Vaca Muerta y Chile avanzan en una alianza energética que apunta a Asia y la minería

La ministra de Energía de Chile, Jimena Rincón, encabezó una comitiva estratégica hacia Vaca Muerta con el objetivo de consolidar la seguridad energética regional. Durante su visita técnica, la funcionaria analizó el potencial productivo de la cuenca neuquina frente a la reciente volatilidad de precios internacionales de los combustibles.

El despliegue diplomático y comercial incluyó a representantes de ENAP y diversos líderes del sector privado chileno. La delegación evaluó las capacidades operativas de Argentina para garantizar el abastecimiento de hidrocarburos a largo plazo, mitigando los riesgos derivados de los conflictos geopolíticos que encarecieron el suministro global.

“Vaca Muerta es el segundo yacimiento de gas natural no convencional del mundo y el cuarto en materia de petróleo y eso obviamente lo posiciona como un territorio muy atractivo cuando tenemos los hechos de la guerra que nos impactaron a partir de marzo”, consideró Rincón en diálogo con Bandurria Media.

Ante la crisis de precios desatada por conflictos en Medio Oriente, Chile priorizó la búsqueda de socios estratégicos que permitieran asegurar no solo costos competitivos, sino también la disponibilidad física.

Por Vaca Muerta, Neuquén sigue creciendo en la producción de gas.

Vaca Muerta: una seguridad latinoamericana

Las estadísticas oficiales revelaron que el sistema chileno dependió críticamente de la producción argentina durante el último ejercicio operativo. Actualmente, Chile adquirió el 60% del gas natural y el 40% del petróleo crudo de origen argentino, volúmenes procesados y refinados íntegramente por la infraestructura de ENAP para el consumo interno.

La integración energética no se limitó únicamente a la compra directa de moléculas de gas o barriles de petróleo. Rincón proyectó una sinergia donde los puertos chilenos funcionaron como la salida natural hacia el mercado de Asia, permitiendo que Argentina colocara sus excedentes productivos mediante una logística portuaria eficiente y competitiva.

“El tema no es solo que esté más caro comprar sino que podamos comprar, porque son dos variables que hay que administrar y a partir de lo que ocurrió en marzo nosotros empezamos en el ministerio a trabajar bueno cuáles eran nuestros socios, los socios estratégicos“, afirmó.

La visión estratégica contempló la exportación de energía eléctrica desde el norte chileno hacia los proyectos mineros situados en territorio argentino. Esta propuesta buscó emular los estándares de interconexión energética vigentes en la Unión Europea, ampliando las redes de transmisión para optimizar el desarrollo productivo de ambas naciones fronterizas.

YPF sigue marcando el rumbo de Vaca Muerta.

Puertos nacionales y la interconexión eléctrica binacional

El análisis gubernamental identificó que la productividad industrial se vio beneficiada por la creación de empleos en los nodos de transporte y servicios. La ministra destacó que fortalecer estas relaciones permitió que Chile ganara en capacidades logísticas, mientras Argentina resolvió sus cuellos de botella en la evacuación de hidrocarburos hacia mercados globales.

“Una oportunidad para que nuestros puertos sean punto de salida del combustible de ellos, gas y petróleo, a Asia; no hay mejor salida que la nuestra y eso obviamente es un negocio para nosotros, entonces ganamos por todos lados en ese ámbito”, aseguró la funcionaria chilena.

El papel del RIGI

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), resultó fundamental en las deliberaciones técnicas sostenidas. Este esquema ofreció una estabilidad fiscal de treinta años para desembolsos superiores a los doscientos millones de dólares, garantizando reglas claras para la inversión privada en infraestructura energética pesada.

“Afianzamos y fortalecemos las relaciones para que nuestra energía del norte sea una energía que ellos consuman ya lo están haciendo en proyectos mineros pero que podamos ampliar la red”, aseveró.

Rincón comparó la efectividad del modelo de incentivos argentino con las metas del proyecto de reconstrucción de Chile. Ambos marcos buscaron reducir la burocracia administrativa y otorgar certeza jurídica, factores determinantes para evitar que el capital inversor se desplazara hacia competidores regionales como el mercado de Brasil.

