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GeoPark apunta a duplicar su valor con un plan de inversión récord en Latinoamérica

GeoPark presentó ante inversores su hoja de ruta para los próximos cinco años, que prevé una inversión de entre 500 y 600 millones de dólares. La compañía busca duplicar su tamaño en América Latina mediante eficiencia operativa, disciplina financiera y el desarrollo simultáneo de proyectos en Colombia y Argentina.

El plan fue detallado por los principales directivos durante una conferencia con analistas internacionales, donde destacaron la fortaleza del portafolio y la flexibilidad de financiamiento para sostener el crecimiento.

El CEO, Felipe Bayón, explicó que el objetivo de GeoPark es consolidarse como una compañía más eficiente, rentable y con menor exposición geográfica. En ese marco, el foco estará centrado en Colombia y Argentina, luego de la venta de activos en Ecuador y la reducción de su presencia en otros mercados.

En Colombia, la empresa destinará entre 110 y 140 millones de dólares anuales al desarrollo de los campos Llanos 34 y CPO-5, donde proyecta mantener la producción estable y con altos márgenes. En Argentina, el gasto de capital se incrementará de 70 millones de dólares en 2026 a 250 millones de dólares anuales en 2027 y 2028, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta.

GeoPark: eficiencia operativa y tecnología

La compañía destacó los resultados obtenidos en reducción de declinaciones naturales de sus campos. En Llanos 34, la tasa de declino pasó de 23% a 14% en un año, con una proyección de alcanzar el 10% en 2026 gracias a la inyección de agua, polímeros y técnicas de perforación optimizadas.

GeoPark también informó que está utilizando modelado 3D y herramientas de inteligencia artificial para mejorar la localización de pozos, analizar la geología y optimizar inversiones. Estas tecnologías, según la empresa, permitieron reducir un 30% los costos de perforación y extender la vida útil de los pozos maduros.

En términos de costos, la compañía informó break-even de 45 dólares por barril en Colombia y 55 dólares en Argentina, valores que considera competitivos frente a los precios internacionales actuales.

Financiamiento y disciplina de capital

GeoPark aseguró que cuenta con un “toolkit financiero flexible” para sostener el crecimiento. Entre las alternativas, destacan emisiones locales de deuda en Argentina por hasta 500 millones de dólares, líneas de crédito por 100 millones y prepagos de crudo como el implementado en Colombia con BP.

La empresa prevé mantener sus dividendos trimestrales de 1,5 millones de dólares hasta mediados de 2026, cuando planea suspenderlos temporalmente para reinvertir en expansión.

Felipe Bayón destacó que GeoPark está en una posición sólida para afrontar escenarios volátiles en precios o cambios políticos. “Queremos mantenernos enfocados, disciplinados y cumplir las promesas. El crecimiento debe basarse en la rentabilidad de los activos y no en proyecciones”, afirmó.

El plan prevé que hacia 2030 la producción y el valor de la compañía se dupliquen, apalancados en la consolidación de su operación en Colombia y el desarrollo a escala en Vaca Muerta.

PAE perforará en noviembre el primero de sus cuatro pozos shale en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) comenzará a perforar en noviembre el primer pozo no convencional incluido en el plan piloto a través de una inversión superior a 40 millones de dólares y destinará más de 200 millones de dólares a la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros para recuperación terciaria en Cerro Dragón, de las cuales 6 serán inaugurados en los próximos 12 meses.

De esta manera, la compañía avanza con el desarrollo no convencional comprometido con una inversión inicial de más de 250 millones de dólares en la provincia.

La comitiva visitó la base de DLS en Comodoro Rivadavia donde se está acondicionando el equipo de perforación, el cual será trasladado a Cerro Dragón una vez finalizada la construcción de la locación que se está realizando en el yacimiento. La perforación se iniciará a mediados de noviembre.

Las etapas del plan piloto

La perforación con objetivo shale se realizará en dos etapas. La primera se iniciará con la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga -x1000 de hasta 3.700 metros de profundidad para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor. En esta fase se obtendrá un testigo corona de roca de más de 100 metros de longitud que permitirá tener un mejor conocimiento de las propiedades de la formación.

