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Vaca Muerta

Tres pozos, 75 etapas de fractura y 380 km2 de sísmica: el plan de PCR en Vaca Muerta

En agosto, Vaca Muerta superó los 670.000 barriles diarios de shale oil y explica siete de cada diez barriles del país. La industria, que hasta el año pasado hablaba de 1,5 millones de barriles diarios, ahora apunta a 2 millones. Con ese horizonte, cada bloque exploratorio que sale a licitación en Neuquén se disputa como si fuera el último.

En ese tablero acaba de entrar un jugador nuevo. PCR se quedó con tres áreas en la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP): Águila Mora Noreste, La Tropilla I y Santo Domingo II. La adjudicación se formalizó el miércoles en la Casa de Gobierno.

El cheque es grande para un recién llegado. La empresa comprometió 55,6 millones de dólares en inversiones exploratorias y otros 71,5 millones de dólares en bonos de acceso, que van directo al Tesoro provincial. Son 127,1 millones en total y casi el 40% de todo lo que la provincia cobrará en bonos en esta ronda.

Tres bloques, un mismo plan de trabajo

La Tropilla I fue el bloque más peleado de la licitación: cuatro empresas ofertaron por él, entre ellas el consorcio de Phoenix y Continental Resources y Aldyl Argentina. PCR se lo llevó con el bono más alto de sus tres propuestas, 30,5 millones de dólares, y una inversión de 17,7 millones.

En Águila Mora Noreste comprometió 19,3 millones de inversión y 20,5 de bono; en Santo Domingo II, 18,6 y 20,5 millones. En los dos casos le ganó a Phoenix-Continental, que se presentó en seis de las ocho áreas con ofertas, y a rivales como Aldyl y Bentia Energy.

El programa de trabajo se repite en los tres bloques: un pozo horizontal con una rama lateral de 1.500 metros y 25 etapas de fractura. Además, PCR hará 380 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Las condiciones también son iguales: 12% de regalías y 10% de participación para GyP como socia.

Una centenaria que se anima al shale

PCR no es un nombre nuevo en la industria. Con más de 100 años de historia, tiene negocios en cemento, energías renovables y petróleo y gas. Lo que sí es nuevo es la dirección: con estas tres áreas desembarca por primera vez en Neuquén y en la cuenca no convencional de Vaca Muerta.

En la empresa lo leen como un hito dentro de su plan para crecer en Oil & Gas. El movimiento acompaña una tendencia que se vio en toda la ronda: la llegada de petroleras independientes a bloques de la periferia de la formación, lejos del núcleo que dominan las grandes operadoras.

La ronda, en conjunto, dejó cifras fuertes. La convocatoria reunió 20 ofertas de diez empresas por ocho de las 15 áreas disponibles; las otras siete quedaron desiertas. Entre inversión exploratoria y bonos, la Ronda 1/2026 sumó 410,8 millones de dólares, con GeoPark como autor del bono más alto: 60,5 millones por Corralera Noreste.

Lo que sigue

Con la adjudicación firmada, falta la parte administrativa. PCR y GyP deben suscribir los contratos asociativos de cada área; después, el Ministerio de Energía provincial iniciará el trámite para que el Poder Ejecutivo los apruebe. Recién entonces la empresa podrá mover equipos al campo.

En el acto, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, habló de una ronda que “no tiene precedentes” y explicó que cuando la calidad de la roca ya está probada, aparecen jugadores dispuestos a pagar un bono por adelantado, aceptar a GyP como socia y negociar las regalías, como habilita la ley de hidrocarburos de 2024.

Vaca Muerta apunta a 2 millones de barriles diarios: el nuevo techo que dejó la AOG Patagonia 2026

Hasta hace un año, en los pasillos del petróleo se hablaba de 1,5 millones de barriles diarios como el horizonte para Vaca Muerta. Esta semana la vara subió. Durante la AOG Patagonia 2026, las operadoras coincidieron en un número que hasta hace poco sonaba a exageración: 2 millones de barriles por día, cuando el país aún no tocó el millón.

La frase más directa la dijo Horacio Marín. En el cierre del primer Encuentro con los CEOs, el presidente de YPF fue al grano: «Mi idea son 2 millones». Y explicó lo que hay detrás: para sostener ese volumen habrá que sumar unos 600.000 barriles por año solo para compensar la declinación de los pozos.

No fue una voz aislada. El exgobernador Jorge Sapag, que vio nacer el no convencional en la provincia, proyectó que la cuenca va camino a triplicar su producción actual de crudo. Entre las operadoras, el consenso fue parecido: dejar de hablar de potencial y empezar a hablar de ejecución.

Del récord de 932.000 barriles al nuevo techo

El punto de partida lo puso Javier Milei en la inauguración. Según sus números, la producción de petróleo nacional pasó de 635.000 barriles diarios en 2023 a 932.000 en agosto pasado, un récord que deja atrás el pico de 1998. Vaca Muerta, por su parte, saltó de 310.000 a más de 670.000.

Pasar de ahí al doble exige caños. En los auditorios se repitieron dos obras: el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), de unos 3.000 millones de dólares, y Argentina LNG, el proyecto de gas licuado que YPF encara con Eni y XRG, respaldado por un financiamiento estadounidense de 7.000 millones.

Marín mostró un gráfico con la producción de YPF desde 1922. La línea de los próximos cuatro años se disparaba al punto de obligar a rehacer la escala del gráfico. La mitad de ese salto, dijo, vendrá del VMOS; la otra, del GNL.

Una muestra que ocupó cada metro del predio

El tamaño también se notó en el predio. Pese al mal tiempo, más de 26.000 visitantes recorrieron los 25.000 metros cuadrados del Espacio DUAM. Más de 590 empresas expusieron en el hall central, en seis carpas extra y en la Plaza de Máquinas, que duplicó su superficie respecto de 2024. No quedó un lugar libre.

