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.

Qué pasa hoy en la AOG Patagonia 2026: VMOS, GNL y el desafío de financiar Vaca Muerta

La AOG Patagonia 2026 entra en su recta final con la sensación de que en Neuquén se está discutiendo algo más que petróleo. La séptima edición convirtió el Espacio DUAM en el lugar donde operadoras, proveedores y bancos se cruzan entre stands y reuniones de negocios. Después de dos días de anuncios, el miércoles llega el turno de los números finos.

La tercera jornada arranca a las 13 en el Salón Tromen con Daniel Dreizzen, de la Comisión de Planeamiento y Análisis Económico del IAPG. Su charla repasa el contexto energético de la Argentina y del mundo, con proyecciones y proyectos en carpeta.

El título es largo, pero resume bien la intención: identificar desafíos y oportunidades para las operadoras y para la cadena de valor, en un momento en que la actividad en la cuenca creció más rápido que muchas de las empresas que la abastecen.

El financiamiento de Vaca Muerta

De 14 a 16 llega uno de los paneles más esperados por las pymes: “Financiamiento para el crecimiento de Vaca Muerta: necesidades, desafíos e instrumentos para la cadena de valor y las operadoras”. La pregunta de fondo es quién pone el crédito para acompañar el ritmo de la formación.

Hablarán tres bancos. Javier Fiorotto, gerente comercial de Capital Corporation de Banco Comafi; Leandro Ruffinelli, gerente comercial de Banca Empresas del Banco Nación, y Germán Gil, team leader de Oil & Gas del Banco Supervielle.

La moderación estará a cargo de Daniel Dreizzen y Pablo Fernández Blanco. Para muchos proveedores neuquinos, que necesitan capital de trabajo y equipos nuevos para sumarse a los proyectos, este es el panel que vinieron a escuchar.

VMOS y GNL: la infraestructura para exportar

A las 16, Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF, presentará “Infraestructura para llegar al mundo, los proyectos VMOS y GNL”. Lo entrevistará la periodista Victoria Terzaghi.

La charla llega un día después de que Horacio Marín, CEO de YPF, dijera en el mismo escenario que la mitad del crecimiento de la compañía en los próximos cuatro años vendrá del oleoducto Vea Muerta Oil Sur y la otra mitad del Argentina LNG.

Encuentro con los CEOs II

Desde las 17.30, el Salón Tromen recibe la segunda edición del Encuentro con los CEOs. Abren las empresas de servicios: Adrián Martínez (Calfrac), Patricio Withney (SLB), Andrea Previtali (Tenaris) y Héctor Gutiérrez (Halliburton).

A las 18.05 será el turno de dos operadoras de peso en la cuenca: Ricardo Markous, de Tecpetrol, y Julián Escuder, de Pluspetrol.

A las 18.30 sube el midstream, con Horacio Pizarro (TGN), Oscar Sardi (TGS) y Ricardo Hösel (Oldelval). A las 19.05 cierran Adolfo Storni, de Capex, y Horacio Bustillo, de Pecom.

Jueves: el día de las pymes

El jueves 22 será la última jornada de la muestra. Según la agenda difundida por la organización, el escenario quedará para referentes de grandes empresas, cámaras empresarias y pymes regionales. Los stands abren, como cada día, de 13 a 20.

Horacio Marín: “Vamos a firmar el Argentina LNG el 26 de noviembre”

El cierre de la segunda jornada de la AOG Patagonia 2026 quedó a cargo de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. Llegó relajado, con chistes para la platea, pero con dos anuncios concretos: una meta de producción casi cumplida y una fecha para el proyecto más grande de la compañía.

“Vamos a firmar el 26 de noviembre”, dijo sobre el Argentina LNG, el desarrollo de gas natural licuado que YPF lleva adelante con la italiana Eni y XRG, el brazo internacional de la emiratí Adnoc. “Creo que nos vamos a poner a llorar. Es algo muy fuerte”, agregó.

Antes de hablar del GNL, Marín mostró el número que más le importaba. YPF produce hoy 248.000 barriles diarios netos de shale oil. “Nos habíamos comprometido con los inversores a llegar a 250.000 para fin de año. Y lo estamos haciendo hoy. Así que vamos bien”, dijo.

