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Vaca Muerta

Urea para exportar: la planta de fertilizantes de Pampa Energía fue aprobado por el RIGI

El Ministerio de Economía aprobó esta semana la adhesión al RIGI del proyecto Fertilizantes, la planta de urea y amoníaco que Pampa Energía, a través de su controlada Fértil Pampa SAU, viene armando desde hace meses en el Puerto de Ingeniero White. La resolución 1468/2026, firmada por Luis Caputo, confirma lo que en el mercado energético ya se daba por descontado, aunque igual generó satisfacción en la compañía: el proyecto queda encuadrado como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo, la categoría más alta que ofrece el régimen.

La planta combinará dos unidades gemelas de urea granulada, de 3.000 toneladas diarias cada una, con una planta de amoníaco de 3.450 toneladas por día. El gas natural de Vaca Muerta será la materia prima central, lo que conecta directamente el yacimiento neuquino con la costa atlántica bonaerense a través de los gasoductos existentes.

La ubicación no es casual. El predio de 80 hectáreas está pegado al Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, con acceso a aguas profundas para exportar sin escalas intermedias. Esa cercanía portuaria fue uno de los argumentos que la empresa remarcó ante el comité evaluador del régimen.

Pampa Energía sigue creciendo en Vaca Muerta

Una apuesta de US$2.700 millones a cuatro años

Según el comunicado que Pampa Energía envió a la CNV, la inversión total del proyecto Fertilizantes ronda los US$2.700 millones, cifra que en el expediente oficial se detalla con mayor precisión en US$2.693 millones en activos computables. El cronograma contempla dos etapas: ingeniería y procura hasta fines de 2027, y montaje y puesta en marcha hasta diciembre de 2029.

El contrato quedó estructurado bajo la modalidad EPC llave en mano, con suma global fija, algo habitual en proyectos de esta escala porque traslada al contratista buena parte de los riesgos de diseño y construcción. La licitación internacional tuvo un solo oferente válido: el consorcio Tecnimont-SACDE, que firmó el acuerdo el 17 de julio pasado.

Casi la mitad de esa inversión, un 46%, corresponde a equipos y tecnología importados de licenciatarios como KBR, Topsoe y Stamicarbon, nombres que dominan el negocio mundial de plantas de urea. El resto, la parte on-shore, se contratará con proveedores argentinos, con SACDE como socio local del consorcio.

Por qué importa que Argentina deje de importar urea

El dato que más repiten en el sector es este: la Argentina importa hoy 1,3 millones de toneladas de urea por año porque no produce lo suficiente para su propio campo. Con una capacidad proyectada de 2.100.000 toneladas anuales, la planta de Fértil Pampa no solo cubriría ese déficit sino que dejaría margen para exportar.

Ese argumento fue central en la presentación ante el Comité Evaluador de Proyectos RIGI, que en su Acta 25 recomendó aprobar la solicitud tras revisar los informes técnicos de la Subsecretaría de Industria y Economía del Conocimiento y del Banco Central. El BCRA no encontró elementos que pudieran distorsionar el mercado cambiario local.

La fecha de adhesión al régimen quedó fijada en el 3 de agosto de 2026, cuando Fértil Pampa completó la información pedida por el área técnica. Desde ese día empiezan a correr los plazos y beneficios fiscales que otorga el RIGI a los proyectos de exportación estratégica.

Pampa Energía sigue impulsando el crecimiento de Rincón de Aranda.

Los beneficios y las obligaciones que trae el RIGI

La resolución también aprobó el mecanismo de resolución de disputas propuesto por la empresa: arbitraje bajo las reglas de la Cámara de Comercio Internacional, con el Panel RIGI como instancia adicional prevista en el decreto 749/2024. Es la vía que suelen pedir las compañías extranjeras antes de comprometer inversiones de esta magnitud.

Fértil Pampa deberá acreditar, durante el primer y el segundo año desde la notificación, un avance de inversión de al menos el 20% del monto mínimo exigido. La fecha límite para completar el total comprometido en activos computables quedó establecida en el 1° de diciembre de 2029.

El Estado también le encomendó a la Subsecretaría de Industria y Economía del Conocimiento el control y la fiscalización del cumplimiento de la ley 27.742 a lo largo de toda la vida del proyecto. La ARCA, por su parte, deberá generar una CUIT especial para el vehículo de proyecto único.

El comunicado que la compañía remitió a la CNV, firmado por su responsable de Relaciones con el Mercado, confirma los mismos números que figuran en el Boletín Oficial y ratifica que las obras seguirán el plan de inversión aprobado por el Ministerio de Economía.

Rolando Figueroa apuntó contra las petroleras que “no invierten” en Vaca Muerta

La provincia de Neuquén avanza con la Ronda N°2/2026 del Plan Exploratorio, orientada a la exploración y explotación del gas de Vaca Muerta, con nuevas áreas de GyP sobre la mesa. El gobernador Rolando Figueroa lo confirmó en Houston, durante la quinta edición de Shale in Argentina, y adelantó que las cuatro áreas que YPF devolverá a la provincia entrarán en las próximas convocatorias.

