Cómo será el pozo escuela de Vaca Muerta

El nuevo cuello de botella que enfrenta Vaca Muerta es contar con mano de obra calificada que estén a la altura de lo que implica el shale argentino. La tendencia marca que la actividad seguirá creciendo de tal manera que la formación no convencional será el corazón energético de la región y que el Medanito pujará en los grandes mercados.

Para cumplir con esas proyecciones, la región se enfrenta a un desafío estratégico: cómo formar, con rapidez y calidad, a los miles de operarios y técnicos que necesita su expansión.

Tal como informó eolomedia, la industria piensa en una revolución educativa para dar respuesta a esa demanda y hay un proyecto que podría elevar aún más los estándares en los yacimientos.

En este sentido, las compañías impulsan la creación del primer pozo escuela del país, un espacio de formación práctica que reproducirá condiciones reales de perforación, fractura y mantenimiento en la industria del petróleo y el gas.

El pozo escuela será parte central del Instituto Vaca Muerta, que buscará articular el sistema educativo con las demandas específicas del sector energético, especialmente en su etapa operativa, y reducir así la brecha entre teoría y práctica.

Otro de los beneficios que traerá la iniciativa será la baja de accidentes en los bloques y la disminución de errores en los procesos productivos.

Formación aplicada

Según pudo saber este medio, el pozo escuela permitirá que estudiantes de tecnicaturas y formación profesional puedan aprender perforando, bajo supervisión docente y en condiciones de seguridad. También incluirá líneas de alta presión, sets de bombas para simular operaciones de fractura hidráulica, y laboratorios especializados en arenas, geles y calidad de agua.

En la etapa de producción, se montarán unidades didácticas que simulan separación de fases (gas, agua, petróleo) y tratamiento de fluidos. Además, se construirán talleres específicos para mantenimiento eléctrico, electromecánico y mecánico. Todo esto estará articulado con un campus virtual que permitirá dar seguimiento al desempeño de cada estudiante y brindar formación remota.

“Este pozo escuela no es solo una herramienta pedagógica, es un puente directo entre la escuela y el campo petrolero”, explicaron desde Fundación YPF. El objetivo es que los egresados puedan insertarse en la industria con conocimientos alineados a los estándares actuales de seguridad, digitalización y eficiencia operativa.

Tecpetrol se unió al VMOS.

Un modelo internacional

El modelo de pozo escuela no es nuevo: ya funciona con éxito en países como México, Colombia y Canadá. En esos casos, se ha comprobado que la experiencia práctica durante la formación técnica mejora notablemente la empleabilidad de los jóvenes y la productividad en sus primeros años de trabajo.

Las autoridades de la Fundación YPF visitaron el pozo escuela de Tenaris en Veracruz y el SAIT (Southern Alberta Institute of Technology) en Canadá para definir las mejores prácticas a replicar en Argentina. “El desafío es acercar la innovación tecnológica de Vaca Muerta al sistema educativo”, explicaron los responsables del plan.

Perfiles claves para Vaca Muerta

Según los estudios de prospectiva realizados por el sector, los perfiles más requeridos en los próximos años serán: operadores de perforación, fractura y producción, técnicos en química aplicada, técnicos en automatización, programadores de PLC, especialistas en mantenimiento y expertos en yacimiento digital.

La etapa de perforación, en particular, es la que más mano de obra calificada demandará. Por eso el pozo escuela estará orientado a capacitar intensivamente en esta especialidad, utilizando simuladores de alto nivel y equipamiento real. También se contempla la formación en temas clave como seguridad operativa y gestión ambiental.

El proyecto del pozo escuela se enmarca en un plan más amplio que incluye prácticas profesionalizantes en campo con empresas como Halliburton, Schlumberger, AESA y TotalEnergies. Además, se trabajará en red con más de 30 instituciones técnicas de Neuquén y Río Negro, reforzando su equipamiento, capacitando a 540 docentes y promoviendo una comunidad educativa e industrial integrada.