Estándares socioambientales

El monitoreo de los proyectos de transmisión eléctrica resultó clave para evitar futuras alzas en los precios de las cuentas residenciales. El gobierno chileno trabajó intensamente en destrabar permisos que permitieran inyectar energía renovable disponible al sistema, optimizando la matriz y asegurando que las inversiones energéticas impactaran positivamente en la economía doméstica nacional.

Asimismo, Rincón afirmó que se planificaron reuniones para coordinar el uso de recursos hídricos y la refrigeración de estas infraestructuras críticas, buscando que la disponibilidad de energía eólica potenciara la instalación de nuevos centros estratégicos.

“Uno puede transitar a modelos en que las comunidades se sientan parte del desarrollo, sean no solo receptoras de recursos, sino que más bien socios estratégicos y parte del desarrollo productivo“, consideró la ministra de Energía de Chile.

Mendoza llevó el potencial de Vaca Muerta a Calgary y busca nuevas inversiones para acelerar su desarrollo

La provincia de Mendoza participó de la Agenda Calgary 2026, una misión institucional y empresarial desarrollada en la provincia canadiense de Alberta, uno de los principales polos energéticos de América del Norte. La actividad reunió a funcionarios, empresas operadoras, firmas de servicios y organismos vinculados a la industria hidrocarburífera.

La delegación mendocina estuvo integrada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio; y el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López. También participaron representantes de otras provincias productoras, entre ellas Neuquén, Río Negro y Tierra del Fuego.

Durante la misión, los funcionarios expusieron proyectos vinculados al desarrollo de Vaca Muerta Mendoza, iniciativas sobre áreas convencionales y planes relacionados con infraestructura energética. El encuentro se desarrolló en el marco del Global Energy Show, uno de los eventos más importantes del sector en Canadá.

Vaca Muerta en Mendoza: Quintana Energy finalizó la sísmica 3D en Cañadón Amarillo

El foco puesto en Vaca Muerta

Durante la jornada denominada Argentina Day, Mendoza presentó información sobre el estado de situación de sus proyectos no convencionales. Según explicaron los funcionarios provinciales, actualmente desarrollan actividades en la formación Vaca Muerta empresas como YPF, la UTE Quintana-TSB y Tango Energy.

En la presentación, López señaló que los resultados obtenidos en las perforaciones realizadas por YPF en las áreas Paso de las Bardas Norte y CN VII A permitieron identificar oportunidades de desarrollo tanto para petróleo como para gas. De acuerdo con las estimaciones oficiales, el potencial podría superar los 300 pozos horizontales distribuidos en distintos niveles de la formación.

Los representantes mendocinos también hicieron referencia a futuros compromisos de perforación, trabajos de interpretación sísmica y proyectos que continúan en evaluación. Entre ellos mencionaron iniciativas impulsadas por la UTE Quintana-TSB, que analiza inversiones de gran escala en la provincia.

YPF seguirá explorando el lado mendocino de Vaca Muerta.

Áreas maduras e inversiones

Además del desarrollo no convencional, Mendoza presentó información vinculada al denominado Plan Andes, una estrategia orientada a reactivar áreas maduras mediante la incorporación de nuevos operadores tras la salida de YPF de varios bloques convencionales.

Según datos oficiales difundidos durante la misión, el proceso ya acumula compromisos de inversión superiores a los 700 millones de dólares. La provincia también promocionó oportunidades asociadas a proyectos de recuperación terciaria, producción de crudo pesado y nuevas licitaciones hidrocarburíferas.

La agenda incluyó reuniones con organismos regulatorios, universidades y centros tecnológicos de Alberta, además de visitas técnicas a empresas vinculadas a la producción petrolera y al desarrollo de nuevas tecnologías aplicadas al sector energético.

El crudo perforó los US$80 y se acerca una zona sensible para Vaca Muerta

El precio del petróleo volvió a caer con fuerza y perforó la barrera de los 80 dólares por barril. La baja reavivó un interrogante que sigue de cerca toda la industria: ¿hasta qué punto una corrección más profunda podría afectar las inversiones en Vaca Muerta y los proyectos energéticos en el país?