Se trata de Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro Las Minas y Cerro Arena, los bloques que YPF confirmó que va a devolver y que quedarán disponibles para una futura licitación en la cuenca neuquina.

Rolando Figueroa y el mensaje a las empresas

El mandatario fue directo respecto a qué compañías tendrán lugar en la nueva ronda y cuáles quedarán afuera del reparto de áreas.

“Las vamos a incorporar en una nueva licitación, junto con otras áreas que estamos revirtiendo a empresas que no invierten, que dicen que van a invertir y no lo hacen”, aseguró Figueroa ante el auditorio reunido en Houston.

Durante el evento, que juntó a ejecutivos, inversores y especialistas internacionales, el gobernador destacó la paz social y el cuidado ambiental como pilares de la gestión, y valoró la inversión privada que permite que las empresas “desembarquen, rindan” y generen más actividad en la cuenca.

Rolando Figueroa anunció la Ronda 2/2026 y apuntó contra las petroleras que "no invierten" en Vaca Muerta.

El impacto de las empresas americanas y la ventana de oportunidad

Figueroa también se refirió al desembarco de compañías extranjeras que ya participaron de licitaciones previas y que están comprando otras firmas del sector.

“La llegada de nuevas empresas americanas va a permitir el ingreso de nuevas empresas de servicios. A su vez, seguramente va a crecer la actividad de las empresas locales”, amplió el gobernador durante su exposición en el panel principal.

El mandatario insistió en que existe una ventana de oportunidades que la provincia busca capitalizar con esta segunda ronda. Recordó que en octubre se cerrarán las adjudicaciones de la primera ronda y que en septiembre se abrirán los sobres de la inversión específica.

Infraestructura, GNL y la mirada puesta en el puerto patagónico

El gobernador puso el foco en la infraestructura pendiente para que Vaca Muerta pueda sostener su crecimiento y multiplicar el impacto económico en toda la región patagónica.

“El poder construir nueva infraestructura que necesitábamos por un puerto patagónico, el tener la posibilidad de tener una sanción específica con regalía variable para la venta de GNL, nos permite tener otro tipo de horizontes”, señaló Figueroa ante los presentes.

Valoró además la articulación con Río Negro y el desarrollo del puerto de Punta Colorada, pensado como salida de la producción neuquina hacia los mercados internacionales de exportación.

El shale como motor de las economías regionales

Figueroa planteó que el crecimiento del oil and gas en Neuquén puede convertirse en un impulso para otras provincias dentro del esquema federal argentino.

“Estamos convencidos que, a partir del oil and gas, va a poder complementar el arranque de otras economías que, evidentemente, en otras provincias tienen que arrancar”, recalcó el mandatario neuquino durante su presentación en Houston.

La jornada formó parte de la agenda que Figueroa despliega en Estados Unidos para fortalecer el posicionamiento internacional de Vaca Muerta y avanzar en el financiamiento de las obras que requiere la producción de petróleo y gas.

El encuentro, moderado por el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, contó con representantes de YPF, Pluspetrol, Tecpetrol, Chevron, Geopark y analistas de S&P Global Energy, además de un panel de intendentes neuquinos sobre el impacto territorial de la actividad.

SLB advirtió que “duplicar la capacidad de Vaca Muerta no es sostenible”

Durante el panel de Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Patricio Whitney, Managing Director de SLB para Argentina, Bolivia y Chile, puso números sobre la mesa: la industria del shale planea duplicar pozos, etapas y producción, y eso arrastra a toda la cadena logística. Para el directivo, el desafío ya no pasa solo por tener el equipo disponible, sino por asegurar que el resto de la infraestructura provincial acompañe ese salto.

Whitney reconoció que el RIGI cambió el punto de partida de la conversación en Vaca Muerta. En sus palabras: “El RIGI de Argentina nos ha abierto la puerta para salir al mundo, y eso nos trae una oportunidad en la que estamos mirando solo un año, pero si miras más allá entendemos la escala industrial a la que nos vamos a enfrentar”.

Ahí está, según explicó, el corazón del problema: las empresas de servicios petroleros ya cuentan con la tecnología y el equipamiento necesarios para responder a ese crecimiento. Lo que falta, insistió, es garantizar el personal calificado que sostenga la operación día a día, un punto que suele quedar en segundo plano frente a la discusión sobre capacidad instalada.

Productividad, el diferenciador frente a otras cuencas

El directivo de SLB fue claro respecto a los límites físicos del crecimiento. No alcanza con sumar equipos: hay que sacarles más rendimiento a los que ya están operando en el yacimiento, apostando a la productividad como palanca central.

“Duplicar la capacidad no es sostenible. Necesitamos ver cómo hacer un poco más con lo que ya tenemos”, planteó Whitney, marcando el eje de su intervención en el panel.

Reducir los tiempos improductivos, sostener etapas más largas y extraer mayor volumen por metro perforado son, para el ejecutivo, las variables que van a definir la competitividad de Vaca Muerta frente a otras cuencas del mundo. Esa mejora, agregó, es la que permitirá bajar el punto de equilibrio y habilitar la exportación a gran escala.

SLB sigue creciendo en el fracking de Vaca Muerta.