La información recopilada será analizada en ensayos de laboratorio por dos de los expertos internacionales más respetados del mundo en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas, de manera de asegurar que los resultados que se obtengan reflejen el verdadero potencial del objetivo a evaluarse. Posteriormente, se realizará el diseño de las fracturas con la utilización de simuladores de última tecnología.

La segunda etapa se realizará a partir del diagnóstico de los expertos con la información obtenida en el pozo vertical, por lo que en 2026 se prevé perforar una rama lateral de 3.000 metros saliendo del mismo pozo vertical, con 50 etapas de fractura.

PAE y su programa de recuperación terciaria

PAE también anunció un plan de recuperación terciaria a través de la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros. En la actualidad hay alrededor de 20 plantas de este tipo en toda la cuenca del Golfo San Jorge, – dos de ellas en PAE -, de manera que la compañía casi duplicará la cantidad actual de plantas de inyección de polímeros en la región.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación. Se estima que su factor de recobro, – cantidad de hidrocarburo que se puede producir respecto al volumen total en el reservorio -, puede mejorar hasta un 4% adicional por sobre el alcanzado con la recuperación secundaria, lo que permite contrarrestar el declino, alargar la vida útil del yacimiento y alcanzar un mayor nivel de reservas.

En los próximos 12 meses PAE inaugurará 6 de los 17 proyectos de inyección de polímeros adicionales incluidos en el plan. Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del agua y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

Autoridades

La visita a la base de DLS contó con la presencia del gobernador de la Provincia, Ignacio Torres; el vicegobernador Gustavo Menna, los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; de Rada Tilly, Mariel Peralta; el Ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; el Presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; el Secretario General de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y el Secretario General del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada. En representación de Pan American Energy asistieron el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

En este marco, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que “este es el principio de un proyecto que tiene un potencial enorme en términos productivos para la provincia, pero también es el principio de un cambio de paradigma, de dejar de pelearnos entre nosotros y ponernos espalda con espalda a defender lo nuestro”.

Tomás Catzman, Vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, afirmó que “con estos anuncios buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria. Basados en los aprendizajes del último pozo y aplicando las mejores prácticas recomendadas por los expertos mundiales, estamos confiados en que este nuevo pozo nos dará buenos resultados y esperamos que su perforación pueda confirmarnos un posible sweet spot”.

El plan piloto con objetivo no convencional de PAE incluye la perforación de 5 pozos. El primero de ellos fue perforado a fines del año pasado y permitió comprobar la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. La perforación del pozo anunciado este viernes es el primero de los cuatro pozos restantes previstos en el plan comprometido con la provincia de Chubut.

EEUU suma rigs, pese a la caída del precio del crudo

Las compañías de energía en Estados Unidos (EEUU) sumaron esta semana equipos de perforación de petróleo y gas por cuarta vez consecutiva, algo que no ocurría desde febrero, informó la firma de servicios Baker Hughes en su reporte semanal.

El conteo de plataformas, indicador temprano de producción futura, aumentó en siete hasta alcanzar 549 al 26 de septiembre, el nivel más alto desde junio.

Pese al incremento, Baker Hughes señaló que el total sigue siendo 38 equipos menor que hace un año, lo que representa una baja del 6%.

En detalle, las plataformas petroleras crecieron en seis hasta 424, el mayor número desde julio, mientras que las de gas cayeron en una hasta 117, el nivel más bajo desde ese mes.

Asimismo, en Permian, en Texas y Nuevo México, la principal formación de shale de EEUU, el conteo cayó en uno hasta 253, el menor nivel desde septiembre de 2021.

En Utica (Pensilvania, Ohio y Virginia Occidental), que junto con Marcellus conforma la mayor cuenca gasífera del país, los equipos subieron en uno hasta 14, la cifra más alta desde marzo de 2023. En Ohio, el conteo también subió en uno, llegando a 13, el mayor nivel desde febrero de 2024.

EEUU sigue creciendo

El número de plataformas de petróleo y gas cayó un 5% en 2024 y un 20% en 2023, debido a los menores precios que llevaron a las compañías a priorizar retornos a los accionistas y reducción de deuda en lugar de incrementar la producción.

Las firmas independientes de exploración y producción (E&P) analizadas por TD Cowen planean recortar inversiones en torno a un 4% en 2025 respecto de 2024. Esto contrasta con un gasto estable en 2024, pero con fuertes aumentos previos: 27% en 2023, 40% en 2022 y 4% en 2021.