La iniciativa también contempla pasantías, becas, formación continua y módulos de certificación por competencias. Se busca así profesionalizar el trabajo operativo y construir una oferta educativa más flexible, modular y vinculada al empleo real.

Vista Energy marca un récord de 118.000 boe/d en Vaca Muerta

Vista Energy presentó este jueves los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79%. Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/den junio.

El plan de Vista

El EBITDA ajustado del período fue de 404.5 millones de dólares, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

Los ingresos totales alcanzaron los 610.5 millones de dólares, un 54% por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58% del total de ingresos netos.

La ganancia neta fue de 235.3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

El lifting cost fue de 4.7 USD/boe, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356.1 millones de dólares.

Vista compró el 50% de la participación de Petronas en La Amarga Chica

La apuesta por La Amarga Chica

Tal como informó eolomedia, el CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio calificó la operación como “transformadora” y aseguró que representa una mejora sustancial para el perfil financiero de la empresa. El acuerdo con Petronas implicó un desembolso combinado en efectivo, acciones y pago diferido.

Vista pagó 900 millones de dólares en efectivo, sumó un pago diferido de 300 millones sin intereses, y entregó 7,3 millones de acciones de la compañía. El valor presente neto total de la operación asciende a aproximadamente 1.300 millones de dólares. Según Galuccio, “es una transacción altamente rentable, con múltiplos acumulativos para nuestros accionistas”.

La Amarga Chica se encuentra en una zona estratégica, junto a Bajada del Palo Este, uno de los bloques más exitosos de Vista. Con esta operación, se incorporan 46.000 acres productivos, un inventario estimado de 200 nuevos pozos por perforar y una sólida plataforma de infraestructura y reservas.

La producción de litio se duplicó

La industria minera argentina mostró en mayo un leve crecimiento general del 0,5% interanual, según el Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) del INDEC. Sin embargo, el dato más destacado del mes fue el fuerte impulso del litio, cuyo nivel de extracción creció un 100% en comparación con el mismo mes de 2024.

En el acumulado de los primeros cinco meses del año, la producción de carbonato de litio aumentó un 84,1% frente al mismo período del año pasado, posicionándose como el segmento de mayor expansión dentro de la minería nacional. Este crecimiento reafirma el potencial del litio argentino como insumo clave en la transición energética global.

El litio, motor del nuevo ciclo minero

El litio, cuya demanda global crece por su uso en baterías para autos eléctricos y almacenamiento energético, lideró cómodamente el ranking de crecimiento en mayo. La extracción de minerales para la fabricación de productos químicos –donde también se incluyen compuestos asociados al litio– mostró un avance del 52,2% interanual y del 44,9% en el acumulado enero-mayo.

Estos números reflejan el avance de nuevos proyectos en el norte argentino, donde provincias como Jujuy, Salta y Catamarca concentran la mayor parte del “triángulo del litio” junto a Chile y Bolivia.

Petróleo no convencional y otras subas destacadas

Aunque el eje del crecimiento minero fue el litio, otros sectores también mostraron alzas relevantes. La producción total de petróleo crudo aumentó un 9,4% interanual en mayo, impulsada por un salto del 21,7% en la extracción de petróleo no convencional, que compensó la caída del 5,2% en el convencional.

En los primeros cinco meses del año, la extracción de crudo acumuló un alza del 9,6% respecto al mismo período de 2024.

También mostraron incrementos notables:

  • Arenas, canto rodado y triturados pétreos: +20,8% interanual

  • Piedra caliza y yeso: +19,3%

  • Rocas ornamentales: +14,4%

  • Minerales no metalíferos y rocas de aplicación: +7,2%

Contrastes en el desempeño minero

A pesar de estas subas, el índice general mostró una desaceleración. El estimador mensual arrojó una baja del 1% respecto al mes anterior, y la serie tendencia-ciclo registró una variación negativa cercana a cero.

Algunos rubros sufrieron retrocesos importantes, como:

  • Extracción y aglomeración de carbón y turba: -48,6% interanual

  • Gas natural (convencional y no convencional): -1,6%

  • Sal: -6,1%

No obstante, en el acumulado enero-mayo, el sector minero totalizó un alza del 1,7% frente a los primeros cinco meses de 2024, con el litio como principal motor del avance.