Comparar puertas adentro y capacitar en el territorio

SLB decidió correr el eje de los benchmarks internacionales hacia una mirada más local. Whitney explicó que la comparación con otras cuencas sigue siendo útil como referencia, pero que las soluciones tienen que diseñarse a partir de las condiciones específicas de Neuquén.

“Empujar el límite ahora” fue la frase que, según contó, se le quedó grabada tras una reunión reciente sobre rendimiento operativo: “El enfoque que estamos adoptando es hacer comparaciones a nivel local, aprender localmente y diseñar para eso”.

La otra pata de esa estrategia es la formación de talento. La compañía ya incorporó su primera cohorte de entrenadores locales, pensada para acompañar el crecimiento de la actividad en los próximos años, no solo puertas adentro de SLB sino para toda la industria del petróleo y gas.

Del trabajo aislado a la mirada integral del cliente

Whitney planteó una autocrítica poco habitual en este tipo de paneles: las petroleras y las empresas de servicios suelen optimizar cada etapa del proceso por separado, perforación, completación, producción, pero pierden eficiencia en las transiciones entre una y otra.

“Somos muy buenos optimizando piezas individuales de lo que hacemos, pero en las transiciones de las interfaces hay muchas oportunidades”, señaló, apuntando a un enfoque más holístico de la cadena de valor.

Ahí entran la inteligencia artificial y las operaciones remotas, herramientas que SLB viene incorporando en los últimos dos años para que sus equipos manejen geociencia, subsuelo y datos desde un mismo lugar. El objetivo, dijo, es que la tecnología permita supervisar operaciones más grandes sin sumar recursos proporcionalmente.

El relevo generacional golpea la puerta del yacimiento

El cierre de la intervención de Whitney giró en torno a un cambio que ya se nota en el campo: la llegada de perfiles jóvenes que no vienen dispuestos a pasar años en el terreno antes de asumir responsabilidades, algo que obliga a repensar la estructura tradicional de la industria.

El monitoreo remoto de instalaciones como el CPF permite hoy supervisar procesos que antes exigían presencia física constante, aunque Whitney fue tajante en un punto: la tecnología acompaña, pero no reemplaza a quienes tienen que tomar decisiones con conocimiento real de lo que ocurre en el yacimiento.

“Todavía necesitamos tener personas tomando decisiones que sepan qué está pasando”, aseguró Whitney, antes de que el panel avanzara hacia la siguiente ronda de preguntas sobre el futuro operativo de Vaca Muerta.

Halliburton proyecta el futuro de Vaca Muerta con 5.000 sensores y 100 algoritmos

En el escenario de Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Luis Perdomo, gerente de operaciones globales de Halliburton para exploración y producción, contó un dato que descolocó a más de uno: solo en un set de fractura, la compañía monitorea más de 5.000 sensores en tiempo real.

A eso se suman 100 bloques de algoritmos dedicados exclusivamente al mantenimiento predictivo. “Podemos obtener muchísimos datos, pero si no hacemos nada con ellos, son prácticamente inútiles”, advirtió, y marcó ahí la próxima gran pelea de la industria del shale.

Para Perdomo, ese volumen de información no sirve de nada sin el talento que lo traduzca en decisiones. La analítica de datos, dijo, será uno de los habilitadores centrales del futuro de Vaca Muerta, junto con las habilidades técnicas tradicionales.

Un crecimiento que multiplicó por veinte la producción

“Hace unos años estábamos discutiendo objetivos mensuales y la meta era ejecutar 60 etapas al mes, y eso ya era un éxito”, recordó Perdomo. Hoy, dijo, esa cifra se multiplicó por veinte: Halliburton ejecuta 1200 etapas mensuales solo en la cuenca de Vaca Muerta.

El crecimiento, sin embargo, no alcanza como argumento por sí solo. Para el directivo, la curva ascendente demuestra que la industria puede escalar, pero también deja una pregunta abierta: qué hace falta para sostener ese ritmo en los próximos años.

“Lo que necesitamos para dar ese siguiente paso, en primer lugar, será tecnología; necesitaremos tener habilitadores tecnológicos para alcanzar ese siguiente nivel de eficiencia”, planteó, y aclaró que no habla solo de equipos nuevos sino de un ecosistema completo.

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

Ecosistema y tecnología, la ecuación que falta cerrar

Ese ecosistema, insistió, no se reduce a infraestructura o proveedores. Incluye a las personas: los perfiles técnicos, las competencias específicas que hoy escasean en el sector de la industria petrolera en la Argentina.

“Estamos usando la capacidad de traducir las lecciones aprendidas y el conocimiento que tenemos aquí en América del Norte y replicarlo allá. Así que hoy vas a una locación de valor en Argentina y verás lo mismo que tienes aquí”, graficó sobre la transferencia tecnológica.

La compañía, según explicó, trabaja para trasladar a la Argentina el conocimiento acumulado durante décadas en Norteamérica, con el objetivo puesto en igualar los estándares operativos entre ambas cuencas.

Flotas eléctricas y equipos duales, ya en marcha

La transición tecnológica, según el directivo, no es una aspiración lejana. Halliburton ya trabaja en la incorporación de flotas eléctricas para sus operaciones en la cuenca neuquina, un proceso que avanza en paralelo con la conversión a combustible dual.