Buena parte del negocio se movió lejos de los escenarios. Las Rondas de Negocios sumaron más de 3200 reuniones entre expositores y compradores en cuatro días, otra marca que superó a la edición anterior. En una industria que crece a este ritmo, muchas alianzas estratégicas se cierran así, en una mesa y cara a cara.

Llamó la atención la cantidad de jóvenes y estudiantes. La 10ª edición de Jóvenes Oil & Gas reunió a más de 350 participantes en charlas sobre proyectos estratégicos, eficiencia y transición energética. A eso se sumaron más de 530 alumnos del programa La Escuela Técnica Visita la AOG y otros 600 que llegaron con sus colegios.

El cuello de botella: quién va a trabajar

Ese entusiasmo choca con un dato que Marín soltó sin rodeos: de los 500 egresados certificados por el Instituto Vaca Muerta, solo el 3% consiguió empleo. En el último panel, Diego Manfio, de Ingeniería SIMA, puso el problema en palabras: «Creo que hay un cuello de botella en la formación. La industria cambió y Vaca Muerta es más compleja».

A su lado, Alejo Calcagno, de Techint Ingeniería y Construcción, habló de «un cambio de escala» que va a traccionar a las pymes de la cadena de valor. Su consejo fue concreto: buscar alianzas internacionales que permitan acelerar el aprendizaje y traer conocimiento al país.

Las cámaras locales llevaron sus propias urgencias. «Todos empezamos a entender que vamos en el mismo barco», dijo Mauricio Uribe, presidente de FECENE, que reclamó soluciones financieras y reglas claras para cobranzas y certificaciones. Daniel González, del Centro PyME-ADENEU, advirtió que la magnitud de la cuenca requerirá un sostén firme del financiamiento y del equipamiento.

Leonardo Brkusic, de GAPP, habló de «una oportunidad histórica» que obliga a ser ágiles frente a la velocidad que exigen las grandes operadoras globales. La próxima cita ya tiene fecha: la AOG, organizada por el IAPG y realizada por Messe Frankfurt Argentina, se hará del 20 al 23 de septiembre de 2027 en La Rural, en Buenos Aires.

Capsa-Capex, del convencional a Vaca Muerta: “Buscamos el litro adicional, ni siquiera el barril”

En la industria petrolera argentina conviven dos mundos que pocas veces se cruzan: el de los yacimientos maduros, que pelean cada barril para que la producción no se caiga, y el de Vaca Muerta, que crece a fuerza de capital y escala. Algunas compañías intentan moverse en los dos al mismo tiempo, con el desafío de no descuidar a ninguno.

Capsa – Capex es una de ellas. Su gerente general, Adolfo Storni, repasó en la AOG Patagonia 2026, cómo una operadora que nació hace 49 años en el convencional del Golfo San Jorge terminó con pozos en Vaca Muerta, una central térmica, parques renovables y una planta de hidrógeno.

La historia arranca en Diadema, al norte de Comodoro Rivadavia, un yacimiento que había sido de Shell. “Producía 140 metros cúbicos y después de 49 años hoy produce 1600”, contó Storni. Sobre el dicho “el modelo Capsa“, aseguró que “lo inventaron los vecinos”.

El modelo Capsa: buscar el litro adicional

En la cuenca se habla del modelo Capsa para describir una forma de trabajar basada en austeridad, eficiencia, control de costos, capital humano e innovación, al punto de tener patentes propias. “A esta altura buscamos el litro adicional, ni siquiera el metro ni el barril”, resumió el ejecutivo.

Operar yacimientos de 80, 90 y 100 años les dio un know-how que después llevaron a la cuenca neuquina, en Neuquén y Río Negro. La obsesión, explicó, es el costo operativo: “En este momento todas las empresas son buenas; cuando el barril vale 60, muchas sufren, se estresan”.

La lógica es fácil de enunciar y difícil de sostener. En el convencional, el declino es fuerte y varía según cada campo. “Si no invertís, se te cae la producción, te termina aumentando el costo unitario, tenés menos flujo y mayores problemas”, describió Storni, que asegura que la compañía trabajó décadas para no entrar en ese círculo.

El encarecimiento de los pozos complica la ecuación. En Chubut, recordó, los pozos someros eran muy baratos, pero su costo se duplicó en los últimos diez años, en buena medida por el volumen de agua que hay que levantar. Con precios bajos, dijo, hoy son más rentables las reparaciones que un pozo nuevo.

Agua, hidrógeno y polímeros en Diadema

Storni no esquiva la ironía cuando describe su negocio. “A veces exagero y digo que estamos en el negocio del agua, y que tenemos un subproducto muy chiquito que es el petróleo”, bromeó. Mover miles de metros cúbicos de agua por día los obligó a volverse obsesivos con la eficiencia energética.

En Diadema generan su propia energía con gas propio, gas comprado, gas que intercambian con YPF e hidrógeno que se mezcla con gas natural. La planta de Hychico, la unidad de renovables del grupo, funciona desde 2009 junto al que Storni definió como el primer parque eólico privado del país.

Allí también opera el primer almacenamiento subterráneo de gas de la Argentina, fruto de un acuerdo con YPF que lleva más de 20 años. Por la diferencia de consumo y de precios entre invierno y verano, Storni lo ve como un negocio “muy interesante” y espera que Capsa lo opere desde fines del año próximo.

La empresa también fue pionera en recuperación terciaria. “La primera planta de polímeros la hicimos nosotros”, recordó. Después YPF llevó la técnica a Manantiales Behr, que hoy opera Pecom. Con proveedores, además, impulsaron el uso de bombas electrosumergibles, una tecnología que en esos años no era habitual en la cuenca.

El salto a Vaca Muerta

El no convencional, admitió, es otro negocio: las buenas prácticas se trasladan en lo cultural, pero no tanto en lo técnico. Storni agradeció la ayuda de Tecpetrol, su vecino, y reconoció que ningún plan actual sería posible “sin los tres que estuvieron antes”, junto a las compañías de servicios y los transportistas.