Tecpetrol se sumó Vaca Muerta Sur

Tecpetrol oficializó su ingreso como accionista de VMOS S.A., la sociedad creada para llevar adelante el Proyecto Vaca Muerta Sur. Este ambicioso emprendimiento prevé la construcción y operación de un oleoducto de 437 kilómetros que conectará la zona de Allen, en Río Negro, con Punta Colorada, donde se montará una terminal portuaria de exportación.

La inversión estimada del proyecto ronda los 3.000 millones de dólares y su financiamiento provendrá mayoritariamente de fuentes externas. Con esta incorporación, Tecpetrol refuerza su estrategia de integración en toda la cadena de valor del petróleo y consolida su presencia en el negocio de midstream y exportaciones.

La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que su participación en VMOS será del 8,1633%. Esto le otorga el derecho a transportar, almacenar y despachar hasta 40.000 barriles de crudo por día en la infraestructura que se construirá.

Tecpetrol se suma al megaproyecto

El Proyecto Vaca Muerta Sur contempla mucho más que un oleoducto. Incluirá una playa de tanques de almacenamiento, instalaciones accesorias y una terminal portuaria con monoboyas en Punta Colorada, lo que permitirá la carga de buques de gran calado. Todo el complejo está pensado para facilitar la exportación directa de petróleo crudo y otros productos líquidos.

La terminal en la costa rionegrina abrirá una nueva ventana logística para Vaca Muerta, aliviando la actual presión sobre el sistema de transporte existente y permitiendo una salida al Atlántico sin pasar por Bahía Blanca. Esto implicará un salto cualitativo para los proyectos orientados al comercio exterior de hidrocarburos.

Además del transporte y exportación, el esquema prevé servicios de carga, descarga, almacenamiento y despacho de crudo, consolidando un hub de infraestructura energética inédito en el país.

La incorporación de Tecpetrol a VMOS refuerza su apuesta de largo plazo por el potencial de Vaca Muerta. La empresa del Grupo Techint ya tiene una posición destacada en el segmento del gas —con Fortín de Piedra como estandarte— y ahora diversifica su presencia hacia el petróleo y las rutas de exportación.

Vaca Muerta impulsa un nuevo récord de producción en Neuquén

La provincia del Neuquén registró durante mayo último un nuevo récord histórico en la producción de petróleo, con 468.683 barriles por día, lo que representa un incremento del 1,43 % respecto de abril y un crecimiento del 18,95 % en comparación con mayo de 2024. La explicación de este nuevo récord es Vaca Muerta.

Los datos corresponden al monitoreo provincial del desempeño de los yacimientos y consolidan el perfil productivo de Neuquén como motor energético de la Argentina. La producción acumulada entre enero y mayo de este año fue un 19,64 % superior a la del mismo período del año anterior.

Este incremento se explica principalmente por el aporte de áreas clave como La Amarga Chica, que sumó más de 7.300 barriles diarios adicionales, y Rincón de Aranda, con un aumento superior a los 5.100 barriles diarios. También contribuyeron las áreas Bajada del Palo Oeste, Fortín de Piedra y otras zonas con fuerte desarrollo de recursos no convencionales.

Con la firma de Vaca Muerta

En cuanto al gas, se produjeron 102,38 millones de metros cúbicos por día, un 12,21 % más que en abril, aunque un 3,04 % menos que en mayo de 2024. Sin embargo, el volumen acumulado en lo que va del año muestra una suba del 2,06 % frente al mismo período del año pasado. Las áreas que más impulsaron el crecimiento mensual fueron Fortín de Piedra, Aguada Pichana Este, El Mangrullo y La Calera.

La participación del petróleo no convencional alcanzó el 95,4 % del total producido, mientras que en gas, los recursos no convencionales representaron el 89,3 %, con un predominio del shale gas.

Desde el ministerio de Energía y Recursos Naturales de la Provincia se destaca que estos indicadores reafirman el liderazgo de Neuquén en la matriz energética nacional, consolidando el crecimiento de Vaca Muerta con una mirada sostenible, planificada y articulada con los distintos sectores productivos.