“Nuestra primera flota eléctrica está muy cerca de llegar a Vaca Muerta. Es una realidad, no es un deseo ni una aspiración”, afirmó Perdomo, y agregó que la flota existente ya opera con un 50% de conversión a gas dual.

El objetivo es sumar dos flotas de fractura que funcionen con equipos que queman gas en lugar de diésel, una decisión que responde tanto a una estrategia interna como a una demanda concreta del mercado.

Vaca Muerta entra en una nueva etapa y Halliburton anticipa mayores exigencias

Proveedores locales, la otra pata pendiente

Pero la tecnología, insistió Perdomo, no alcanza si no hay una cadena de suministro local que la sostenga. Halliburton trabaja tanto con proveedores existentes como en el desarrollo de nuevos actores para garantizar repuestos y servicio técnico.

“Necesitamos trabajar en la cadena de suministro local y en el ecosistema local para soportar esta tecnología”, sostuvo, y subrayó que sin ese respaldo ninguna innovación logra sostenerse en un entorno tan exigente como el de Vaca Muerta.

“El qué hacemos con los datos que llegan es una de las competencias clave que necesitamos asegurar tener a nuestra disposición”, cerró el ejecutivo de Halliburton, antes de dejar el escenario del panel.

CEO de Chevron: “La clave en Vaca Muerta ya no es el recurso, es el performance”

Ana Simonato lleva pocos años al frente de Chevron en Argentina, pero habla de Vaca Muerta como si la conociera de toda la vida. En el evento Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, la ejecutiva planteó una idea que resume su gestión: el recurso ya dejó de ser la variable central del negocio. Lo que hoy define el futuro de la producción de shale es otra cosa, dijo, y hay que empezar a mirarla con esos ojos.

“La clave de la ecuación ya no es el recurso. Ahora hay que sumar el programa, la reserva y, sobre todo, el performance: una cosa es tener reservas y otra es lograr que eso realmente suceda”, explicó Simonato.

Para la directiva, ese cambio de mirada tiene tres patas: infraestructura, trabajo articulado con la provincia de Neuquén y acceso a mercados. Sin las tres al mismo tiempo, advirtió, no hay forma de sostener el crecimiento que muestra la cuenca en los últimos años.

Infraestructura y rutas de evacuación

Chevron fue de las primeras compañías en instalarse en el norte de la cuenca, una zona que según Simonato exigió construir casi todo desde cero: caminos, logística y, en particular, vías de evacuación para el crudo. Asimismo, sostuvo que esa etapa no fue solo una inversión, sino un cambio de mentalidad entre empresas que compiten pero también necesitan cooperar.

“Fue un compromiso de pensar distinto, de que distintas compañías se sentaran a alinear un objetivo común con metas claras para que las cosas pasaran”, señaló en referencia al trabajo conjunto detrás de proyectos como El Trapial.

La ejecutiva remarcó además el rol del Estado provincial en ese proceso, con una relación que definió como consistente a lo largo del tiempo. Habló también de la necesidad de sumar proveedores locales y de no crecer más rápido de lo que la propia industria puede sostener puertas adentro.

De Permian a Vaca Muerta: los aprendizajes

Además, Simonato reconstruyó cómo Chevron trasladó su experiencia en Permian, en Estados Unidos, a la operación argentina. La compañía combinó ese conocimiento con la trayectoria convencional que ya tenía en el país, en lo que definió como una fusión de culturas técnicas distintas que debieron encontrar un lenguaje común para funcionar como un solo equipo.

“Tuvimos que tropicalizar todo eso: es distinto, tiene otra geología, otra cultura, otra velocidad. No alcanza con traducir los documentos”, graficó sobre el desafío de adaptar procedimientos pensados para Texas a la Cuenca Neuquina.

Dos variables aparecieron como determinantes en ese proceso: escala y tecnología. Asimismo, ponderó que sin una, la otra no alcanza. Chevron debió ampliar su red de proveedores de servicios para poder crecer al ritmo que exige hoy el desarrollo del shale neuquino.

La sustentabilidad social, en primera persona

La directiva introdujo un costado menos habitual en este tipo de foros: el impacto del desarrollo sobre las familias que viven en la cuenca, incluida la suya propia. Contó que, durante su etapa en El Trapial, sus hijos no tenían jardín de infantes disponible y que ella misma pasó tres años sin poder acceder a un médico en la zona.

“Lo viví en mi propia familia: durante tres años no pude ver a un médico, siempre era una enfermera especializada, y tuve que viajar a Houston para una consulta”, relató Simonato, al hablar de la necesidad de que infraestructura social y producción crezcan al mismo ritmo.

Para la ejecutiva, ese punto es tan relevante como los caminos o las plantas de tratamiento: sin escuelas, salud y vivienda, el crecimiento de Vaca Muerta no es sostenible a largo plazo, por más que la producción siga en alza.

Una maratón, no un sprint

En este marco, Simonato manifestó que el desarrollo de Vaca Muerta recién está en sus primeras etapas y todavía quedan zonas de la cuenca por entender del todo. “Lo que tenemos por delante es desafiante, pero no es una carrera de velocidad. Es una maratón completa que vamos a correr y crecer todos juntos”, afirmó, antes de remarcar que la previsibilidad es hoy lo que le da confianza a Chevron para sostener inversiones de largo plazo en el país.