La diferencia también está en el financiamiento. “El convencional se autofinancia”, explicó, mientras que en Vaca Muerta llegar a un flujo positivo lleva años. Por eso Capex sumó socios en Agua del Cajón, Trafigura y SLB, y salió al endeudamiento con bancos y obligaciones negociables, en el mercado local e internacional.

En Agua del Cajón, en Neuquén, ya tienen nueve pozos conectados y acaban de perforar tres más. Todavía no alcanzaron el esquema factoría, que esperan lograr recién en 2028. En Río Negro sumaron una concesión nueva donde prevén empezar el año próximo. “El crecimiento de producción de petróleo vendrá por el no convencional”, anticipó.

Un portafolio más equilibrado

En el convencional, la meta es mantener o crecer levemente, y el salto podría venir de nuevos yacimientos. “No hemos tenido la suerte de comprar ninguno, pero no le tenemos miedo a ningún yacimiento de la Argentina. Sabemos que podemos mejorar la secundaria y la terciaria y bajar los costos”, afirmó.

Hoy el petróleo explica dos tercios de los resultados del grupo y, sumado a la central térmica, llega al 75%. El resto busca su lugar: además del no convencional, la compañía tiene un proyecto solar en San Luis y se prepara para construir otro en Neuquén, junto a la usina de Agua del Cajón.

Storni tampoco descartó seguir ampliando la generación térmica cuando se den las condiciones. En el panel se mencionó además la formación D-129, que debe su nombre a un pozo perforado hace décadas en Diadema y que hoy Pan American Energy explora en Chubut con objetivo no convencional.

Tecpetrol acelera en el shale oil: apunta a 130.000 barriles diarios en Vaca Muerta hacia 2032

En Vaca Muerta, las petroleras que construyeron su nombre con el gas miran cada vez más hacia el crudo. La ventana de petróleo ofrece hoy una rentabilidad y un flujo de dólares que el gas, atado al consumo interno y a los picos de invierno, no siempre garantiza. Los planes de inversión que se escucharon esta semana en Neuquén muestran hasta dónde llega ese cambio de rumbo.

Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, puso el suyo sobre la mesa en la AOG Patagonia 2026. Su CEO, Ricardo Markous, detalló una hoja de ruta centrada en el shale oil que apunta a llevar la producción de crudo a un rango de entre 100.000 y 130.000 barriles diarios hacia 2032.

El punto de partida, de todos modos, sigue siendo el gas. “Declina el 50% el primer año, es una fábrica continua”, explicó Markous sobre la lógica del no convencional, donde dejar de perforar significa ver caer la producción en cuestión de meses.

Los Toldos II Este entró al RIGI: la apuesta de Tecpetrol por el shale neuquino

Fortín de Piedra, una fábrica que no puede parar

Para sostener los picos invernales de 24 millones de metros cúbicos diarios en Fortín de Piedra, la empresa desembolsa entre 300 y 350 millones de dólares por año. Ese dinero se va en nuevos pozos que compensan la caída natural de los que ya están en producción y que, sin reemplazo, se agotarían rápido.

Es la cuenta que explica por qué el bloque necesita un equipo de perforación trabajando de manera permanente. Según la propia compañía, de allí sale cerca del 20% del gas que consumen los hogares del país, y en los meses de mayor demanda cualquier demora se nota enseguida en la meseta de producción.

Fortín de Piedra, además, dejó de ser solo gas. Los ingenieros lograron extraer crudo liviano de forma sostenida: el bloque produce hoy 10.000 barriles diarios y la compañía prevé inversiones para llevarlo a 20.000, una muestra de que el viraje hacia el petróleo también alcanza a su yacimiento emblema.

Los Toldos II Este, la apuesta grande

El salto más fuerte está en la ventana de líquidos. Los Toldos II Este, en el hub norte de Vaca Muerta, cerca de Rincón de los Sauces, demanda una inversión inicial de 2400 millones de dólares sobre un total proyectado de 6400 millones. En agosto, el Gobierno aprobó el ingreso del desarrollo completo al RIGI.

La compañía eligió trabajar con módulos grandes y bajos costos operativos. Según Markous, el esquema sigue siendo rentable con un barril a 71 dólares hacia fines de la década. El ejecutivo ya había advertido que una baja del precio del crudo podría tensionar el financiamiento justo cuando el proyecto necesita acelerar.

El desarrollo es intensivo: los equipos atacan cuatro horizontes en simultáneo con pads de ocho pozos. El primer módulo de 35.000 barriles entraría en producción en marzo de 2027 y el segundo, a mediados de ese año, permitiría llegar a los 70.000 barriles diarios inyectados al sistema.

El resto del mapa acompaña. En Puesto Parada, la meta es pasar de los 6.000 barriles actuales a un mínimo de 12.000. En Los Toldos I Norte y Sur, la idea es replicar el modelo de Los Toldos II Este y sumar módulos que permitan superar con holgura la barrera de los 100.000 barriles.

Fortín de Piedra es la nave insignia de Tecpetrol en Vaca Muerta.

El gas que va al norte

Más petróleo también significa más gas asociado. La inyección de la operadora pasará de los actuales 25 millones a un rango de entre 30 y 35 millones de metros cúbicos diarios, un volumen que va a necesitar mercado y caños para salir de la cuenca.

Una parte de ese gas tiene destino claro. Markous remarcó la importancia de la reversión del Gasoducto Norte frente al declino de Bolivia, que pasó de producir 65 millones de metros cúbicos a 25 millones en pocos años. Las provincias del norte, abastecidas durante décadas por gas boliviano, ahora dependen de lo que llegue desde Neuquén.

Por eso Tecpetrol conserva su operación de gas convencional en la cuenca del Noroeste, en las áreas Ramos y Aguaragüe, en Salta. Son yacimientos maduros, pero siguen siendo clave para atender la demanda regional mientras se terminan las obras que traen el fluido desde el sur.