Los futuros del Brent cerraron en 78,96 dólares por barril, mientras que el WTI terminó en 76,05 dólares. La caída se produjo luego de que el mercado comenzara a descontar un posible acuerdo para poner fin al conflicto en Medio Oriente y una eventual reapertura del Estrecho de Ormuz.

En este marco, Daniel Dreizzen, titular de Aleph Energy, sostuvo que el mercado atraviesa un momento de redefinición y que la principal incógnita pasa por determinar si la baja actual es transitoria o el inicio de una nueva etapa para el precio del crudo.

“Baja otro 4% el crudo y perfora la barrera de los 80s ante la expectativa de paz y reapertura de Ormuz. La gran pregunta es si volverá al valor preguerra de 65 dólares por barril o si surgió un nuevo equilibrio geopolítico con una prima de riesgo que llegó para quedarse”, afirmó Dreizzen.

Vaca Muerta ante un escenario de crecimiento.

Vaca Muerta frente a un escenario de menores precios

La caída de las cotizaciones generó atención entre las empresas que desarrollan proyectos en Vaca Muerta, aunque los especialistas remarcan que los niveles actuales todavía resultan atractivos para la actividad. La preocupación aparece si el descenso continúa y se consolida durante varios meses.

En ese sentido, Dreizzen consideró que un Brent cercano a los 80 dólares continúa siendo competitivo para la roca madre, aunque advirtió que una vuelta a los valores previos al conflicto modificaría parte de las ecuaciones económicas del sector.

“Ochenta dólares por barril sigue siendo un precio muy competitivo para invertir en Vaca Muerta. Sesenta y cinco dólares ya se acercan demasiado al breakeven, es decir, al precio de equilibrio para justificar nuevas inversiones”, señaló el consultor.

Argentina LNG: YPF, Eni y XRG avanzan hacia la inversión final para exportar gas al mundo. Neuquén enviará el proyecto a la Legislatura

Combustibles y proyectos de GNL

Otro de los puntos analizados por Dreizzen fue el impacto que la baja internacional podría tener sobre los combustibles en Argentina. A pesar del retroceso del Brent, el especialista descartó una reducción inmediata en los surtidores.

“Como mínimo durante dos meses los combustibles no bajarán porque todavía hay que compensar el buffer que se generó cuando el Brent se ubicaba cerca de los 95 dólares por barril”, explicó.

El consultor también se refirió a los proyectos vinculados al GNL argentino, considerados estratégicos para transformar al país en un exportador global de energía. Según indicó, la competitividad de estas iniciativas dependerá en gran medida del comportamiento de los mercados internacionales.

“Si el precio internacional del gas volviera a ubicarse por debajo de los 10 dólares por millón de BTU, la necesidad de ganar competitividad en los grandes proyectos argentinos sería mucho más exigente. Allí la eficiencia pasaría a ocupar un lugar central”, sostuvo Dreizzen.

El mercado sigue atento a Ormuz

Para el especialista, el comportamiento del petróleo durante las próximas semanas estará estrechamente vinculado a la evolución del escenario geopolítico. La posible reapertura del Estrecho de Ormuz aparece como uno de los factores decisivos para definir la tendencia de corto plazo.

“Si efectivamente se abre el estrecho, el precio internacional del crudo debería bajar aún más en el corto plazo”, afirmó Dreizzen al analizar un mercado que también observa la situación económica de China, las negociaciones entre Rusia y Ucrania y las perspectivas de la demanda mundial de energía.

Restinga Alí volvió a crecer: la producción aumentó 50% tras la salida de YPF

La recuperación de Restinga Alí comenzó a mostrar resultados concretos luego de la operación transitoria impulsada por Petrominera Chubut y COPESA. Autoridades provinciales, representantes sindicales y directivos de la compañía recorrieron el área para evaluar los avances alcanzados desde que YPF decidió abandonar la concesión por considerarla económicamente inviable.