“Eso es lo que nos da confianza para asegurar que Vaca Muerta no sea Vaca Muerta solo hasta 2030, sino Vaca Muerta para 100 años”, afirmó Simonato.

Tecpetrol proyecta hasta 125 mil barriles diarios de gas y petróleo en Vaca Muerta

En el marco del Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, ordenó el mapa de la compañía en Vaca Muerta: Fortín de Piedra como el yacimiento ya consolidado, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) como la pieza que falta para escalar y Los Toldos II Este, el bloque de shale oil de la empresa, como el próximo gran salto.

Markous repasó primero el presente de Fortín de Piedra, la nave insignia que Tecpetrol desarrolló desde cero y que hoy es una de las principales referencias del sector, tanto en volumen de producción diaria como en la curva de aprendizaje que dejó puertas adentro de la compañía.

“Estamos muy orgullosos de eso porque lo desarrollamos desde cero y hoy estamos produciendo más de 10 mil barriles de petróleo al día; en gas estamos en el orden de los 24 millones de metros cúbicos diarios, eso es 900 millones de pies cúbicos”, dijo el CEO sobre Fortín de Piedra.

Fortín de Piedra, la base para el próximo salto

Según Markous, esa experiencia es la que la compañía busca trasladar ahora al desarrollo de petróleo. El objetivo declarado es replicar en Los Toldos II Este la misma curva de aprendizaje que le permitió a Tecpetrol convertirse en referente del shale gas en Vaca Muerta.

El directivo también dejó una cifra sobre el horizonte de producción total de la compañía para los próximos meses, sumando gas y petróleo en el conjunto de sus áreas dentro y fuera de Vaca Muerta, incluida la expansión hacia el shale oil.

“Creo que vamos a estar este año en 100 mil barriles totales por día, y en un año más llegar a entre 120 y 125 mil barriles diarios entre gas y petróleo”, proyectó Markous sobre el crecimiento conjunto de la producción de Tecpetrol.

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

El VMOS y la apuesta por Los Toldos II Este

Con la logística de exportación como condición para ese salto, la compañía puso el foco en el oleoducto VMOS, la obra que Tecpetrol considera clave para poder sacar al mercado internacional el crudo que espera producir en Los Toldos II Este.

Markous fue directo sobre lo que significó, para el proyecto del oleoducto, la reducción del riesgo país durante el último tramo del proceso de definición de los socios, la ingeniería y el financiamiento de la obra en dólares.

“La baja del riesgo argentino, sin eso no habría sido posible. Comprometimos 80.000 barriles de capacidad en el oleoducto: somos los segundos mayores accionistas, con el 14,5% de la capacidad equivalente en barriles”, explicó el directivo sobre la participación de Tecpetrol en el VMOS.

Financiamiento vía RIGI

Ese avance ya tiene buena parte del financiamiento asegurado a través del RIGI, el esquema que la compañía usó para destrabar el capital necesario para la expansión petrolera del bloque.

“Es una inversión para todo el desarrollo del proyecto de 6.400 millones de dólares. Invertiremos alrededor de 2.600 a 2.700 millones de dólares hasta junio del próximo año; fue el segundo proyecto aprobado por el RIGI”, detalló Markous sobre el financiamiento de la expansión petrolera de la compañía.

“No creo que hubieran visto estos proyectos hace más de dos años; las tasas de interés bajan el riesgo y eso cambia todo el panorama para poder financiar obras de esta escala en Vaca Muerta”, agregó el CEO.

Escuelas técnicas y proveedores locales

Antes de cerrar, Markous dedicó un tramo de su exposición a los programas sociales que la compañía sostiene junto a comunidades y proveedores en las zonas donde opera, con foco en formación técnica y desarrollo de pequeñas empresas locales de la región.

“Trabajamos con casi 17 escuelas técnicas en la región, donde gastamos alrededor de 600.000 dólares al año capacitando a profesores y estudiantes; ya capacitamos a unos 20.000 estudiantes”, contó el CEO sobre el programa de educación técnica de Tecpetrol.

El otro programa que mencionó fue ProPymes, orientado a proveedores locales que luego trabajan para la compañía y para el resto de la industria petrolera instalada en la zona, un esquema que Tecpetrol viene sosteniendo desde hace varios años.

“Tenemos alrededor de 230 proveedores a los que capacitamos para que estén listos, y los proveemos, y luego ellos proveen a todas las industrias. Así que esas son cosas que hacemos”, aseguró Markous.

YPF apunta a ser la quinta potencia energética del mundo

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó ante inversores en Houston los números que definen la hoja de ruta de la compañía hasta 2030. Lo hizo en el marco del evento Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, donde repasó metas de producción, exportación e infraestructura, con un tono directo y sin vueltas, como suele hacerlo.

“El objetivo de YPF es que aporte en el 2030 más de 30.000 millones de dólares”, planteó Marín, aunque aclaró que las eficiencias logradas ya elevan esa proyección. “Hoy nos está dando 58.000 millones de dólares a valores actuales”, agregó.