El directivo destacó además el hito de exportar gas de Vaca Muerta al norte de Chile y a Brasil. Para los próximos años, la empresa anticipa un mercado interno firme, empujado por el consumo de las usinas térmicas, las expansiones industriales de gran escala y los proyectos de GNL.

Pluspetrol invertirá US$1950 millones en Vaca Muerta en 2027

Vaca Muerta entró en una etapa en la que ya no alcanza con mostrar buenos pozos. Las operadoras tienen que probar que pueden sostener la escala, conseguir el financiamiento y sacar la producción de la cuenca neuquina. Tras la salida de varias multinacionales, las petroleras de capital nacional ganaron peso, y los planes de inversión para 2027 empiezan a mostrar quién está dispuesto a acelerar.

Pluspetrol puso su número sobre la mesa. En el Panel de CEOs de la AOG Patagonia, el country manager Julián Escuder confirmó que la compañía invertirá 1950 millones de dólares en 2027, la cifra más alta en la historia de la operadora. Lo definió como un “año bisagra” para su desarrollo no convencional.

El dinero irá, sobre todo, a dos bloques: Bajo del Choique y La Calera. El plan combina más actividad de perforación con obras de infraestructura de superficie, porque en la cuenca ya quedó claro que sin plantas ni ductos los barriles nuevos no tienen por dónde salir.

Hoy la empresa produce unos 100.000 barriles equivalentes, pero 17.000 provienen de El Corcobo, un yacimiento convencional que pasará a manos de Pecom. La meta para el año próximo es volver a esa cifra, aunque esta vez con barriles que salgan exclusivamente de Vaca Muerta.

Vaca Muerta arrancó 2026 con un récord histórico de fracturas y máxima actividad

El activo que dejó ExxonMobil

La apuesta tiene un origen concreto: la compra de los activos de ExxonMobil, cerrada a fines de 2024 por más de US$1700 millones. El paquete incluyó Bajo del Choique-La Invernada, otros bloques del norte de la formación y el 21,3% del oleoducto Oldelval. Pluspetrol se impuso a las ofertas de PAE y de la sociedad entre Vista y Tecpetrol.

Frente a sus pares, Escuder no disimuló la satisfacción. “Sabíamos que estábamos comprando el mejor de los mejores activos de Vaca Muerta”, dijo sobre el bloque, ubicado en la ventana de black oil, donde la productividad de la roca terminó de confirmarse con cada pozo que se fue perforando.

Los números lo respaldan. Hay pozos que arrancan con 3000 barriles diarios y en poco tiempo superan el millón y medio de barriles acumulados. Escuder los describió como “realmente excepcionales”. Hoy Bajo del Choique ya aporta 50.000 barriles diarios de crudo y se convirtió en el activo estrella de la compañía.

Para 2027, el cronograma de perforación prevé tres equipos en Bajo del Choique, dedicados al petróleo, y dos en La Calera, donde el foco está en la ventana de gas rico y condensados. Además, la compañía presentó al RIGI el desarrollo de Bajo del Choique-La Invernada, con una inversión estimada en US$12.240 millones a 25 años.

Pluspetrol comienza a ver la vida siguiente de Vaca Muerta.

La Calera y el desafío del gas

En paralelo, Pluspetrol avanza con el midstream de gas en La Calera, un área que combina crudo y gas condensado. La ampliación de la planta de procesamiento busca monetizar ese gas rico, que es justamente lo que distingue a la concesión dentro de la formación.

Con las obras, cuyo contrato EPC ya fue adjudicado, la planta podrá procesar 50.000 barriles de líquidos y 17 millones de metros cúbicos de gas por día. Según Escuder, las nuevas instalaciones estarán disponibles para el sistema en enero de 2028.

El proyecto avanza por etapas y necesita el acuerdo de los socios del bloque. Sin esa ampliación, la producción chocaría contra un cuello de botella y el gas no tendría cómo llegar a los gasoductos troncales. Desde mayo de 2025, con el gas de La Calera, Pluspetrol es además el principal exportador de gas a Uruguay.

Pluspetrol presentó su informe de sustentabilidad.

Cómo se paga el récord

Un plan de esta escala no se sostiene solo con caja. Pluspetrol, una empresa de capitales argentinos que no cotiza en bolsa, salió a los mercados internacionales y locales y consiguió más de 2000 millones de dólares en deuda, apoyada en la calidad crediticia que mantiene a nivel global.

Escuder explicó que la operadora financió casi el 100% de su desarrollo combinando fondos propios y acceso al mercado de capitales. La ecuación de los próximos años, sin embargo, dependerá de una variable que la compañía no controla: el precio internacional del crudo.

Si las cotizaciones acompañan, la empresa espera que la necesidad de fondeo externo baje con fuerza después del pico de inversión de 2027, cuando las plantas estén operativas y la producción en Vaca Muerta siga en alza, según anticipó Escuder ante sus pares del sector.

Las empresas de servicios apuestan a la fractura a gas y la IA

En la séptima edición de la AOG Patagonia 2026 se dejó en claro que la industria ya no habla de Vaca Muerta como una promesa, sino como una operación que exige escala. Las empresas de servicios petroleros llegaron con el mismo libreto: más equipos, más gas y gente preparada.

Tenaris, del caño al set de fractura

Para Tenaris, la apuesta fuerte de los últimos años fue meterse en los servicios de fracking. “Es algo que nació en la Argentina y que el mundo mira con mucho cariño”, dijo Andrea Previtali, presidente de Tenaris Cono Sur. La compañía arrancó hace cinco años y este año sumó su tercer set de fractura.

En la locación, la empresa opera con gas sin tratar para alimentar las bombas: cerca del 80% de la energía de ese equipo sale del gas. Tiene además tres sets de coiled tubing y trabaja para cubrir la demanda de las operadoras. “Estamos arriba de las 22 horas de bombeo continuo”, destacó Previtali.