Aunque los analistas proyectan que los precios del crudo seguirán bajando por tercer año consecutivo en 2025, la Administración de Información Energética (EIA) estima que la producción crecerá de un récord de 13,2 millones de barriles diarios en 2024 a 13,4 millones en 2025.

Mientras que en el gas, la EIA prevé que un incremento del 61% en los precios al contado en 2025 impulsará la perforación, tras la caída del 14% en 2024 que redujo la producción por primera vez desde la pandemia de 2020. Se espera que la oferta de gas suba a 106,6 billones de pies cúbicos diarios en 2025, frente a los 103,2 de 2024 y el récord de 103,6 de 2023.

Vaca Muerta generaría una balanza externa superavitaria de U$S 6.000 millones

En el Precoloquio de IDEA realizado en Rosario, el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea, expuso la proyección y los desafíos que enfrenta la industria energética argentina. Según indicó, el sector exporta por 10.000 millones de dólares anuales y en 2024 cerrará con un superávit externo de 6.000 millones, impulsado por la producción de Vaca Muerta.

Durante el panel “La Argentina productiva: visión de los líderes”, Ormachea resaltó que la formación neuquina es un proyecto con vocación exportadora y celebró los cambios recientes en la política económica. Destacó que la actual administración permitió que los precios domésticos se fijen en base al mercado y se flexibilicen las exportaciones, condiciones que consideró clave para atraer inversiones y consolidar el crecimiento.

Energía abundante, precios de mercado y obras estratégicas

El titular de la CEPH remarcó que Argentina cuenta con una ventaja diferencial: energía abundante y barata. “Tenemos los recursos, el know-how y una cadena de valor establecida que demostró capacidad y voluntad de crecer”, sostuvo.

Ormachea repasó que en los últimos años se concretaron proyectos de infraestructura que impulsaron la actividad y que hay obras más ambiciosas en ejecución, con capacidad de ampliar aún más la producción y las ventas externas. Según estimó, si las condiciones de mercado se mantienen, en 2030 las exportaciones podrían trepar a 30.000 millones de dólares.

También valoró la sanción de la Ley Bases y el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), que a su entender favorecen el desarrollo y fortalecen el vínculo con los mercados internacionales. “Lo más importante es que se estableció la reconexión financiera con el mundo”, subrayó.

Reducir el costo del capital, una meta clave

Ormachea puso especial énfasis en la necesidad de bajar el costo del financiamiento para ganar competitividad internacional. “Cuando exportamos, competimos con el mundo, principalmente con Estados Unidos, y hoy tenemos una desventaja por el costo de capital”, advirtió.

En esa línea, consideró que el crecimiento de la industria dependerá de que la cadena de valor local pueda expandirse, incorporar tecnología y acceder a crédito más barato. Planteó que las operadoras tienen un rol importante para ayudar a sus proveedores, mediante alianzas estratégicas que les den previsibilidad en la demanda y les permitan obtener financiamiento.

Asimismo, señaló que el sector debe afrontar otros retos, como la incorporación de personal capacitado y la mejora de la infraestructura en las zonas de producción, factores que también impactan en la eficiencia operativa.

El presidente de la CEPH insistió en que el desarrollo de Vaca Muerta debe pensarse con un horizonte exportador. “No tiene sentido planificar la producción de hidrocarburos solo para el consumo interno a 80 años”, afirmó.

YPF acelera en Vaca Muerta: récord shale, más exportaciones y US$3.000 millones para conquistar el mundo

YPF consolidó en el segundo trimestre de 2025 una transformación histórica en su estructura productiva. La compañía no solo afianzó el dominio del shale en su mix de crudo, que ya representa el 59% de su producción total, sino que también alcanzó nuevos hitos en exportaciones y en la ejecución de megaproyectos que cambiarán el mapa energético argentino.

Según el balance presentado por la empresa, el EBITDA ajustado alcanzó los 1.124 millones de dólares, con una caída del 10% trimestral y 7% interanual, explicada por la baja del precio internacional del Brent y menores valores de combustibles locales. Sin embargo, el golpe de los precios fue compensado parcialmente por menores costos de extracción, gracias a la reducción de la exposición a campos maduros, y por un fuerte aumento de ventas de gas.