El CEO explicó que la meta implica duplicar la producción actual de la compañía en los próximos años. Según detalló, buena parte del crecimiento se apoya en la evacuación de crudo, que hoy ronda los 41.000 barriles diarios y que apunta a superar los 50.000.

Un círculo virtuoso con reglas claras

Marín atribuyó el salto productivo a lo que definió como un “círculo virtuoso”: la transformación macroeconómica, el cambio regulatorio y, sobre todo, la sanción del RIGI. Sin ese régimen, sostuvo, no habría existido un desarrollo tan acelerado del sector energético en los últimos años.

“YPF no es una nacional, YPF es una compañía privada donde el Estado tiene participación y nosotros trabajamos exactamente igual que todas las compañías”, remarcó, al defender el modelo de gestión que impulsa desde su llegada a la conducción de la petrolera.

Según proyectó, la industria destinará 130.000 millones de dólares a Vaca Muerta en los próximos cuatro o cinco años. Comparó ese ritmo de inversión con el de una de las petroleras más grandes del mundo operando en simultáneo en Neuquén.

El VMOS se acerca a su arranque: así avanza la obra que exportará petróleo desde Río Negro

 

Resultados históricos y eficiencia

Marín repasó los números del último balance con orgullo. “El tercer trimestre pasado fue histórico, el EBITDA fue el mayor de la historia de YPF”, afirmó, y remarcó que ese resultado se sostiene incluso con precios internacionales más bajos.

Como ejemplo de la transformación interna, mencionó los llamados “quiebres”: estaciones de servicio sin combustible. “Cuando yo llegué YPF tenía 239 quiebres por día. Hicimos un cambio tecnológico y pasamos a tener 40”, contó, orgulloso del resultado logrado en pocos meses.

También citó el desempeño bursátil de la compañía como prueba del cambio de rumbo. “La acción estaba a 10 dólares y ayer cerró a 51,24 dólares”, graficó, para ilustrar la revalorización que tuvo YPF desde que asumió la conducción.

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

El salto exportador: VMOS y el GNL

El CEO también repasó el estado de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra de infraestructura hecha por privados que demandó una inversión de 3.000 millones de dólares. Según explicó, el proyecto avanza en tiempo y forma y prevé el primer embarque de crudo en enero de 2027.

“El tercer cuarto del año que viene, Argentina va a enviar gas por primera vez a Alemania. Ya está el contrato firmado”, anunció, en referencia al proyecto de exportación de gas natural licuado que lidera YPF junto a otras compañías.

Marín también adelantó que el proyecto Argentina LNG, de doce millones de toneladas, podría ubicar al país entre los principales exportadores de energía del mundo. Cerró su exposición con una frase personal: “Respiro, transpiro, pienso, amo YPF”, dijo, visiblemente emocionado.

El Plan Gas llega a su fin en 2028 y Nación apuesta a contratos entre privados

El Gobierno nacional confirmó que avanza en el desmantelamiento de uno de los principales mecanismos de intervención estatal en el mercado energético argentino. La secretaria de Energía, María Tettamanti, dio precisiones sobre el fin del Plan Gas durante su presentación en Houston, en el marco del evento Shale in Argentina, que reunió a los principales referentes de Vaca Muerta.

“El Plan Gas finaliza a fines de 2028. Nosotros no lo vamos a extender”, sostuvo Tettamanti, marcando el final de un instrumento que había ordenado el mercado gasífero durante los últimos años. La funcionaria fue tajante: no habrá prórroga posible, más allá de las presiones del sector.

La definición se enmarca en el proceso de desregulación energética impulsado por el gobierno de Javier Milei. Según explicó, el esquema que reemplazará al Plan Gas serán contratos directos entre privados, sin intermediación estatal, entre distribuidoras, industrias, generadores y productores.

Contratos directos y derechos adquiridos

Tettamanti recordó que el Plan Gas nació como respuesta a un mercado intervenido que había perdido su capacidad de autorregularse. Citó una metáfora que suele repetir un colega del sector: el Estado le “cortó las piernas” al sector privado y después le dio “muletas”.

Aun así, aclaró que los contratos vigentes se respetarán hasta su vencimiento, por tratarse de derechos adquiridos. “No se va a afectar la propiedad privada”, remarcó, en un intento por despejar dudas entre los productores que ya firmaron acuerdos bajo el esquema actual.

El programa actual, vigente hasta 2028, sigue regulando los compromisos de abastecimiento entre productores y los distintos segmentos de demanda. Durante 2026, la Secretaría de Energía ya había empezado a impulsar la transición hacia contratos más directos entre productores y distribuidoras del país.

María Tettamanti brindó detalles del plan de nación para el mercado energético.

De autoabastecimiento a exportaciones

Gran parte de la exposición estuvo dedicada al giro conceptual que introdujo la Ley Bases en la política de hidrocarburos. “Dejamos de hablar de autoabastecimiento”, afirmó Tettamanti, y agregó que ya no tiene sentido limitar la política energética a cubrir solo la demanda interna.