El objetivo es ofrecer un servicio llave en mano que baje la demanda de rigs en la cuenca, con un trabajo paralelo sobre datos para mejorar la performance de los equipos. “Argentina es un país donde nos gusta probar la innovación. Invertimos fuerte y vimos que podemos hacer más”, agregó.

Todo a gas y hecho en el país

En Calfrac, el director general Adrián Martínez describió una expansión en varios frentes. Hoy operan dos sets de fractura, además de cementación y coiled tubing, y acaban de sumar wireline. “Somos la única división de Calfrac que da cuatro servicios”, remarcó.

La migración ya está en marcha: los equipos fueron adaptados para bombear a gas y la meta es llegar al 100%. También cambia la forma de operar. “La idea es instalar bombas más grandes y que la inteligencia artificial nos avise antes de que el equipo falle”, contó Martínez.

El segundo set se construyó en la Argentina y antes de fin de año llegarán doce bombas más, con la mira en un tercer set de fractura. En coiled tubing tendrán siete unidades y en cementación se aprobaron tres equipos nuevos. “Todos nuestros equipos los construimos acá”, subrayó.

Cien años y la presión de los costos

Patricio Whitney, managing director de SLB, aseguró que la compañía cubre en el país todo el espectro de servicios. En perforación, dijo, ya diseñan “desde Vaca Muerta hacia el mundo” para recortar tiempos, mientras pasan los equipos de fractura a gas y marcan récords en etapas de fractura.

La empresa integra fractura y válvulas, trae plantas modulares y suma una capa digital “para tomar decisiones más rápidas y mejores”. En el año de su centenario, y con más de 90 años en la Argentina, anticipó la llegada de dos equipos full gas y la reconversión del resto de la flota.

La visita del CEO global dejó una buena impresión, admitió Whitney, aunque con condiciones. “Hay un foco importante en la Argentina, pero nos piden cierta rentabilidad”, reconoció. Por eso trabajan en bajar los costos de servicio y en dos desafíos que, según él, marcan la agenda: capacidad y productividad.

La llegada del Zeus

Halliburton cumple 70 años en el país. Su vicepresidente, Héctor Gutiérrez, ordenó la estrategia en tres ejes: eficiencia, subsuelo y capital humano. “Cualquier mejora mínima se convierte en un impacto tremendo”, explicó al presentar el Zeus, el primer set de fractura eléctrico que trabajará fuera de Estados Unidos. El equipo opera para YPF en el marco de un contrato de cinco años.

El cambio obligó a reentrenar a los operarios, que ahora trabajan con alta tensión. Gutiérrez apuntó a más confiabilidad y menos emisiones. En perforación, su sistema rotativo resuelve el tramo vertical y el horizontal en una sola carrera, con un promedio del 95%. “Competimos con Permian y debemos estar a esos niveles”, sostuvo.

Bajo tierra, la compañía usa fibra óptica para seguir la fractura en tiempo real (temperaturas, presiones, comunicación entre pozos) y alimentar algoritmos que mejoren la operación. “Hay mucha visibilidad en la Argentina. Se puede competir con Permian”, insistió el directivo.

El talento, el verdadero cuello de botella

Si en algo coincidieron los cuatro fue en el recurso humano. “Uno puede traer equipos, pero el talento demora años”, resumió Whitney. SLB trabaja en planes de diversidad, en sumar más mujeres, mejorar la accesibilidad de sus bases e incorporar personas con distintas capacidades.

Halliburton entrevista para tomar a doce jóvenes profesionales que, tras un año de entrenamiento, saldrán al campo. Los operarios pasan una semana intensiva antes de sumarse y la capacitación sigue después, incluso en habilidades blandas. Gutiérrez atribuyó a ese trabajo las más de 22 horas de bombeo alcanzadas.

En tanto, Previtali ubicó la formación en el centro de Tenaris: becas, una escuela propia y la planta de Campana como base. Destacó el vínculo con Neuquén, el apoyo a iniciativas que lideran Tecpetrol y Vista, y el Instituto Vaca Muerta. “Es uno de los desafíos más importantes que estamos teniendo”, dijo.

TGS deja de ser solo una transportadora de gas: en 2030 el 75% de su negocio será no regulado

Las empresas que nacieron para mover gas natural por caños están cambiando de piel. La irrupción de Vaca Muerta, la salida de la pesificación y un esquema de contratos en dólares abrieron negocios que hace una década parecían lejanos. Procesar, separar líquidos y exportar ya pesa más, en algunos balances, que el viejo transporte de gas, su negocio de origen.

Oscar Sardi, CEO de TGS, lo puso en números durante la AOG Patagonia 2026. “Nos pusimos como objetivo dejar de ser una compañía de transporte para comenzar a ser una empresa de energía que pudiese prestar servicio a lo largo de toda la cadena de valor del gas natural”, contó.

Durante años, cerca del 90% de los ingresos de Transportadora de Gas del Sur venía del transporte; el resto lo aportaba la planta de General Cerri. “El año pasado terminó 50-50. Este año dimos vuelta esa posición: la compañía va a terminar con un 60-40”, detalló. El 60% corresponde al negocio no regulado.

La proyección es todavía más ambiciosa. “En 2030, con todos estos proyectos encaminados, vamos a estar en un 25% de negocio regulado y 75% no regulado”, afirmó. Y tomó prestada una idea de YPF: “Vamos a tener en 2030 una TGS por cuatro, si la comparamos con la TGS de 2019”.

Tarifas, inversiones y una licencia más larga

Sardi destacó el cumplimiento oficial de los acuerdos tarifarios y recordó que la revisión quinquenal trae obligaciones. “En nuestro caso, las inversiones obligatorias tienen un promedio de 70 millones de dólares anuales”, precisó. A eso sumó un dato que considera clave: el Gobierno le otorgó a la empresa una extensión de la licencia por 20 años.

“Cuando hablamos de transporte, estamos hablando de inversiones muy intensivas, que no se rentabilizan en dos o tres años”, explicó. Ese horizonte más largo, dijo, cambia la ecuación para cualquier obra que la compañía tenga en carpeta sobre el sistema regulado.