Foco en Vaca Muerta

En línea con el Plan 4×4, YPF destinó el 71% de su inversión total de US$1.160 millones a desarrollos no convencionales, principalmente en Vaca Muerta. La producción de crudo shale promedió 145 mil barriles diarios, un 28% más que en el mismo trimestre de 2024.

La petrolera también avanzó con su programa de desinversión en áreas maduras. Desde abril transfirió 13 bloques y revirtió otros 11, sumando además el lanzamiento de la fase II del plan, que incorpora 16 nuevos bloques convencionales para su eventual traspaso.

Exportaciones récord

Las exportaciones de crudo treparon a 44 mil barriles diarios, un 20% más que en el primer trimestre y un 43% interanual. Este salto estuvo impulsado por envíos extraordinarios de petróleo Escalante, aprovechando el mantenimiento programado de la refinería de La Plata.

En paralelo, YPF aceleró la construcción del oleoducto VMOS, una obra de 3.000 millones de dólares que permitirá evacuar hasta 550 mil barriles diarios para exportación a partir de 2027. El proyecto ya completó el 23% de su ejecución y cerró un financiamiento sindicado de 2.000 millones de dólares, reabriendo el esquema de Project Finance en Argentina.

Proyección global de YPF

En el negocio de gas natural licuado, la compañía avanzó en la Fase 3 de Argentina LNG junto a su socio Eni. En agosto, SESA —la sociedad de Argentina LNG 1 en la que YPF participa con el 25%— obtuvo la aprobación final para contratar por 20 años un segundo buque FLNG de 3,5 millones de toneladas anuales. Sumado al primer buque, que entrará en operación en 2027, Argentina contará con una capacidad inicial de 5,95 MTPA para exportar GNL al mundo.

El resultado neto del período fue de 58 millones de dólares, revirtiendo la pérdida de US$10 millones del trimestre anterior, aunque lejos de los 535 millones de dólares de ganancia registrados en igual período de 2024. La deuda neta creció a 8.833 millones de dólares, con un ratio de apalancamiento de 1,9x, en parte por las operaciones vinculadas al retiro de campos maduros.

YPF bajará la cantidad de fracturas en Vaca Muerta

Horacio Marín dejó una serie de definiciones interesantes en el Energy Forum organizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (Amcham). El presidente y CEO de YPF reafirmó la solidez del plan de inversiones de la compañía y le restó dramatismo a la reducción de tres equipos de perforación en Vaca Muerta.

“Se está hablando de que van a bajar cinco rigs y no es grave”, señaló el ejecutivo detallando que queda resolver que compañía dará de baja esos equipos en la roca madre. Sin embargo, destacó que el objetivo de llegar al millón de barriles se cumplirá antes de tiempo. “En 2029 o 2030 vamos a estar el pico de producción”, afirmó.

Marín explicó que la decisión de bajar equipos se vincula a los ciclos de inversión y a las necesidades de capital compartidas con socios internacionales. “Nosotros tenemos un gran nivel de actividad. Es posible que tengamos que bajar la cantidad de facturas por los baches que tenemos con los socios internacionales. Pero lo que pasa es normal y debemos acostumbrarnos. Tenemos todo el derecho de reagruparnos y buscar capital”, aseveró.

Pese a este freno momentáneo, Marín aseguró: “a Vaca Muerta y a YPF no nos paran más”. En esa línea, ratificó que el negocio del shale sigue siendo viable. “Si el barril está a 45 dólares vamos a ganar plata, pero menos. Tenemos que dilatar las inversiones por un tema de capital, pero YPF es rentable a cualquier precio”, ponderó.

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Maximizar las inversiones de YPF

También hizo referencia al cambio de estrategia de la compañía con respecto a los yacimientos convencionales. “YPF se salió de los convencionales porque perdía plata. No invertía correctamente su capital para los inversionistas”, justificó.

Uno de los focos más importantes de su intervención fue el plan de exportaciones de gas natural licuado. “Estamos orgullosos de lo que estamos haciendo. Estamos teniendo unos adelantos extraordinarios. Para el primer trimestre tenemos el FID (decisión final de inversión) de los proyectos con ENI y Shell”, anunció.