La visita fue encabezada por el presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar, junto a integrantes del directorio, el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila, el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, y el director ejecutivo de COPESA, Leonardo Pichintiniz.

Durante la recorrida, los participantes coincidieron en destacar la recuperación productiva del área y el sostenimiento de las fuentes laborales. Además, subrayaron que el esquema implementado logró revertir el deterioro operativo que atravesaba el yacimiento tras varios años de postergación de inversiones.

Las obras que permitieron recuperar la producción

La estrategia aplicada en Restinga Alí se centró en la recuperación de pozos y la mejora de la infraestructura de superficie. Para ello se utilizaron equipos de pulling y workover, además de intervenciones específicas destinadas a reactivar perforaciones que permanecían inactivas desde hacía años.

Las tareas también incluyeron trabajos sobre instalaciones clave para la operación diaria. Entre ellas se destacaron la adecuación de la planta de tratamiento de crudo, mejoras en los ductos principales y el reemplazo integral del calentador utilizado en el proceso productivo.

Los resultados comenzaron a reflejarse en los niveles de extracción. La producción pasó de 34 metros cúbicos diarios de petróleo a un promedio de 51 metros cúbicos por día, lo que representa un incremento cercano al 50% respecto de los registros observados a finales del año pasado.

En defensa de los puestos de trabajo

En este marco, Jorge Ávila aseguró que la prioridad fue evitar el cierre definitivo del área y preservar las fuentes laborales cuando YPF decidió retirarse de la concesión.

“Cuando YPF decidió irse y dejar el área porque decía que ya no era económica, nosotros nos plantamos para cuidar a la gente. Nos pusimos a trabajar junto a Petrominera en una operación de emergencia para mantener el yacimiento vivo y asegurar que ningún trabajador se quedara en la calle”, afirmó.

El dirigente sindical también destacó el impacto que tuvieron las obras ejecutadas durante los últimos meses para recuperar la capacidad productiva del yacimiento y revertir el deterioro acumulado en la infraestructura.

“Los resultados están a la vista. Se hicieron trabajos de limpieza profundos en los pozos principales y se cambió por completo el calentador de la planta de procesamiento. Gracias a esa inversión pasamos de producir 34 metros cúbicos diarios a rozar los 51 metros cúbicos en la actualidad”, sostuvo.

La mirada puesta en una licitación de largo plazo

Según explicaron las autoridades, la recuperación operativa modificó las perspectivas sobre el futuro de Restinga Alí. Los nuevos niveles de producción son considerados una señal de que los campos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge pueden seguir siendo viables cuando reciben inversiones y un manejo adecuado.

En ese marco, Petrominera Chubut trabaja en la elaboración de un pliego para una licitación de largo plazo. El objetivo será atraer nuevos operadores mediante condiciones que contemplen la complejidad técnica y los mayores costos asociados a la explotación de un yacimiento costero maduro.

Ávila consideró que el desafío pasa ahora por consolidar ese proceso mediante un esquema que garantice inversiones sostenidas. “Estamos usando sistemas de pistoneo para recuperar petróleo de pozos que permanecían abandonados. El próximo paso es una licitación que reconozca las características particulares del área y permita generar nuevas oportunidades para Comodoro Rivadavia”, señaló.

La caída del Brent pone a prueba la competitividad de Vaca Muerta

Estados Unidos e Irán le pusieron fin al conflicto de Medio Oriente y aliviaron la tensión al mercado energético. La expectativa de una reapertura gradual del Estrecho de Ormuz provocó una fuerte caída en la cotización del petróleo, pero abrió interrogantes sobre el futuro de Vaca Muerta.

Durante los últimos meses, la guerra había impulsado una escalada en los precios del Brent, que llegó a superar los 110 dólares por barril. El temor a interrupciones en el tránsito marítimo por uno de los corredores energéticos más importantes del planeta había incorporado una fuerte prima de riesgo geopolítico a los mercados internacionales.

En ese contexto, el anuncio realizado por el presidente estadounidense, Donald Trump, generó un alivio inmediato entre operadores e inversores, que comenzaron a descontar un escenario de mayor estabilidad para el comercio global de hidrocarburos.