Un mes a todo vapor

El poder de Vaca Muerta también quedó reflejado en la cantidad de etapas de fracturas que se contabilizaron en mayo. Las operadoras completaron 2.588 etapas de fractura en el segmento shale marcando una nueva marca histórica para el no convencional.

Según los datos del informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, en el quinto mes del año se superó el registro de abril donde el nivel máximo de actividad había quedado en 2.214 punciones.

La tercera marca histórica de Vaca Muerta se registró en febrero de este año cuando las empresas completaron 1.978. El crecimiento de la actividad consolida el crecimiento y atractivo de la roca madre para las principales compañías del sector.

En el informe del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, en los primeros cinco meses del año se completaron 10.501 etapas de fractura en el segmento shale. Esto implica un crecimiento del 38% ya que en el mismo periodo del año pasado se registraron 7.620 punciones.

Vaca Muerta es la explicación del sueño del GNL argentino

La producción de Vaca Muerta continúa marcando hitos. En el primer trimestre de 2025, la roca madre de la Cuenca Neuquina mostró un nuevo salto en la producción de petróleo y gas, consolidando su rol como motor energético de Argentina y plataforma clave para la transición hacia un país exportador de gas natural licuado (GNL).

De acuerdo a un informe de la consultora internacional Rystad Energy, el desempeño operativo en la formación fue notable: solo en marzo, la producción de petróleo aumentó un 26% interanual, alcanzando los 447.000 barriles por día. Este crecimiento se dio pese a una expansión marginal en el número de nuevas perforaciones, lo que evidencia una mayor eficiencia en la explotación de los pozos ya existentes.

Uno de los cuellos de botella que hasta ahora limitaba el crecimiento era la capacidad de evacuación de los oleoductos. Sin embargo, esa restricción comenzó a revertirse a partir de abril, con la ampliación de los sistemas de transporte, lo que abre la puerta a una mayor producción en los próximos meses.

Vaca Muerta en crecimiento

En paralelo, la producción de gas seco —gas natural del cual se han removido líquidos pesados y agua— también mostró una mejora destacada. En el primer trimestre del año se alcanzaron los 2.100 millones de pies cúbicos diarios, lo que representa un crecimiento del 16% respecto al mismo período de 2024.

“El gas está acaparando la atención”, explicó Radhika Bansal, analista de Rystad Energy, al señalar que Argentina tiene condiciones para transformarse pronto en un actor relevante dentro del mercado global de gas natural. Según la consultora, este avance es clave para que el país concrete su ambicioso plan de exportación de GNL.

El sueño del GNL

Uno de los proyectos en desarrollo más relevantes es el Southern Energy LNG, que contempla la instalación de dos buques flotantes con una capacidad conjunta de 6 millones de toneladas métricas anuales. La primera producción de este esquema está prevista para fines de 2027.

En paralelo, YPF continúa trabajando en proyectos de mayor escala junto con socios estratégicos como Shell y ENI. Rystad estima que estas iniciativas alcanzarán su capacidad máxima de producción hacia el cierre de la década de 2030.

Otro dato relevante que resalta la consultora es el regreso de la noruega Equinor a Vaca Muerta, luego de haber evaluado una salida en años anteriores. La mejora en la infraestructura y las perspectivas de exportación fueron determinantes para la decisión, y representan una señal de confianza para otros potenciales inversores.

En ese marco, Rystad destacó que Vaca Muerta concentró el 43% de las operaciones de fusión y adquisición de petróleo y gas en América Latina durante el primer trimestre, posicionándose como la región más dinámica de la industria en la región.

Los nuevos pozos de Vaca Muerta apenas cubren el declino natural

Vaca Muerta continúa posicionándose como el principal motor energético del país, pero su dinámica productiva exige cada vez más esfuerzo. Según explicó el ingeniero de Reservorios Senior, Gerardo Tennerini, el 80% de la producción actual proviene de menos del 20% de los pozos. Lejos de tratarse de un problema, esta concentración es una característica estructural del shale.