Sobre el GNL, coincidió en que el país seguirá importando por un tiempo. “No tiene mucho sentido cortar el puerto. Cuando uno hace un análisis económico, conviene tener eso siempre vivo y que cubra los piquitos”, sostuvo. Y agregó que todos los países con picos de demanda invernal mantienen esa alternativa abierta.

La ampliación del Perito Moreno

La ampliación del gasoducto Perito Moreno avanza como iniciativa privada, bajo la Ley de Hidrocarburos 17.319, con tarifas pactadas en dólares entre partes. TGS presentó la propuesta, fue declarada de interés público y luego se licitó. “Nos presentamos solos, no hubo otro oferente, se nos adjudicó”, relató el ejecutivo.

Según Sardi, la empresa logró vender el 100% de la capacidad, y el prepago de los cargadores “permite financiar parte de la obra”. Son 14 millones de metros cúbicos diarios puestos en Salliqueló: 12 millones siguen hacia el Gran Buenos Aires y el Litoral, y 2 millones quedan en Bahía Blanca.

La iniciativa prevé un opcional de hasta 6 millones adicionales, y ya hay 4,5 millones prácticamente cerrados para las plantas de urea de Bahía Blanca, entre ellas Profertil. “Hay poco tiempo”, admitió, y advirtió que el fenómeno de El Niño puede complicar los plazos de construcción.

Más gas y una carrera contra reloj

Después vendrían más expansiones, con loops sobre el NEUBA II o el propio Perito Moreno. “Lo importante es que estamos reemplazando importaciones por gas local”, insistió. “Yo hablo siempre de 300 TCF; hay gas para más de 100 años, por lo tanto hay que generar demanda”, planteó.

El proyecto que más lo entusiasma es la separación de líquidos. “Si esta planta no se ejecuta en tiempo y forma, por TGS o por cualquier otro, se restringe la posibilidad de producción de petróleo”, advirtió. El motivo: los gasoductos ya no pueden seguir cargando gas húmedo de tan alto poder calorífico.

La planta procesará 43 millones de metros cúbicos diarios de gas de 9300 kilocalorías y se divide en cinco segmentos. El primero es un gasoducto paralelo al que TGS ya opera en Vaca Muerta, para separar el gas seco del húmedo. El segundo convierte la actual planta de acondicionamiento en una de procesamiento.

Un poliducto hasta Bahía Blanca

El metano y el etano entrarán a los sistemas de transporte. La mezcla de propano, butano y gasolina viajará por un poliducto de unos 570 kilómetros hasta Bahía Blanca, donde una planta de fraccionamiento separará los productos antes de llevarlos al puerto para su almacenamiento y despacho.

La inversión supera los US$3000 millones y el Gobierno le otorgó el RIGI esta semana. “Necesitábamos que lo digan cuanto antes porque estamos justo en el proceso del financiamiento”, reconoció Sardi. Según sus cálculos, la obra generará exportaciones por más de 1200 millones de dólares anuales.

“Va a tener durante toda su ejecución el empleo de más de 4000 personas directas y 15.000 empleos indirectos”, detalló el CEO de TGS. “Hay toda una movida que se va a desarrollar en cuatro provincias, que consideramos realmente muy importante como parte de este proyecto”, completó.

TGN pide contratos por 12 años y prepago del 40% para el Gasoducto Manuel Belgrano

El mapa del gas en la Argentina se dio vuelta en pocos años. Durante décadas, el fluido bajaba desde Bolivia hacia los centros de consumo; hoy el camino es el inverso y nace en Vaca Muerta. Ese giro obliga a las transportadoras de gas a rediseñar sus redes y a convencer a industrias y generadoras de comprometerse por años. En ese contexto, Horacio Pizarro, CEO de TGN, repasó en un panel del sector los dos frentes que tiene abiertos la compañía: el gasoducto Manuel Belgrano y la ampliación de la reversión del Gasoducto Norte. Antes, se detuvo en la parte regulada del negocio, la que termina en las facturas.

“La revisión quinquenal, conocida como RQT, es un plan que las licenciatarias, tanto transportistas como distribuidoras, le presentan al ente y al gobierno para que recalcule las tarifas”, explicó. Admitió que en los últimos 20 años el esquema tuvo “algunos impases” y que la actual gestión tardó cerca de un año en cerrarlo.

De ese proceso surgen las tarifas de gas y el plan de inversiones obligatorias, el PIO. “En el caso de TGN nos corresponde hacer inversiones por 100 millones de dólares por cada año del quinquenio”, precisó. La empresa ya cumplió el primero y transita el segundo, con obras sobre ductos y plantas.

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Bolivia declina, Neuquén empuja

El cambio alcanzó a todo el sistema de transporte de gas. “Bolivia hace diez años producía 60 millones de metros cúbicos; hoy produce 25”, recordó. Argentina, que hace tres años importaba unos 10 millones diarios, hoy compra apenas uno. “Vamos a tener que exportarle gas de Vaca Muerta a Bolivia”, anticipó.

El gas que entraba por Campo Durán ahora sale de Neuquén y fluye hacia el norte por los sistemas de TGS y de TGN. Por eso se encararon las obras de reversión del Gasoducto Norte, que hoy permiten mover 15 millones de metros cúbicos diarios en sentido contrario al original.

El gasoducto Manuel Belgrano unirá Tratayén, en Neuquén, con La Carlota, en el sur de Córdoba. Tendrá unos 750 kilómetros, un tramo en 36 pulgadas y otro en 30, una planta compresora en cabecera y una capacidad inicial de 13 millones de metros cúbicos diarios. La inversión rondará los US$1500 millones.

La Carlota, el nudo del sistema

“Si todo va bien, vamos a tenerlo listo para abril de 2029”, señaló. La Carlota funciona como un hub: de allí parten ductos hacia San Jerónimo, el Gran Buenos Aires y el norte, y llega el sistema Centro Oeste desde Cuyo. La traza cruzará Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba.