“En un año y medio vamos a tener 100 millones de metros cúbicos de exportaciones. Nadie se da una idea de lo que vamos a hacer”, afirmó.

Marín fue incluso más lejos en sus proyecciones a futuro y aseguró que “me quedé corto en pronosticar 300 mil millones de dólares de exportaciones de hidrocarburos en 2031”.

En cuanto a la infraestructura, destacó que el nuevo gasoducto que se construirá con SESA (Southern Energy SA) tendrá un diámetro de 36 pulgadas, y que para dos proyectos de Shell y ENI se avanzará con ductos de 48 pulgadas, una medida sin antecedentes en el país. “El más grande del mundo es de 52 pulgadas”, comparó.

El mundo de los barcos

Marín manifestó que el mundo va hacía los FLNG (plataformas flotantes de licuefacción, por sus siglas en inglés). “El buque es una planta. Es una súper heladera que está a 173 grados bajo cero. ¿Cuál es la diferencia con una planta onshore? Solo se diferencian por el hormigón. Después, lo mismo porque los equipos los hacen en cinco países”, explicó.

El CEO de YPF remarcó que el futuro del sector pasa por los FLNG. “Es lo que se viene en el mundo. Es una obligación hacer barcos. El GNL no era viable. Estamos haciendo el camino rentable. El barco es mucho más rentable. Se hace en el mismo tiempo”, señaló.

En su repaso del avance tecnológico, también mencionó la expansión del centro de monitoreo en tiempo real. “El Real Time Intelligence Center (RTIC) ya lo estamos agrandando”, dijo, al referirse a la herramienta clave para optimizar operaciones en el shale.

Vaca Muerta necesita financiamiento competitivo para escalar su desarrollo

Durante el panel “Vaca Muerta como base del desarrollo energético”, en el Foro de Energía 2025 organizado por AmCham, los ejecutivos Pablo Vera Pinto, CFO de Vista Energy, y Ricardo Ferreiro, President E&P de Tecpetrol, abordaron uno de los principales cuellos de botella del shale argentino: el financiamiento.

Ambos señalaron que, a pesar del enorme potencial geológico y técnico de la formación, la falta de acceso a capital en condiciones competitivas es todavía una de las grandes limitaciones para sostener el crecimiento.

Vera Pinto fue directo: “Vaca Muerta es un recurso gigantesco. Eso hace que captar capital sea un desafío muy grande en relación al tamaño de la oportunidad”.

Según detalló, las empresas de escala han logrado acceder a capital vía emisiones internacionales de deuda, y ese stock viene creciendo: “Se recuperó fuerte en los últimos dos años. Pasamos de un piso de 7.000-8.000 millones de dólares en 2023 a 14.000 millones actualmente”.

Aun así, advirtió que ese proceso debe continuar y profundizarse. La clave está en estructurar proyectos sólidos desde lo técnico, que inspiren confianza en los inversores globales. “El interés está. Hay que seguir bajando el costo del capital para sumar tecnología y escalar la competitividad global”, remarcó.

Tecnología y eficiencia para Vaca Muerta

 Ferreiro, por su parte, puso el foco en la solidez técnica que logró la industria. “La formación es altamente competitiva desde lo técnico y productivo”, señaló.

Destacó también los avances en eficiencia operativa, a pesar de que la velocidad de desarrollo fue más lenta de lo esperado. Para Tecpetrol, la innovación tecnológica es clave: desde inteligencia artificial hasta operación remota de pozos, como los monitoreados desde México.

Ferreiro definió a Vaca Muerta como “una gran innovación para Argentina”, no solo por su aporte económico, sino también por su valor tecnológico en un mundo que demanda energía segura y asequible.

Ambos ejecutivos coincidieron en que el desarrollo pleno de Vaca Muerta depende de tres pilares: acceso sostenido al capital, una base técnica robusta y el fortalecimiento del capital humano.

El desafío es lograr que la competitividad técnica y geológica se complemente con una estrategia financiera sólida y reglas que reduzcan el riesgo para los inversores.

Petroleros ratificó el paro total en Vaca Muerta

El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa ratificó el paro en Vaca Muerta. Así pudo confirmarlo eolomedia tras fracasar la reunión que mantuvieron la cúpula del gremio y los representantes de las distintas empresas que están vinculadas al shale en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). Según denunció el gremio, la reunión duró menos de una hora y no hubo acuerdo, por lo que el paro quedó confirmado.