La roca madre reproduce un patrón típico de desarrollo no convencional, donde se observa una alta productividad inicial en los pozos que cae rápidamente con el tiempo.

Más del 60% de los pozos perforados produce menos de 20 metros cúbicos por día, y cerca del 80% no supera los 50 m3 diarios. Además, ningún pozo con más de cuatro años de antigüedad logra mantener producciones superiores a esos niveles.

La lógica del declino

Una de las claves para entender el comportamiento de Vaca Muerta es su agresiva curva de declino. Los pozos pierden entre 40% y 50% de su caudal productivo en el primer año, lo que obliga a perforar constantemente nuevos pozos no solo para sostener los niveles existentes, sino también para intentar crecer.

Esta situación crea un fenómeno de “carrera contra el declino”, en el que cada nuevo pozo debe aportar lo suficiente para reemplazar lo que se pierde mes a mes. En 2025, según detalló Tennerini en su cuenta de LinkedIn, la producción de Vaca Muerta se encuentra en un virtual plateau: los pozos nuevos apenas alcanzan para compensar el declino, sin lograr generar un salto productivo.

 

El futuro de Vaca Muerta

El desarrollo no convencional en la Cuenca N0euquina aún está en una etapa temprana. Para sostener su rendimiento y garantizar su viabilidad en el largo plazo, el especialista propone una estrategia basada en tres pilares fundamentales que consta de tres pilares.

El primero consta en una perforación sostenida, que consta de mantener un ritmo constante de nuevos pozos para evitar retrocesos en la producción total.

El segundo se basa en tecnologías complementarias como el uso de reestimulaciones, reterminaciones y eventualmente en procesos EOR (recuperación mejorada) adaptados al shale para recuperar productividad en pozos envejecidos.

Y el tercero es la planificación ambiental y de integridad. Ya que muchos pozos quedarán fuera de operación en pocos años, se vuelve urgente prever desde ahora su abandono seguro y ambientalmente responsable.

Más equipos y mejor performance

En comparación con 2024, los pozos perforados en 2025 muestran mejores resultados. También se han resuelto algunos cuellos logísticos que antes limitaban el transporte y el abastecimiento de insumos. Sin embargo, la mejora no alcanza para revertir la tendencia de estancamiento.

“La productividad por pozo es buena, pero no alcanza si no se mantiene el ritmo”, advirtió Tennerini. Tal como ocurrió en la pandemia, cuando la actividad se frena, la producción cae. Por eso, la inversión continua en equipos, eficiencia en las terminaciones y reducción del tiempo entre perforación y conexión a la red es clave.

Pluspetrol apunta a triplicar su producción en Bajo del Choique

Tras la adquisición de los activos no convencionales de ExxonMobil en 2023, Pluspetrol redobló su apuesta por Vaca Muerta. La compañía trazó un ambicioso plan de desarrollo para escalar su producción de petróleo y condensado hasta alcanzar los 140.000 barriles diarios hacia 2028.

Según Julián Escuder, gerente general de Pluspetrol, el crecimiento será sostenido: “Actualmente estamos produciendo entre 9.000 y 10.000 barriles por día en Bajo del Choique, pero estimamos cerrar 2025 con 20.000. En 2027 alcanzaremos los 60.000, y para 2029 esperamos estabilizar un plató superior a los 100.000 barriles diarios”, anticipó en el marco de las Jornadas de Energía organizadas por el diario Río Negro.

El bloque Bajo del Choique se convirtió en el principal activo de la compañía en la Cuenca Neuquina tras la compra a ExxonMobil. Allí se perforó el primer pozo bajo gestión de Pluspetrol y se prevé sumar una segunda torre en el segundo semestre de 2025.

Escuder destacó el nivel de productividad del área: “La mitad de los pozos que perforó Exxon están en el 10% más productivo de toda Vaca Muerta. De 3.000 pozos perforados, esos están entre los 300 mejores. Ese es el rendimiento que esperamos mantener”.