El salto es fuerte. En agosto, la compañía había reportado 213.000 barriles diarios en el segundo trimestre, un 47% más que un año antes. Desde diciembre, además, YPF pasó de 12 a 18 equipos de perforación en Vaca Muerta.

Marín aclaró que el crecimiento real es mayor de lo que muestran las cifras, porque los pozos no convencionales declinan rápido. “Este año subimos 60.000, 70.000 barriles. Eso significa que en realidad subimos 120.000”, explicó.

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.

Cómo convenció a Eni y XRG

Para el acuerdo con Eni y XRG, el ejecutivo dijo que invitarán a toda la industria a la firma. Contó que convencer a dos gigantes que no operan en el país no fue obra de un solo factor. “Fue todo: gobierno, calidad de roca de clase mundial, un proyecto extraordinario”, enumeró.

Según Marín, el Argentina LNG está entre los tres mejores proyectos de GNL del mundo. La razón, explicó, es que factura mitad gas y mitad petróleo, lo que lo vuelve rentable y menos expuesto a una caída en el precio internacional del gas.

Para cerrar el acuerdo firmaron 28 contratos en un año. “Es imposible si no trabajás como trabajamos: juntarse en un lugar y discutir”, contó. Y recordó una escena: un viernes a las 21.30, los equipos de YPF todavía estaban discutiendo cláusulas con sus socios en la oficina.

La visión de Horacio Marín

Con la expansión prevista, la inversión total del proyecto rondaría los US$76.000 millones, repartidos entre pozos, infraestructura, ductos y barcos. Es una cifra que no tiene antecedentes en la industria argentina.

El proyecto incluye una planta de separación en Neuquén que, según Marín, será cuatro o cinco veces más grande que la mayor que hoy existe en el país. El gas viajará húmedo, sin separar, una idea que atribuyó a los ingenieros de XRG: “Hicieron recomendaciones que fueron clave”.

Para el final se guardó un gráfico con la producción de YPF desde 1922. La mitad del salto que proyecta para los próximos cuatro años, explicó, vendrá del oleoducto VMOS y la otra mitad del Argentina LNG. “Lo único que podrán decir es que acá hubo una sarta de locos”, cerró.

Milei en la AOG Patagonia 2026: “Estamos a pocos pasos del millón de barriles diarios”

La AOG Patagonia 2026 es la exposición del IAPG que hasta el jueves reúne en Neuquén a operadoras, empresas de servicios y proveedores de la industria del petróleo y el gas. Este lunes abrió con un discurso del presidente Javier Milei. Frente a un auditorio repleto en el Espacio DUAM, el mandatario repasó el giro energético de la Argentina con cifras y anuncios.

Agradeció al titular del IAPG, Ernesto López Anadón; al gobernador Rolando Figueroa; al presidente de YPF, Horacio Marín, y a operadoras y empresas de servicios. Después les habló a los trabajadores petroleros: “Todos ustedes están trabajando día y noche para sacar a la Argentina del pozo, literal y metafóricamente”.

Ordenó la exposición en tres ejes: “de dónde venimos, qué hicimos y hacia dónde vamos”. Y arrancó con una mirada histórica sobre la energía como motor del progreso: “Lo que realmente define a la Revolución Industrial es que fue el momento en que dejamos de depender de nuestros músculos”.

Vaca Muerta, más del doble que en 2023

Ubicó a Neuquén en esa lógica. Dijo que la provincia “produce más de 600.000 barriles por día”, energía que ninguna persona tiene que generar con sus propias manos. Según Milei, Vaca Muerta producía unos 310.000 barriles diarios en 2023 y hoy, gracias al cambio de modelo, “produce más del doble”.

En todo el país, la producción de petróleo pasó de 635.000 barriles diarios en 2023 a 932.000 en agosto de 2026. El Presidente lo definió como un récord histórico que supera “con creces” el máximo de 1998. “Hoy, por primera vez en la historia, estamos a pocos pasos del millón de barriles diarios”, agregó.

Con las exportaciones de petróleo pasa algo parecido. En 2023, el país vendía unos 128.000 barriles por día. “Lo que va de 2026, el promedio ya duplica ese número. Y en julio llegamos a exportar casi 330.000 barriles diarios”, detalló. También destacó que el récord mensual de exportaciones superó los US$10.000 millones.