Las partes no lograron acercar posiciones y se espera que el Gobierno nacional dicte conciliación obligatoria para que no se vea perjudicada la producción. Es que el gremio denunció que el ajuste en las dotaciones por parte de las operadoras ya dejó fuera del sistema a más de 1.200 trabajadores, mientras otros 2.000 se encuentran suspendidos, sin tareas y percibiendo solo el salario básico.

La respuesta del sindicato no se hizo esperar. El 23 de julio confirmó un paro general afectando directamente la producción del shale. Ese mismo día también se realizó la denuncia formal por conflicto colectivo ya fue presentada ante el Ministerio de Trabajo de la Nación. La medida de fuerza comenzará el miércoles 30 de julio a las 20 horas —coincidiendo con el cambio de turno— y se extenderá durante 48 horas. Comenzará el miércoles 30 de julio y se extenderá hasta el viernes 1 de agosto a las 20. Solo quedarán guardias mínimas y las plantas de comprensión de gas, que es lo que prevé la ley.

Un panorama complicado

El conflicto se produce en un contexto de alta productividad en Vaca Muerta, que actualmente concentra más del 60% del total de petróleo producido en el país.

Sin embargo, detrás de esos logros técnicos se esconde una reestructuración silenciosa en el esquema laboral. Varias empresas del sector han decidido reducir sus equipos en áreas de perforación y terminación de pozos, argumentando una baja en la cantidad de etapas previstas para la segunda mitad del año. Esta decisión, si bien responde a razones técnicas y comerciales, afecta de manera directa a cientos de trabajadores que quedaron sin funciones asignadas.

El sindicato sostiene que esta es una “transición mal gestionada” que no considera la necesidad de mantener la plantilla hasta la entrada en funcionamiento de los nuevos ductos y obras de evacuación que permitirán expandir aún más la producción hacia 2026.

Impacto en Vaca Muerta

La medida de fuerza del 30 y 31 de julio tendrá impacto directo en la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta. Tal como sucede con estas medidas de fuerza, los efectos podrían sentirse también en la logística, el transporte de crudo y las tareas de mantenimiento, ya que el gremio representa a más de 25.000 trabajadores en toda la región.

Por ahora, no hubo respuesta oficial del Ministerio de Capital Humano ni de las operadoras. El sindicato mantiene su postura firme y advirtió que esta podría ser la primera de una serie de medidas si no se encuentra una solución que permita sostener los puestos de trabajo.

Vaca Muerta se lleva dos de cada tres pozos nuevos del país

Vaca Muerta es el motor hidrocarburífero del país. Su desempeño permitió que la Cuenca Neuquina se consolide como la principal región productiva y se comience a pensar en un polo exportador. Los números son cada vez más contundentes y cada día que se pasa se alcanza un nuevo récord en el shale neuquino.

Una muestra de ello es que la Cuenca Neuquina concentra más del 65% de los pozos productivos terminados en el primer semestre del año. Así quedó establecido en el Reporte Estadístico Oil & Gas elaborado por Oil Production Consulting con datos de la Secretaría de Energía.

El documento detalla que en el primer semestre se completaron 336 pozos en todo el país, de los cuales 221 se realizaron en la Cuenca Neuquina gracias al impulso Vaca Muerta.

El resto de las cuencas quedó muy por detrás. La Cuenca del Golfo San Jorge, cumbre de la producción convencional, finalizó 115 pozos, lo que representa el 34,2% del total nacional.

En contraste, las cuencas Cuyana, Austral y del Noroeste no registraron ningún pozo productivo terminado durante los primeros seis meses del año.

NeoSteer Max la herramienta clave para lo que viene en Vaca Muerta.

Estancamiento en las cuencas maduras

La falta de actividad en las cuencas más tradicionales del país preocupa a las provincias productoras y a los trabajadores del sector. En lo que va de 2025, la Cuenca Cuyana, la Austral y la del Noroeste no sumaron ni un solo pozo productivo nuevo. En la mayoría de los meses, los informes oficiales señalan directamente una actividad nula. Esto confirma una tendencia que se viene consolidando desde 2022: la reconversión hacia el no convencional en detrimento del mantenimiento o desarrollo de los campos maduros.