Un nuevo escenario para el mercado petrolero

La reacción de los mercados fue contundente. El Brent retrocedió cerca de un 5% en una sola jornada y acumuló una caída superior al 23% respecto del máximo registrado apenas un mes atrás. Sin embargo, todavía persisten dudas sobre la velocidad con la que se normalizará completamente el tráfico marítimo en la región.

Aunque el acuerdo contempla la reapertura del corredor marítimo, diversas fuentes vinculadas al sector naviero advirtieron que todavía quedan pendientes tareas de verificación de seguridad y acondicionamiento de las rutas comerciales antes de recuperar plenamente los niveles de actividad previos al conflicto.

En este marco, Daniel Dreizzen, titular de Aleph Energy, explicó que la incertidumbre ahora se trasladó hacia la evolución futura del precio internacional del crudo, un factor clave para los proyectos energéticos de gran escala.

Central Puerto apuesta a Vaca Muerta y lanza su plan para crecer en el no convencional.

“Del pico de 110 dólares por barril de hace apenas un mes, el precio bajó 23%. Por ahora no hay tráfico significativo por el Estrecho. El principal dilema es saber si volverá a los valores previos a la guerra o si quedó instalada una nueva prima de riesgo geopolítico”, sostuvo el especialista.

La respuesta a esa pregunta resulta determinante para la industria hidrocarburífera argentina. Durante los últimos años, Vaca Muerta logró consolidarse como uno de los desarrollos más competitivos del mundo gracias a la mejora de la productividad y la reducción de costos operativos.

Sin embargo, la rentabilidad de muchos proyectos continúa estrechamente vinculada a la evolución del precio internacional del petróleo. Un escenario de valores elevados favorece la expansión de inversiones, mientras que una caída prolongada obliga a revisar planes de desarrollo y cronogramas de perforación.

Vaca Muerta y el dilema del Brent

A pesar de la baja reciente, los especialistas consideran que el actual nivel de precios todavía resulta favorable para la actividad en la formación neuquina. Los 80 dólares por barril que actualmente registra el Brent continúan ubicándose por encima de los umbrales considerados necesarios para sostener la expansión del shale argentino.

“Para las inversiones en Vaca Muerta, un petróleo de 80 dólares por barril sigue siendo muy competitivo. Un precio de 65 dólares ya se acerca demasiado al breakeven o punto de equilibrio para desarrollar nuevos proyectos”, explicó Dreizzen.

El análisis cobra relevancia porque las principales operadoras que trabajan en Vaca Muerta vienen ejecutando programas de inversión multimillonarios orientados a incrementar la producción de petróleo y aprovechar la creciente capacidad de evacuación que aportarán las nuevas obras de infraestructura.

En ese marco, un descenso moderado de los precios no modificaría significativamente los planes ya aprobados. Sin embargo, una caída sostenida hacia niveles cercanos a los 65 dólares podría obligar a las empresas a reevaluar proyectos marginales o desarrollos con menores márgenes de rentabilidad.

Se presentaron dos ofertas para la importación de GNL.

El desafío para los proyectos de GNL

La evolución del conflicto también tiene implicancias para el mercado internacional del gas. El acuerdo entre Washington y Teherán provocó una reducción de los precios europeos, que durante la crisis habían experimentado fuertes incrementos por temor a restricciones en la oferta energética global.

Para Argentina, el comportamiento de esa variable resulta especialmente relevante debido a los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) que buscan monetizar la producción de Vaca Muerta mediante exportaciones hacia mercados internacionales.

“Si el precio internacional del gas volviera a ubicarse por debajo de los 10 dólares por millón de BTU, los grandes proyectos argentinos de GNL enfrentarían una fuerte exigencia en términos de competitividad”, consideró Dreizzen.

La advertencia se produce en momentos en que diferentes iniciativas vinculadas a la exportación de gas avanzan en etapas decisivas de desarrollo. Los proyectos contemplan inversiones multimillonarias y horizontes de recuperación de largo plazo, por lo que la estabilidad de los precios internacionales constituye un factor central para garantizar su viabilidad económica.

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.