Gas: “una revancha histórica”

Sobre el gas fue categórico: “Si lo del petróleo es una gran noticia, lo del gas es directamente una revancha histórica”. Recordó que durante casi 20 años el país le compró gas a Bolivia y cada invierno salía a buscar barcos de GNL, sentado sobre la segunda reserva del planeta. “Era como morirse de sed a la orilla de un lago”, graficó.

Hoy, explicó, el gasoducto que traía el gas boliviano hacia el sur se revirtió y lleva el de Vaca Muerta hacia el norte. “En abril del año pasado, por primera vez en nuestra historia, el gas argentino llegó a Brasil atravesando Bolivia”, dijo. También se exporta a Chile y Uruguay.

En el último año, la Argentina exportó en promedio unos 8 millones de metros cúbicos diarios, con picos de más de 10 millones. Según Milei, la balanza energética, que hace poco tenía un déficit de US$5000 millones, va camino a dejar un superávit de más de US$10.000 millones.

Admitió que el proceso no terminó: “Este invierno todavía tuvimos que comprar algunos barcos de gas para cubrir los peores días”. Pero aseguró que se están preparando las condiciones para que eso no vuelva a pasar y el país sea exportador de gas todo el año.

Vaca Muerta tiene un problema con los costos.

Las reglas y el RIGI

“¿Mágicamente apareció el petróleo? No. La formación estuvo siempre ahí”, planteó. Para Milei, lo que cambió fueron las reglas, porque “la riqueza de una nación depende mucho más de sus instituciones que de su subsuelo”. El punto de partida, dijo, fue el DNU 70/23, que liberó el precio del crudo y eliminó el barril criollo.

Después defendió el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Según sus datos, hay más de US$210.000 millones en proyectos anunciados, el 45% en petróleo y gas. Lo definió como “la política industrial y de desarrollo más importante de la historia argentina”.

Respondió a las críticas por su costo fiscal con una pregunta: “¿Cómo puede tener costo fiscal una inversión que sin el RIGI jamás se hubiera hecho?”. Y siguió: “Un proyecto que no existe no paga ningún impuesto”. Aunque se cobrara un 100%, dijo, “el 100% de cero sigue siendo cero”. Anticipó que la economía “va a converger al RIGI”.

Desde Allen hasta el mar, el sistema VMOS combina oleoducto terrestre, perforación bajo la playa y tendido submarino

Las obras que vienen

En el último tramo enumeró proyectos. Contó que llegaron a Río Negro las dos monoboyas del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que se instalarán frente a Punta Colorada. La obra, de unos US$3000 millones, “nos va a permitir exportar alrededor de 15.000 millones de dólares por año”, sostuvo.

En gas natural licuado, anticipó que el año próximo la Argentina exportará por primera vez a Europa. Un buque de licuefacción frente al Golfo San Matías cargará gas de Vaca Muerta con destino a Alemania, “en un contrato de más de 7.000 millones de dólares”.

También mencionó Argentina LNG, el proyecto de YPF con Eni y la emiratí XRG. Lo describió como “una inversión de 51.000 millones de dólares, la más grande de la historia de nuestro país”. Según dijo, generará hasta 40.000 puestos de trabajo y exportaciones por hasta US$10.000 millones anuales.

Sumó el acuerdo con Estados Unidos por US$7000 millones para infraestructura crítica y deslizó: “No descarten que pueda aumentar el número”. Destacó el rol del capital privado: “Cuando el que pone la plata es el mismo que asume el riesgo, las obras se terminan”. Y cerró: “Esto recién empieza, porque lo que viene es todavía más grande”.

YPF habilitó una planta clave en el Hub Sur de Vaca Muerta y apunta a 100.000 barriles diarios en 2027

YPF puso en marcha una nueva Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) con una planta compresora de gas integrada en el yacimiento La Angostura Sur. La compañía la considera una obra estratégica para el Hub Sur de Vaca Muerta, pensada para sostener el aumento de la producción y la exportación de petróleo.

Con esta capacidad adicional, el área podrá crecer hasta una producción cercana a los 100.000 barriles diarios a comienzos de 2027. Si se cumple ese horizonte, La Angostura Sur quedará entre los principales desarrollos de la petrolera y entre los proyectos más relevantes de la industria energética argentina.