El gas de Pluspetrol

En paralelo, Pluspetrol avanza con fuerza en el desarrollo de La Calera, uno de los campos gasíferos más relevantes de la región. Actualmente se están realizando obras de modernización en la planta central de procesamiento, lo que permitirá alcanzar una producción de 14,5 millones de metros cúbicos diarios de gas y 30.000 barriles diarios de condensado.

Además, ya fue adjudicado el contrato para ampliar esa planta y duplicar su capacidad de condensado hacia fines de 2027. La proyección de gas también crecería, con un objetivo de producción de 17 millones de metros cúbicos diarios.

Mientras apuesta fuerte al shale neuquino, Pluspetrol no descuida sus activos convencionales en Mendoza, que mantiene en sociedad con YPF. Allí, produce unos 16.000 barriles brutos por día y trabaja en la optimización de costos operativos (OPEX) para mejorar la rentabilidad.

Este crecimiento se apoya en un plan de inversión histórica. En 2023, Pluspetrol alcanzó un récord de desembolsos que fue superado en 2024 y se espera que vuelva a romperse en 2025. Solo este año, la petrolera destinará más de 1.000 millones de dólares en inversión orgánica.

De cara a 2026, proyecta invertir entre 1.700 y 2.000 millones de dólares, sin contar los 1.800 millones desembolsados en la compra de los activos de ExxonMobil.

PECOM ya perfora su 8 pozo en el clúster El Trébol – Escalante

PECOM se afianza en la Cuenca del Golfo San Jorge tras completar la toma de control de los clústers El Trébol- Escalante y Campamento Central – Cañadón Perdido. La operadora apuesta por la eficiencia operativa y una estructura liviana para sostener la competitividad en un marco de baja del precio del crudo.

La empresa del Grupo Pérez Companc retomó su rol como operadora en 2023, tras casi dos décadas enfocada exclusivamente en servicios. Desde entonces, no solo logró reposicionarse rápidamente en el mercado, sino que ya perfora el octavo pozo en el clúster El Trébol – Escalante.

Según Andrés Ponce, director de Upstream de PECOM, el rápido avance se explica en gran parte por el acompañamiento del Gobierno de Chubut y de los actores de la cuenca. “La verdad que habla mucho de cuán ágil se movió Chubut en relación al resto”, dijo durante una presentación ante inversores del sector.

En el marco del evento Energía Chubut 2050, la compañía tomó el control del clúster El Trébol – Escalante en noviembre y de Campamento Central – Cañadón Perdido en febrero. A los pocos meses ya estaba perforando, cumpliendo un plan “ajustado y ambicioso” que logró ejecutarse gracias a la articulación con las autoridades provinciales, sindicatos y proveedores regionales.

Precios bajos y costos en dólares

Tras el ingreso como operadora, PECOM enfrentó una nueva amenaza: la caída del precio internacional del crudo. De los 75 a 80 dólares por barril que anticipaban los analistas, el valor cayó incluso por debajo de los 60 dólares por efecto de tensiones geopolíticas como la guerra comercial entre China y Estados Unidos.

A eso se suma el impacto local del costo argentino en dólares. “Es muy importante. Atraviesa todos los sectores productivos”, apuntó Ponce. En ese marco, PECOM decidió redoblar su estrategia de eficiencia. “Hay que hacer el esfuerzo porque estos precios no van a rebotar rápidamente”, dijo, y proyectó una estabilidad baja para lo que resta de 2025 y principios de 2026.

La visión de PECOM

Ponce reveló que, al volver como operadora, PECOM diseñó su estructura “desde cero”, adoptando un modelo de “startup low cost”. Esto implicó mantener un overhead mínimo y líneas de decisión muy breves. “Son tres líneas en el organigrama del Upstream. Las decisiones son rápidas y las optimizaciones también”, explicó.

El objetivo es claro: garantizar la resiliencia de los activos con un modelo operativo liviano y adaptable. Para eso, la empresa también cuenta con el compromiso del resto del ecosistema productivo de la cuenca, desde los gremios hasta los entes provinciales, con quienes coordina estrategias para maximizar la eficiencia y reducir costos estructurales.