Consultado sobre si abastecerá localidades en el camino, fue tajante: “No vamos a entregar ni un metro de gas desde Tratayén hasta La Carlota”.

De los seis gasoductos de exportación del país, cinco parten del sistema de TGN. El Norandino y el Gas Atacama están casi sin uso porque no llega gas firme a Salta. “Si mirás el Excel, te das cuenta de que cada año la Argentina le entrega más gas a Chile”, dijo, y sumó a Bolivia y Brasil.

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GNL y transporte firme

Sobre la importación de GNL, recordó que este invierno llegaron 24 barcos. Aun con las obras, advirtió que “si tenemos cinco días de frío polar, de menos de cinco grados”, hará falta algún cargamento para los picos. El resto dependerá de quiénes decidan asegurarse transporte firme todo el año.

“En el pasado lo pagaba el Estado, con lo cual era un problema de nadie y de todos a la vez”, planteó. Este invierno, en cambio, industrias y generadoras eléctricas debieron salir a comprar GNL. Pizarro espera que, después de una temporada “dura y difícil”, esas empresas se sumen ahora al proyecto.

TGN pide a los cargadores contratos por 12 años y un prepago del 40%. “Esto hace seis meses no nos lo hubiéramos imaginado”, reconoció. El punto de inflexión fue la iniciativa de TGS, que exigió prepago total, ofreció 4,8 millones de metros cúbicos y recibió ofertas por 30 millones. “Ahí se nos abrieron los ojitos”, admitió.

El Litoral y el litio

En paralelo, la ampliación del Gasoducto Norte irá por un Open Season bajo la Ley de Gas, donde los interesados pagan la inversión. La compañía buscará recibir ofertas para ambos concursos el mismo día, una coordinación que el propio Pizarro calificó de complicada.

Las centrales eléctricas conectadas al sistema podrían consumir hasta 32 millones de metros cúbicos diarios y casi ninguna tiene transporte firme. Desde La Carlota al Litoral no hace falta ampliar nada. “Cualquier eléctrico que entre va a consumir gas en vez de gasoil, con lo cual va a bajar el costo de la electricidad”, afirmó.

Queda GALA, el Gasoducto Argentino de Litio, antes llamado Vicuñas: unos 200 kilómetros desde el Norandino o el Atacama hacia los yacimientos de litio de la Puna. “Si a fin de año confirmamos la realización del gasoducto, inmediatamente se activa la construcción de GALA también”, anticipó Pizarro.

PCR, GeoPark y Patagonia Energy se quedan con nuevas áreas en Vaca Muerta

Mientras las grandes operadoras concentran sus inversiones en el corazón de Vaca Muerta, buena parte del mapa neuquino sigue sin explorar. Ahí apuntan las petroleras independientes que buscan un lugar en el no convencional, y ahí también la Provincia encontró una forma de sumar recursos sin poner un peso: licitar áreas, cobrar el ingreso y quedarse con una parte del negocio.

El gobernador Rolando Figueroa firmó la adjudicación de ocho bloques de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén. Los compromisos suman US$410,8 millones: US$230,1 millones de inversión exploratoria y US$180,7 millones en bonos de acceso para el Tesoro provincial.

El proceso lo impulsó Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa estatal, y recibió 20 ofertas de 10 oferentes. Además de consolidar a petroleras independientes, la ronda abrió la puerta a nuevos consorcios.

PCR, la gran ganadora

Petrolera Comodoro Rivadavia (PCR) fue la que más se llevó: tres áreas, La Tropilla I, Águila Mora Noreste y Santo Domingo II. Comprometió US$55,6 millones en inversiones y US$71,5 millones en bonos, la cifra más alta de la ronda en ese rubro.

Su plan prevé un pozo horizontal por área, con ramas laterales de 1.500 metros y 75 etapas de fractura en total. También registrará 380 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

Patagonia Energy desembarcó en Corralera Noroeste con la mayor inversión directa: US$78,7 millones, más un bono de US$22,1 millones. Su propuesta técnica es la más ambiciosa de la ronda: tres pozos con ramas laterales de 3.000 metros y 150 etapas de fractura.

 

GeoPark, JPM y los consorcios

GeoPark sumó Corralera Noreste a su portafolio. Pagará US$60,5 millones en bonos de acceso e invertirá US$34 millones en exploración. El programa contempla dos pozos horizontales de 2.000 metros de rama lateral y 60 etapas de fractura.

JPM Energía se quedó con Pampa de las Yeguas II NE, con una inversión de US$26,1 millones y un bono de US$18,5 millones. Perforará un pozo de 3.000 metros de rama lateral con 53 fracturas. Allí las regalías serán del 15%, por encima del 12% que se fijó en la mayoría de los bloques.

El consorcio de Phoenix y Continental Resources ganó Corralera Sur. Comprometió US$18,9 millones en inversión y US$7,1 millones de bono, con un pozo de 1.500 metros de rama lateral y 14 fracturas. También procesará 255 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

Selva María Oil completó el mapa con Chasquivil Sur: US$16,8 millones para exploración y US$1 millón de bono, con un pozo de 1.500 metros, 30 etapas de fractura y 110 kilómetros cuadrados de sísmica. En esta área, GyP tendrá un 15% de participación, por encima del 10% del resto.

En noviembre la segunda ronda de Vaca Muerta

Los contratos obligan a las empresas a asociarse con GyP. Así, la Provincia se asegura una parte de la renta petrolera que va más allá de las regalías. En el Gobierno celebraron la respuesta del mercado.

Figueroa adelantó que en noviembre se lanzará la segunda ronda licitatoria. Incluirá las áreas que quedaron desiertas en esta convocatoria y bloques maduros que revirtieron recientemente operadoras como YPF.

Antes de eso falta la firma de los contratos asociativos. Después, el Ministerio de Energía enviará los expedientes al Poder Ejecutivo para el decreto aprobatorio final.