“Estas obras son claves para el crecimiento acelerado que proyectamos en los próximos meses”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y agregó: “El crudo que tratemos en esta planta va a llegar a todo el mundo a través del proyecto VMOS, que va a poner a Vaca Muerta y Argentina en el plano mundial en materia energética”.

Cuánto invirtió YPF y qué capacidad tiene la planta

El proyecto incluye una PTC capaz de procesar 10.000 m3 diarios de petróleo y una planta compresora con capacidad para comprimir 4 millones de m³ diarios de gas. A eso se suma la infraestructura asociada para el transporte y la evacuación de la producción del yacimiento.

La obra demandó una inversión de USD 400 millones, aproximadamente. No es un desarrollo aislado: forma parte de la infraestructura necesaria para acompañar LLL Oil, el proyecto que YPF presentó recientemente bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y que contempla inversiones por más de USD 21.000 millones.

Un salto de calidad

En su cuenta de LinkedIn, Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura en YPF, sostuvo “detrás de cada salto de producción hay ingeniería, planificación y miles de horas de trabajo”.

“Pusimos en marcha una nueva Planta de Tratamiento de Crudo con una Planta Compresora de gas integrada en La Angostura Sur, dos instalaciones diseñadas bajo el estándar YPF 2.0 para ganar eficiencia, confiabilidad y capacidad de crecimiento”, agregó.

“La construcción, liderada por AESA (A-Evangelista SA), movilizó a más de 20 empresas y, en el pico de actividad, generó trabajo para unas 1.300 personas entre personal directo, indirecto y equipos de YPF SA”, ponderó.

“Una obra de esta escala es el resultado del conocimiento técnico, la coordinación y el compromiso de muchísimos equipos. Y también es infraestructura concreta para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y ampliar nuestra capacidad de exportación”, aseguró.

VMOS: llegaron las monoboyas que permitirán a Vaca Muerta exportar en buques de hasta 2 millones de barriles

Las dos monoboyas que formarán parte del sistema de exportación offshore de VMOS arribaron desde Emiratos Árabes Unidos al Puerto de San Antonio Este, en Río Negro, marcando un nuevo hito en el desarrollo de la infraestructura que permitirá conectar la producción de Vaca Muerta con los mercados internacionales.

Las estructuras constituyen el componente central de la Terminal Marítima offshore del proyecto y serán instaladas frente a las costas de Punta Colorada como parte del sistema que permitirá que, por primera vez, arriben al país los VLCC (Very Large Crude Carrier) los buques petroleros más grandes del mundo.

“Las monoboyas son un componente estratégico de la infraestructura de exportación de VMOS. Su llegada a Río Negro marca un nuevo paso en la construcción de una solución logística de escala internacional que permitirá acompañar el crecimiento de la producción y potenciar las exportaciones energéticas del país”, señaló Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

Las características de las monoboyas

Las dos monoboyas son del tipo CALM (Catenary Anchor Leg Mooring), una tecnología ampliamente utilizada en terminales petroleras offshore de todo el mundo. Este sistema permite que los buques tanque se amarren en altamar para realizar operaciones de carga sin necesidad de construir un muelle fijo.

Una vez instaladas, estarán ubicadas a aproximadamente a siete kilómetros de la costa y conectadas al sistema submarino mediante cañerías flexibles de gran diámetro y equipamiento de monitoreo y control remoto de última generación. Cada una de las monoboyas estará anclada al lecho marino mediante seis anclas de alta capacidad, diseñadas para garantizar una operación segura y eficiente bajo condiciones marítimas exigentes.

Junto con las monoboyas, el sistema offshore incluye estructuras submarinas denominadas PLEM (Pipeline End Manifold), que funcionarán como punto de conexión entre el oleoducto y las instalaciones de carga en el mar.

Una vez en operación, el sistema estará preparado para recibir a los buques VLCC que permiten transportar dos millones de barriles de crudo por viaje. Esta posibilidad de operar con buques de gran escala constituye una de las principales ventajas del sistema offshore desarrollado para Punta Colorada y fortalecerá la competitividad de las exportaciones argentinas.

La llegada de las monoboyas se suma a los avances registrados en los distintos frentes de obra del proyecto y representa un paso clave hacia la puesta en marcha del VMOS, una infraestructura estratégica para consolidar a Vaca Muerta como uno de los principales polos exportadores de energía de la región.