Según la funcionaria, dado el potencial de los recursos argentinos y el desarrollo de Vaca Muerta, ya no tiene sentido restringir la política energética a la demanda local. El nuevo objetivo, definió, es maximizar la renta de los inversores para garantizar abastecimiento y exportación.

“Con los recursos que tenemos es ridículo hablar de autoabastecimiento”, planteó, en una de las frases más citadas de su exposición ante empresarios e inversores extranjeros reunidos en el hotel donde se desarrolló el encuentro sobre Vaca Muerta y el futuro energético argentino.

Infraestructura para sostener el crecimiento

La Ley Bases, sancionada en 2024, modificó buena parte de la Ley de Hidrocarburos 17.319 y redefinió el marco regulatorio para la producción, el transporte, el procesamiento y la comercialización de petróleo y gas, incorporando nuevas autorizaciones para construir ductos y plantas.

Tettamanti resumió la orientación del Gobierno con una frase contundente: “Menos Estado, más privado; menos regulación, más libertad. Ese es el camino trazado”, dijo ante empresarios e inversores reunidos en Houston para escuchar el plan energético argentino de cara a los próximos años.

Sobre el objetivo final de su gestión, fue clara: “Voy a sentir muy exitosa mi gestión si cada vez me tienen que venir menos a hablar”, sostuvo, y cerró su exposición con un llamado directo a que los inversores sigan apostando por la Argentina.

GeoPark entra a Venezuela: acuerdo histórico por el bloque Bare en la Faja del Orinoco

GeoPark confirmó su ingreso al mercado petrolero venezolano a través de la adquisición del bloque Bare, un yacimiento de crudo pesado ubicado en la Faja del Orinoco, una de las reservas de hidrocarburos más grandes del planeta. La operación llega de la mano de Grupo Gilinski, que fue quien negoció el terreno durante meses hasta destrabar el contrato con la estatal PDVSA.

El bloque no es un descubrimiento nuevo. Se trata de un yacimiento con historia de producción que ya superó los 700 millones de barriles acumulados y llegó a bombear más de 100.000 barriles diarios en sus mejores momentos. Hoy produce apenas 11.000 barriles por día, una fracción de lo que supo dar.

Ahí está, justamente, el atractivo para GeoPark: reactivar algo que ya funcionó antes. La compañía calcula un potencial pico de producción de entre 85.000 y 95.000 barriles diarios, sostenido durante más de una década en el rango de 55.000 a 62.000 barriles netos para la firma.

Un contrato bajo la nueva ley de hidrocarburos

El esquema legal que hace posible la operación se llama CPP, sigla de Contrato de Participación en la Producción. Es el mecanismo que Venezuela habilitó tras la reforma de su Ley Orgánica de Hidrocarburos y sus reglamentaciones más recientes, pensado para atraer capital extranjero sin ceder la propiedad estatal del recurso.

Bajo ese formato, GeoPark quedará como operador del bloque y deberá poner el cien por ciento del capital para los programas de trabajo aprobados. A cambio, se queda con el 65% del interés económico neto y con la posibilidad de comercializar directamente los hidrocarburos, algo poco habitual en los contratos petroleros venezolanos de las últimas dos décadas.

La fecha en que el contrato entre en vigencia efectiva todavía depende de aprobaciones regulatorias y de los controles vinculados a las sanciones internacionales que pesan sobre Venezuela. La compañía estima un plazo máximo de 120 días para resolver esa etapa.

Geopark sigue creciendo en Vaca Muerta.

Grupo Gilinski, protagonista del cambio de control

Detrás del acuerdo aparece un nombre que no es nuevo en la región: Grupo Gilinski, el conglomerado financiero colombiano liderado por la familia Gilinski. Fue su gestión la que abrió la puerta al contrato con PPSA, la subsidiaria de PDVSA a cargo de este tipo de asociaciones.

Como parte del pago, GeoPark emitirá 42,1 millones de acciones a favor de una entidad del grupo, valuadas a 12,22 dólares cada una. Ese precio implica una prima del 26% sobre el valor promedio ponderado de la acción en los últimos treinta días, según los datos difundidos por la compañía.

El desenlace del canje es un cambio de control accionario. Una vez completada la emisión, Grupo Gilinski pasará a controlar aproximadamente el 56,3% de las acciones de GeoPark, con la posibilidad de ampliar esa participación hasta el 58,4% si se cumplen ciertas condiciones contractuales antes del cierre de la operación.

Para los accionistas que prefieran no acompañar esta nueva etapa, el acuerdo prevé una oferta pública de adquisición por 100 millones de dólares al mismo precio de 12,22 dólares por acción, lo que representaría un pago de 2,1 dólares por título para quienes decidan vender.

Rubén Zárate analizó la intervención de Estados Unidos en Venezuela y afirmó que el conflicto revela una disputa global por energía, rutas estratégicas y control del petróleo pesado.

Números que explican la apuesta

El yacimiento Bare cuenta con unos 15.700 millones de barriles de petróleo original en sitio y alrededor de 1.100 pozos ya perforados. Es, en otras palabras, infraestructura existente que GeoPark no tiene que construir desde cero, sino rehabilitar y poner a producir de manera más eficiente.