De cara a los próximos 18 a 24 meses, PECOM no espera un repunte significativo en el precio del barril. Por eso, la meta es blindar los activos actuales a escenarios de rentabilidad ajustada. “No vemos una expectativa de crecimiento de precios en los próximos meses”, dijo Ponce. “El esfuerzo tiene que ser compartido por todas las partes”.

La región espera duplicar la oferta de gas en los próximos quince años

CAF (Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) llevaron a cabo un encuentro técnico en Buenos Aires, centrado en el futuro del gas natural en los países del Mercosur.

Esta jornada coincidió con el cierre de la segunda fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera, que se enfocó en las proyecciones de oferta y demanda de gas natural a medio y largo plazo, y fue precedida de sesiones de trabajo que buscaron avanzar el proceso de diálogo y consenso entre los seis países, a nivel público y privado

El evento reunió a representantes de gobiernos, empresas del sector energético y organismos internacionales, con el fin de fortalecer un espacio de diálogo técnico sobre la importancia del gas natural en la seguridad energética regional y su rol complementario en la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

La sesión inaugural fue liderada por Jorge Srur, gerente regional sur de CAF; Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE; Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG); y Federico Veller, Subsecretario de Combustibles Líquidos de la Secretaría de Energía de Argentina.

Un gas más limpio

Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE, proporcionó un análisis completo sobre la función del gas natural en la agenda energética de la región, resaltando su relevancia estratégica para la integración y el desarrollo económico del Cono Sur.

Rebolledo señaló que el 75% del gas consumido en América del Sur proviene de producción local y que se espera que este recurso siga representando alrededor del 20% de la matriz energética para el año 2050, incluso en escenarios de neutralidad de carbono.

En este marco, hizo un llamado a promover una industria gasífera con una menor huella de carbono, fundamentada en la trazabilidad, la innovación tecnológica y la cooperación entre el sector público y privado.

Por su parte, Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF, reafirmó el compromiso de la organización con una transición energética que sea justa y factible, destacando logros conjuntos como el Observatorio del Metano y el financiamiento de proyectos estratégicos, como el Gasoducto Norte en Argentina.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, mencionó que la integración regional del gas tuvo su origen en el sector privado y que, gracias a recursos como Vaca Muerta, hoy existen condiciones tangibles para avanzar hacia una integración estructural.

Una oportunidad única

A su vez, Federico Veller, Subsecretario de Combustibles Líquidos de la Secretaría de Energía de Argentina, enfatizó los recientes avances regulatorios, el récord de exportaciones de gas y la proyección energética nacional que abarca más de 60 años, subrayando que el éxito de la integración dependerá de contratos robustos, certidumbres jurídicas y una visión compartida a nivel regional.

Durante el encuentro, se discutieron temas económicos, proyecciones de demanda energética, obstáculos para el sector privado y oportunidades de cooperación interinstitucional en el contexto de la transición energética.

Entre los hallazgos del estudio presentado, se estima un aumento en la demanda total de gas natural en el Cono Sur entre 2025 y 2040. Según los diferentes escenarios analizados, las tasas de crecimiento en la demanda gasífera eléctrica aumentan incluso en distintos escenarios de penetración renovable. En el caso de la licuefacción y la producción de urea, se identificaron proyectos incrementales que se suman a los ya anunciados para los próximos años, algunos de los cuales dependen de posibles nuevas trazas de gasoductos. En cuanto a Uruguay, las proyecciones muestran una demanda baja, principalmente debido a procesos industriales que presentan poca flexibilidad para adaptarse a nuevas tecnologías.

Con respecto a la oferta de gas, regionalmente se ven proyecciones de crecimiento consolidadas de más del doble de la producción total actual para el año 2040, dado el éxito de desarrollo de las formaciones argentinas y brasileñas.

Adicionalmente, el estudio destaca un crecimiento continuo en la generación renovable, lo que refuerza su competitividad y subraya la necesidad de expandir las interconexiones eléctricas como herramientas cruciales para optimizar el uso eficiente de los recursos energéticos.