VMOS avanza en Punta Colorada con su primer tanque de petróleo

El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) se prepara para comenzar a llenar su primer gran tanque de petróleo en Punta Colorada. El tanque 404 tendrá capacidad para almacenar 120.000 metros cúbicos de crudo.

La estructura forma parte de la terminal de exportación que el oleoducto desarrolla sobre la costa de Río Negro. Desde allí, el petróleo llegará a los buques mediante un sistema offshore con dos monoboyas.

Entre los trabajadores que participarán de la operación estará Martín Gómez, vecino de San Antonio Oeste y operador de planta del proyecto. El operario llegó al sector petrolero después de trabajar en atención al público.

Según explicó, sus estudios previos le permitieron afrontar la capacitación requerida para incorporarse a la operación. “Tenía una formación previa que me ayudó y la empresa me dio una gran oportunidad”, señaló.

Cómo funcionará la terminal

El equipo de operadores tendrá a su cargo la recepción y almacenamiento del petróleo que llegue a Punta Colorada. “Nos vamos a ocupar del almacenamiento y llenado de tanques para luego poder exportar el crudo a través de los barcos”, explicó Gómez.

Una vez almacenado, el petróleo avanzará hacia el sistema de carga offshore. Las dos monoboyas permitirán transferir el crudo desde la terminal hacia los buques petroleros. La infraestructura permitirá evacuar parte del petróleo producido en Vaca Muerta por la costa rionegrina.

El proyecto busca ampliar la capacidad de transporte de la cuenca neuquina y aumentar los volúmenes destinados a la exportación.

El tanque 404 del VMOS

El tanque tendrá 82 metros de diámetro y 35 metros de altura. Su construcción demandó unas 1.500 toneladas de acero, 30.000 bulones y más de un millón de pulgadas de soldadura. El techo cuenta con un domo geodésico fabricado íntegramente en aluminio, con un peso de 57 toneladas. Más de 60 trabajadores participaron de su construcción.

El tanque integrará el sistema de almacenamiento de Punta Colorada. El crudo llegará desde Vaca Muerta a través del VMOS y luego continuará hacia los puntos de carga offshore.

En ese sentido, Gómez también destacó las condiciones previstas para los trabajadores durante sus turnos: “hay un comedor grande, hay gimnasio, van a hacer una cancha de pádel”.

La próxima etapa contempla la puesta en funcionamiento progresiva de la terminal. “Nuestro equipo se va a encargar de hacer el llenado del primer tanque”, explicó Gómez.

Soldaduras, buques y monoboyas: el detalle técnico del oleoducto submarino de VMOS

El Gobierno de Río Negro sigue de cerca, en Punta Colorada, los controles sobre el ducto offshore de VMOS. La provincia acompaña esta etapa de la obra verificando su calidad constructiva y ambiental, un paso previo a la futura conexión con el sistema de carga en altamar.

Las inspecciones provinciales forman parte de un seguimiento permanente sobre una infraestructura que va a conectar el oleoducto terrestre con las instalaciones marítimas desde donde se cargará el petróleo en los buques. No es una revisión puntual, sino un control que se sostiene en el tiempo.

En esta instancia puntual, los equipos técnicos se concentran en las soldaduras que van a unir los distintos tramos de cañería submarina. La fiscalización incluye los procedimientos utilizados, la calificación de los soldadores, el registro de cada unión y los ensayos de calidad realizados.

Un mismo sistema

Para entender la escala de esta etapa conviene pensar el VMOS como un solo recorrido, que atraviesa toda la provincia de Río Negro y sigue varios kilómetros mar adentro. Nada de esto funciona como tramos aislados: es un sistema integrado de punta a punta.

En Allen va a estar uno de los puntos centrales de operación. Desde ahí se impulsará el petróleo por el oleoducto hasta la terminal de Punta Colorada, y una vez lista la infraestructura, el crudo va a demorar unas 48 horas en completar ese trayecto.

Desde la costa, el circuito sigue bajo tierra y después bajo el mar. Para cruzar el sector costero se usa la Perforación Horizontal Dirigida, una técnica que permite colocar la tubería debajo de la playa y del fondo marino sin abrir una zanja en la superficie.

