Ziperovich, exCEO de San Antonio Internacional y Founder & Managing Director de Lumina Energy Solutions, realizó un análisis del underwriting completo de un nuevo operador en Vaca Muerta, desde la evaluación de subsuelo hasta la estrategia de salida, donde consideró que el riesgo real en la roca madre no es geológico sino de precio del petróleo.

La formación acumula alrededor de 16.000 millones de barriles de petróleo recuperable y más de 300 Tcf de gas, según datos de la EIA, lo que la posiciona entre las cuatro mejores plays de shale del mundo. Menos del 2% de los pozos que se perforarán eventualmente han sido ejecutados hasta la fecha, lo que dimensiona el potencial que resta por desarrollar.

“El rendimiento de los pozos centrales ahora rivaliza con el Permian, con IP30 de entre 1.000 y 2.000+ boepd desde laterales de más de 3.000 metros con más de 50 etapas de fractura“, señaló Ziperovich en su publicación en su cuenta de LinkedIn.

La economía de un pozo en Vaca Muerta

El análisis de Ziperovich desagrega la estructura de costos del ciclo completo: el costo de perforación y completación se ubica entre US$8,5 y US$13 millones por pozo, una reducción del 40 al 50% respecto de 2018, con margen adicional de baja gracias al pad drilling y los laterales más largos. El costo de caja total en madurez ronda los US$25–30 por barril, contemplando regalías de Neuquén del 12%.

A un Brent de US$70, los márgenes EBITDA alcanzan el 60%, con un punto de equilibrio de ciclo completo de entre US$38 y US$56 por barril sobre precio Medanito. La principal exposición es el precio del crudo, no la geología ni la ejecución operativa.

“La curva de costos es un problema de ejecución que se puede resolver. Pasar de diésel a gas y luego a red eléctrica quita entre US$2 y US$3 por barril del costo de lifting. Un programa de reutilización de agua del 40–50% elimina otros US$0,50–1,00”, explicó Ziperovich.

Vaca Muerta atrae inversores globales: la cuenca que rivaliza con el Permian y promete retornos del 22%.

El capital es pesado, pero financiable

Una plataforma de escala media, unas 50.000 acres, aproximadamente 200 pozos en siete años hasta alcanzar 40.000 boepd,  requiere una inversión total de entre US$2.800 y US$3.000 millones. De ese total, entre US$1.000 y US$1.200 millones corresponden a equity; el resto se estructura con reserve-based lending y flujo de caja reinvertido una vez que la producción escala. La perforación representa el 70% del capex, por lo que el costo por pozo y el ritmo de ejecución son las variables determinantes.

El precio de entrada al activo agrega otro argumento: la acreage se transa entre US$6.000 y US$14.000 por acre, un descuento del 70 al 90% respecto del Permian por roca comparable. Las obras de infraestructura en marcha —GPNK para gas y Vaca Muerta Sur para el crudo— y el régimen RIGI, que garantiza ingresos en dólares y estabilidad impositiva por 30 años, reducen el descuento Argentina que el mercado aún aplica.

“El descuento Argentina es más amplio que el riesgo que efectivamente queda. La ventaja ahora está en la construcción: qué acreage elegir, qué diseño de pozo, a qué velocidad perforar y cómo financiarlo sin regalar los retornos”, sostuvo Ziperovich.

San Antonio nombró a un nuevo CEO.

El caso de salida: IRR del 22% y una referencia que ya existe

El escenario base del modelo arroja una TIR de entre el 18 y el 22% sobre equity, con un múltiplo de entre 2,0 y 2,5 veces. La salida se estructura a entre 5 y 8 veces el EBITDA hacia una IOC, una NOC o el mercado de capitales. Vista Oil & Gas construyó una compañía valuada en más de US$4.000 millones en NYSE desde cero en 2017, en condiciones de infraestructura peores que las actuales.

“El consenso por fin alcanzó al macro. El filo ahora está en la construcción”, remarcó Ziperovich, sintetizando la tesis central del análisis.