Además, la falta de perforaciones implica una menor renovación de la base productiva, afectando tanto la producción como el empleo en esas regiones. Mientras en Neuquén se terminaron 42 pozos solo en junio, en esas cuencas el número fue cero.

Vaca Muerta como un imán

La Cuenca Neuquina no solo lidera en cantidad de pozos terminados, sino también en pozos productivos de petróleo y gas. En el semestre, Neuquén acumuló 158 pozos de petróleo y 58 de gas, según los registros oficiales. Esto contrasta con la Cuenca del Golfo San Jorge, donde se finalizaron 96 pozos en total, de los cuales 90 fueron de petróleo y 6 fueron de gas.

En términos mensuales, Neuquén registró picos de actividad en marzo, abril y junio, con cifras que superaron los 30 pozos mensuales terminados. Por ejemplo, en junio se finalizaron 42 pozos en la cuenca, una cifra que quintuplica la de cualquier otra cuenca en ese mismo mes.

La disparidad entre cuencas no solo refleja el atractivo geológico y económico de Vaca Muerta, sino también la falta de políticas activas que incentiven la inversión en las regiones con producción convencional.

Al no haber nuevos pozos, el horizonte de producción para ese tipo de yacimientos se achica, agravando un ciclo de declino natural que ya lleva años.

El litio impulsaría un récord histórico en las exportaciones mineras

El sector minero argentino podría registrar en 2025 su mayor volumen de exportaciones medidas en valores nominales. Así lo anticiparon la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), que proyectan un crecimiento del 14% interanual impulsado principalmente por el litio, el oro y la plata.

La estimación surge del último Informe Productivo de la Minería Argentina elaborado por CAEM, que analiza las perspectivas de producción de las principales compañías del sector. De cumplirse el escenario proyectado, el país alcanzaría una producción superior a 1,1 millones de onzas de oro, más de 19,6 millones de onzas de plata y cerca de 130.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) en 2025.

Según el estudio, el 81% de las exportaciones mineras se concentra actualmente en el oro y la plata. Sin embargo, se advierte que muchos de los principales yacimientos llevan décadas en operación y enfrentan una merma sostenida en sus niveles de producción desde 2020. Esta baja de volúmenes se ha compensado hasta ahora con un incremento en los precios internacionales, aunque las entidades alertan que cualquier retroceso en las cotizaciones podría poner en riesgo la continuidad de ciertas operaciones.

El informe considera un escenario moderado, con un cumplimiento del 85% de los volúmenes estimados y estabilidad en los precios de referencia: US$ 3.300 por onza de oro, US$ 32 por onza de plata y US$ 8.500 por tonelada de litio LCE. Estos valores se alinean con proyecciones del Banco Mundial y el CME Group, y son monitoreados también por la Secretaría de Minería de la Nación.

El DLE comienza a ganar terreno en el litio.

El litio, un motor exportador

Además de augurar un nuevo récord en términos nominales, CAEM y la BCR destacaron que 2025 marcaría el quinto año consecutivo de crecimiento de las exportaciones mineras. En particular, subrayaron el “récord productivo del litio argentino”, con una proyección de crecimiento del 75% interanual, en línea con las ampliaciones de capacidad que se están concretando en distintos proyectos.

Durante el primer semestre de 2025, el crecimiento interanual ya supera el 30%, lo que refuerza las expectativas para el cierre del año. El dinamismo del sector se apoya no solo en los minerales tradicionales, sino también en las crecientes inversiones en exploración y construcción de proyectos de cobre, con los que Argentina busca sumar un nuevo complejo exportador en el mediano plazo.

Desde las entidades remarcaron que el escenario previsto combina oportunidades de expansión con desafíos estructurales. Entre ellos se mencionan los altos costos operativos, la necesidad de mejorar la infraestructura logística y energética, y la incertidumbre regulatoria. Aun así, destacan que la minería tiene potencial para consolidarse como un motor estratégico del comercio exterior argentino.

“El 2025 espera consolidarse como un nuevo año de crecimiento exportador en valor”, afirmaron desde CAEM y la BCR, aunque advirtieron que mantener la competitividad requerirá estabilidad macroeconómica, reglas claras y acceso fluido a insumos y divisas.