Cómo se coloca un oleoducto en el fondo del mar

De esta forma, la cañería aparece bajo el agua a unos 700 a 750 metros de la costa, y ahí empieza el tramo que se extiende hacia las instalaciones de carga ubicadas mar adentro. El trabajo, a partir de ese punto, cambia por completo de lógica.

La tarea se hace desde un buque especializado. Sobre la embarcación se van soldando tramos sucesivos de cañería de 38 pulgadas, que además llevan un revestimiento especial de hormigón para resistir las condiciones del fondo marino.

Mientras el buque avanza, la tubería baja de forma progresiva hasta apoyarse sobre el lecho marino. El sistema genera una curva suave entre la embarcación y el fondo, parecida a una “S”, por lo que este procedimiento se conoce como S-lay.

La conexión final con los buques

Es justamente sobre estas uniones donde se concentra parte del seguimiento técnico provincial, porque cada soldadura forma parte de una infraestructura que después va a pasar por distintas verificaciones antes de entrar en operación.

El ducto offshore va a tener unos siete kilómetros y va a llegar hasta estructuras submarinas conocidas como PLEM, donde se distribuye y controla el flujo antes de seguir hacia las dos monoboyas que integran el sistema de exportación.

Las monoboyas van a funcionar como grandes puntos de conexión flotantes entre el oleoducto y los buques. Aunque se las vea flotando en superficie, van a estar sujetas al fondo con cadenas y anclas, y cuando un petrolero llegue para cargar, se amarra ahí y recibe el crudo a través de mangueras flotantes, con la posibilidad de girar según el viento y las corrientes.

VMOS emitió su primer bono local por U$S 233 millones

VMOS S.A. anunció este viernes el resultado de su primera emisión en el mercado de bonos a 48 meses por un monto de U$S 233,6 millones. La tasa de interés fue del 6,25% anual. Se trata de la segunda emisión más grande de deuda local corporativa en dólares en su debut en el mercado local.

El resultado de la licitación constituye una nueva señal del interés de los inversores por el desarrollo de Vaca Muerta ya que se recibieron ofertas por más del doble del monto que inicialmente se preveía de U$S 100 millones.

VMOS es un proyecto de infraestructura, impulsado por las principales empresas productoras de shale del país, que permitirá ampliar la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro y fortalecer la capacidad exportadora de la Argentina. La obra ya alcanzó un avance del 80%, consolidándose como uno de los principales proyectos de infraestructura energética del país. Esta transacción complementa el financiamiento internacional cerrado en 2025 por U$S 2.000 millones, que representó el Project finance más grande realizado en Argentina.

El VMOS sigue avanzando

La obra ya se puede tocar. En la barda norte de Allen, donde antes había solo tierra y planos, hoy funciona la estación de bombeo que va a operar las 24 horas cuando arranque el sistema. Es el corazón del tramo que conecta Vaca Muerta con el mar.

Desde ahí, una vez que el crudo entra en régimen, tarda cerca de 48 horas en llegar hasta Punta Colorada. No es un detalle menor: el recorrido completo atraviesa buena parte del territorio rionegrino y marca, en los papeles, el inicio de la provincia como exportadora directa de petróleo.

El cronograma sigue firme. La conexión con la infraestructura de YPF está prevista para el 15 de diciembre, y la operación comercial debería arrancar en febrero. Son los últimos movimientos antes de que el proyecto pase de obra en construcción a sistema en funcionamiento.

Cómo va a crecer la capacidad de bombeo

El arranque va a ser gradual, no de golpe. La capacidad inicial ronda los 180.000 barriles diarios, un volumen que ya de por sí reordena la logística del petróleo no convencional en la región. Nadie espera el máximo desde el primer día.

Ese número va a subir mes a mes hasta llegar a los 550.000 barriles diarios hacia julio o agosto del año que viene. Es el volumen de régimen, el que convierte al VMOS en una pieza central de la exportación argentina de crudo.

En Allen trabajan hoy alrededor de 500 personas, entre técnicos, operarios y personal de control. Sumando todos los frentes del proyecto, la obra mueve a cerca de 1.500 trabajadores, un número que da una idea del tamaño real de lo que se está construyendo.