El factor de recuperación actual del campo ronda apenas el 4-5%, un número bajo para los estándares de la industria. El plan de redesarrollo acordado bajo el CPP apunta a llevarlo a un rango de 8-9%, lo que en términos concretos significaría unos 400 millones de barriles netos adicionales para la compañía a lo largo de los años.

GeoPark llega con algo de experiencia previa en crudos pesados y cuencas maduras de Latinoamérica, un antecedente que la empresa señala como clave para bajar el riesgo técnico de un proyecto de esta escala. También cuenta con personal que ya trabajó en Venezuela en el pasado.

Un tablero regional que se reordena

Con Bare sumado a sus operaciones en Colombia y Argentina, GeoPark proyecta llevar su producción total a un rango de 75.000 a 85.000 barriles equivalentes por día hacia 2030. Eso representaría multiplicar por casi tres los niveles actuales de la compañía.

La operación se financia con acciones propias de la empresa, una decisión que según explicaron busca preservar el efectivo disponible. GeoPark declaró contar con unos 700 millones de dólares en liquidez, de los cuales 310 millones ya están en caja, para sostener tanto Bare como el crecimiento en Vaca Muerta y Colombia.

El directorio aprobó la operación, aunque con una salvedad: los tres directores nominados por Grupo Gilinski —Gabriel Gilinski, Dorita Gilinski y Camilo Martínez— se excusaron de participar en las deliberaciones y no recibieron la documentación vinculada al acuerdo, dado el conflicto de interés evidente.

El proceso de valuación estuvo a cargo de BTG Pactual, que actuó como asesor financiero exclusivo de GeoPark y emitió la opinión de razonabilidad sobre los términos. PwC intervino como asesor impositivo, mientras que los estudios Cleary Gottlieb y Baker McKenzie oficiaron de asesores legales de la compañía en toda la negociación

GyP lanzará una nueva licitación de áreas de gas de Vaca Muerta

Mientras todavía se procesan los resultados de la primera convocatoria del año, Gas y Petróleo (GyP) del Neuquén ya puso la mirada en el próximo movimiento: una nueva licitación en Vaca Muerta que se lanzaría antes de que termine 2026 y que apunta directamente a la ventana gasífera de roca madre.

La Ronda 1/2026, cuyas ofertas se abrieron el 19 de agosto, dejó un total de veinte propuestas presentadas por diez empresas para ocho de las quince áreas ofrecidas. La ronda exploratoria Neuquén mostró interés concreto, pero también varias zonas que no lograron despertar apetito inversor.

Phoenix Global Resources – Continental Resources fue la firma más activa, con seis ofertas distribuidas entre Águila Mora Noreste, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, La Tropilla I y Santo Domingo II. Detrás aparecen Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y Aldyl Argentina, cada una con tres ofertas por áreas hidrocarburíferas.

La Tropilla I fue el área más disputada, con cuatro oferentes compitiendo por ese bloque. Le siguieron Águila Mora Noreste, Corralera Noreste y Santo Domingo II, con tres propuestas cada una. Solo Chasquivil Sur recibió una única oferta, sin competencia entre oferentes.

Siete áreas se quedaron sin propuestas

Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Curamhuele, El Corte, La Hoya y Totoral Este no recibieron ninguna oferta en esta convocatoria. Según GyP, son áreas sin ofertas que podrán volver a aparecer en futuras licitaciones si cambia el interés técnico o financiero de las petroleras.

Desde la compañía provincial explicaron que la concentración geográfica de las propuestas responde pura y exclusivamente a decisiones de inversión propias de cada empresa, y no a condiciones impuestas por el pliego. Es una lectura que intenta bajarle el tono a las áreas desiertas de la ronda.

Ahora empieza la etapa más burocrática: GyP pedirá a algunos oferentes que subsanen errores formales o respondan pedidos de aclaración, tal como habilita el artículo 12.3 del Pliego de Bases y Condiciones. Recién después se abrirán los Sobres B, previstos para la tercera semana de septiembre.

Cómo se define quién se queda con cada área

La evaluación económica de los Sobres B combinará cuatro variables: la participación de GyP en el proyecto, el incremental de regalías ofrecido, el nivel de actividad comprometido y el bono de acceso propuesto por cada empresa. Con esa fórmula surgirá la oferta económicamente más conveniente para cada área.

Eso no garantiza nada todavía. La apertura de los Sobres B no implica adjudicación automática, y la decisión final quedará en manos del Directorio de GyP. Si todo se encamina según lo previsto, los contratos se firmarían en octubre y los decretos aprobatorios saldrían entre noviembre y diciembre.

La apuesta ya está puesta en el gas

En paralelo a todo este trámite, GyP confirmó que trabaja en la selección de áreas para la Ronda 2/2026, pensada específicamente para la exploración de gas en Vaca Muerta. El foco esta vez estará puesto en la ventana gasífera de la roca madre, a diferencia de la mezcla de fluidos que caracterizó a la primera convocatoria.

Asimismo, según remarcaron, el cronograma que manejan en la empresa ubica el lanzamiento de esta nueva ronda para fines de noviembre de 2026, con la presentación de ofertas recién proyectada para abril de 2027. Un proceso que busca dar continuidad al Plan Exploratorio Neuquén y sumar inversiones a la cuenca.