Neuquén eliminará Ingresos Brutos para quienes contraten empresas locales

Cada vez que Vaca Muerta rompe un récord, en Neuquén aparece la misma pregunta: cuánto de esa riqueza se queda en la provincia. Las pymes que sostuvieron la actividad en los años malos quieren su parte del crecimiento, y el Gobierno busca que los dólares del shale terminen en talleres, fábricas y sueldos neuquinos, no en proveedores de afuera.

Esta vez la respuesta llegó con un anuncio concreto. El gobernador Rolando Figueroa informó que, desde 2028, las empresas que contraten proveedores y trabajadores radicados en Neuquén dejarán de pagar el impuesto sobre los Ingresos Brutos.

Lo dijo este miércoles en el Centro de Convenciones Domuyo, frente al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, representantes de cámaras empresariales y más de 700 empresas de la cadena de valor del petróleo y el gas.

“Las empresas que contraten empresas neuquinas, incluso las que contraten a otras empresas neuquinas, y aquellas que incorporen neuquinos no pagarán Ingresos Brutos”, afirmó el gobernador.

 

“Estuvieron en las malas”

Figueroa explicó que la medida se apoya en la planificación financiera de la Provincia: menos endeudamiento, control del gasto corriente y un déficit de infraestructura más chico. Con ese orden, dijo, una mayor parte de lo que genera la energía puede convertirse en empleo e inversiones locales.

La elección de los beneficiarios tiene, además, un componente de reconocimiento. “Cuando decimos que contraten empresas neuquinas es porque estuvieron en las malas. Ahora que proyectamos que nos vaya mejor, tenemos que generar las condiciones para que les vaya bien a todos”, sostuvo.

El encuentro, bautizado “Encuentro Vaca Muerta: Visión de escala, eficiencia y el futuro de Neuquén”, fue impulsado por el propio gobernador para acercar a la principal operadora del país al entramado productivo local. “Nada se puede lograr si no existen empresas neuquinas involucradas”, dijo.

GAPP, PyMEs industriales, sector energético, Oil & Gas, minería, capacidad ociosa, empleo industrial, contratos y tarifas, vinculación comercial, Vaca Muerta, RIGI, GNL. Las pymes bajo análisis.

Qué va a demandar el GNL

La idea es que las pymes conozcan de primera mano la hoja de ruta de inversiones de YPF y puedan anticiparse: ampliar su capacidad, comprar equipos y prepararse para competir en una industria cada vez más exigente.

El foco está puesto en la nueva etapa del gas natural licuado (GNL). “El objetivo es contar con información de primera mano para tomar decisiones importantes y conocer qué va a demandar esta nueva etapa del GNL y qué tenemos que hacer para que nos compren a los neuquinos”, señaló Figueroa.

Para eso, el Estado provincial ofrecerá líneas de crédito a tasas más bajas a través de sus herramientas financieras y del banco provincial. “Podremos financiar a los emprendedores neuquinos para que adquieran maquinaria y sean más competitivos”, afirmó.

Una “rueda virtuosa” entre empresas locales

El gobernador advirtió que no alcanza con que la operadora contrate a un proveedor de la provincia. “No alcanza con contratar a un proveedor neuquino si después compramos los insumos a otra provincia. Tenemos que generar una rueda virtuosa entre las empresas locales”, dijo.

También habló de las nuevas reglas del mercado. “Ahora el precio lo pone el mercado y, para ser competitivos, tenemos que trabajar todos juntos y coordinarnos”, sostuvo, en referencia a la necesidad de que el sector público y el privado tiren para el mismo lado.

Para Figueroa, el compre local también es una cuestión de recursos públicos. Neuquén recibe unos 30.000 nuevos habitantes por año, lo que exige rutas, hospitales, escuelas y seguridad. “Que más empresas neuquinas participen del valor que genera la industria le da recursos al Estado y empleo genuino”, explicó.

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Más allá de Vaca Muerta

El gobernador planteó además que la provincia tiene que prepararse para crecer sin depender solo de los hidrocarburos. “Queremos que las cámaras conozcan el Neuquén que ya empezamos a construir después de Vaca Muerta, con nuevas industrias, más hectáreas bajo riego y una mayor apuesta al turismo”, dijo.

“Tenemos un gran futuro por delante, pero debemos planificar cómo queremos crecer”, agregó, antes de cederle el micrófono al CEO de YPF.

El compromiso de YPF: reuniones trimestrales

Marín respondió con un compromiso de transparencia. “Una vez por trimestre nos vamos a juntar con las cámaras neuquinas y vamos a mostrar todas las licitaciones que hicimos y cómo fueron las participaciones de las pymes neuquinas”, prometió. “Cuando nos sentamos y hablamos, se solucionan los problemas”.

El ejecutivo sumó datos para dimensionar el vínculo. “El 95% de la producción de YPF es Vaca Muerta. YPF es la sexta empresa a nivel mundial en cantidad de pozos no convencionales para perforar, y en Neuquén hay 525 pymes contratadas por YPF”, detalló.

También destacó el RIGI, el Instituto Vaca Muerta y el Parque Industrial como piezas de un mismo esquema. “Son muy grandes las inversiones que se hacen, porque si queremos cambiar un país, hay que invertir”, afirmó.

El Turbo S trae 3.340 caños de 36 pulgadas desde India. La obra conectará la producción de Vaca Muerta con el Golfo San Matías.

Quiénes participaron

Estuvieron FECENE, el Centro PyME-ADENEU, CEIPA, ACIPAN, la Cámara de la Construcción y la Asociación de Industriales Neuquinos. Participaron también el ministro Guillermo Koenig, Daniel González (ADENEU), Mauricio Uribe (FECENE) y Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF.

La organización estuvo a cargo del Centro PyME-ADENEU, que convocó a empresas certificadas bajo la Ley 3338 de Fortalecimiento de la Cadena de Valor Neuquina. Los requisitos para certificar están en www.adeneu.com.ar y en energiaymineria@adeneu.com.ar.