Roca, tecnología, unión y financiamiento: los cuatro milagros de Vaca Muerta

Vaca Muerta es una realidad, pero su consolidación no fue de la noche a la mañana. El tiempo no fue corto. Se tardó 15 años para que la roca madre permita que el país pase del paradigma del autoabastecimiento para proyectarse como un polo exportador. Y Pablo Brottier, director ejecutivo de Sacde, posicionó cuatro condiciones para que el sueño del GNL argentino deje de ser un sueño.

En el Seminario Internacional de GLP “De Argentina hacia el mundo”, el ejecutivo armó una lista de milagros. El primero es la existencia misma del yacimiento. “Vaca Muerta es algo extraordinario, nos tocó tenerlo, como tener a Messi o Maradona”, comparó, sin vueltas.

La tecnología, un aliado

Según Brottier, el segundo milagro fue que la tecnología de shale finalmente llegó al país. Ese proceso demoró más de lo esperado, pero terminó dándole a Argentina una productividad comparable con la de Estados Unidos, algo que pocos sectores de la economía local logran.

“Hay que ver en cuántos ámbitos la Argentina alcanza la productividad internacional como lo hace Vaca Muerta. Hoy competimos contra Estados Unidos”, remarcó Brottier destacando que ese salto tecnológico fue mérito directo de las compañías que apostaron por instalarse en la Cuenca.

El tercer milagro, el más difícil según su propia mirada, tuvo que ver con la idiosincrasia argentina: ponerse de acuerdo. Empresas que compiten entre sí tuvieron que aprender a compartir infraestructura para que los proyectos de midstream fueran viables.

“Costó muchísimo trabajo, pero se dio, porque un mercado en crecimiento depone los egoísmos”, explicó el ejecutivo de Sacde, y citó como antecedentes históricos a Compañía Mega y Oldelval.

De los ductos a las plantas de procesamiento

Sacde participó en gran parte de esa infraestructura. La compañía construyó el ducto del Perito Moreno, trabajó en la Reversión del Gasoducto Norte, Duplicar de Oldelval y avanzó con el VMOS, que hoy está casi listo para recibir petróleo.

Ahora la empresa pasó a otro frente: convertir plantas de acondicionamiento en plantas de procesamiento de líquidos para TGS, en la zona de Tratayén. “Ahí también encontramos desafíos que desafían a la industria”, reconoció Brottier sobre los primeros años de esa transición.

Sumado a eso, Sacde construirá junto a Techint el poliducto de 576 kilómetros entre Tratayén y Bahía Blanca, y ya arrancó la construcción de Pampa Fértil, la planta de urea que Pampa Energía instala en Bahía Blanca con una inversión de 700 millones de dólares.

Por qué Argentina LNG puede ser distinto

Sobre Argentina LNG, el proyecto liderado por YPF junto a Eni y Adnoc, Brottier fue categórico: a diferencia de intentos anteriores, esta vez toda la cadena de valor está en manos de los mismos socios.

“¿Por qué va a funcionar? Porque está sostenido por los líquidos. No es un proyecto solo de LNG”, afirmó, y explicó que esa integración evita los conflictos de intereses que frenaron a iniciativas previas, cuando distintos jugadores no ganaban ni perdían al mismo tiempo.

El diseño contempla una planta de procesamiento cerca de Cutral Có y Plaza Huincul, dos pipelines hasta la costa de Río Negro y plantas flotantes de LNG mar adentro. Hoy el proyecto apunta a 12 millones de toneladas anuales, con planes de ampliación.

El cuarto milagro todavía falta

El cuarto milagro es el que más desvela a Brottier: la capacidad de la Argentina de acceder a financiamiento internacional a costos competitivos y sin eso ninguno de los otros tres alcanza. “Si llegamos a coronar este cuarto milagro, vamos a estar en un país con una capacidad de exportación realmente extraordinaria”, sostuvo.

Brottier también apuntó a un problema estructural: la productividad argentina en obra es apenas un tercio de la que se registra en el Golfo de México, la referencia mundial del sector. No por falta de esfuerzo de los trabajadores sino por fallas sistémicas de organización, suministros y tecnología de modularización.

“Nuestra productividad tiene un problema sistémico. Si logramos multiplicarla una vez y media, nuestros costos empiezan a parecerse a los internacionales”, explicó.