Llegan insumos clave para el VMOS

Vaca Muerta no solo transforma la balanza comercial del país, sino que impulsa el desarrollo de diferentes terminales del país. El Puerto Quequén es testigo de las mieles del shale ya que rompió su matriz cerealera con una operación vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur).

El buque BBC Odesa arribó a la terminal marítima con componentes clave para el oleoducto. La maniobra se realizó en el Giro 10, donde se descargaron anclas y cadenas de gran porte que serán utilizadas en el tramo 2 de la terminal offshore de Punta Colorada.

Las autoridades del Consorcio de Gestión supervisaron el despliegue técnico junto a equipos especializados, y destacaron la complejidad de una maniobra que requiere precisión y coordinación entre múltiples actores del sistema portuario.

Un puerto que amplía su rol en la matriz energética

El presidente del Consorcio, Mariano Carrillo, señaló que la operatoria en Puerto Quequén refleja un cambio estructural en el perfil del puerto, históricamente asociado a la exportación de granos. La incorporación de este tipo de cargas abre una nueva etapa en su desarrollo.

“Estamos viviendo un día histórico. Esta operatoria demuestra que Puerto Quequén puede ir mucho más allá de su perfil cerealero y convertirse en un actor clave en la logística energética”, afirmó Carrillo durante la recorrida por el operativo.

Una operación de alta complejidad

El operativo implicó el manejo de piezas de gran dimensión y peso, diseñadas para instalaciones offshore. Cada ancla pesa cerca de 43 toneladas y mide aproximadamente 7,8 metros de largo, mientras que las cadenas alcanzan las 73 toneladas y los 400 metros de extensión.

El material permanecerá en el área logística del puerto, lo que consolida ese sector como un nodo clave para proyectos energéticos. Esta infraestructura permite gestionar cargas especiales y posiciona al puerto en un segmento de mayor valor agregado.

El esquema operativo prevé que el buque MV Skandi Hera traslade el equipamiento hacia Punta Colorada en dos etapas. En una primera instancia llevará parte de la carga y luego completará el traslado en un segundo viaje programado.

Diversificación productiva y nuevas inversiones

Desde el Consorcio destacaron que la diversificación de actividades en Puerto Quequén es uno de los ejes centrales de la gestión. La incorporación de cargas vinculadas a la energía representa un avance concreto en esa estrategia.

“Esto es la punta de un ovillo. No es un hecho aislado, sino el inicio de un camino en el que el puerto comienza a sumar nuevas actividades”, sostuvo Carrillo.

Asimismo, el puerto avanza con obras de infraestructura, entre ellas la mejora de accesos viales y estudios para mitigar la erosión costera. Estas inversiones apuntan a fortalecer la competitividad y acompañar el crecimiento de nuevas líneas operativas.

Un nuevo nodo en la logística energética nacional

La integración de Puerto Quequén al desarrollo de Vaca Muerta refuerza su proyección como un eslabón clave dentro de la logística energética argentina. La articulación entre el sector público y privado resulta central para sostener este tipo de iniciativas.

Además del impacto económico, la operación genera empleo y dinamiza la cadena de valor, ampliando las oportunidades para la región. La incorporación de nuevas cargas también permite reducir la dependencia del negocio cerealero.

Petroleros de Chubut y Santa Cruz advierten que podrían avanzar con medidas de fuerzas de forma conjunta

No son momentos fáciles para la Cuenca del Golfo San Jorge. La región sufre la reestructuración de la industria petrolera y el panorama se vuelve cada vez más difícil con un ecosistema productivo debilitado y la falta de respuestas políticas. Ese combo se traduce directamente en la impaciencia de los trabajadores petroleros.

En este marco, los titulares de los Sindicatos de Petroleros Privados de Chubut y Santa Cruz, Jorge Ávila y Rafael Guenchenen, respectivamente, se reunieron para coordinar respuestas ante la crisis del sector petrolero y advirtieron con avanzar con medidas de fuerza en toda la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Si no hay soluciones a corto plazo para los trabajadores, avanzaremos con un plan de lucha en la región. Como vengo diciendo en las últimas semanas, basta. Se agotaron los plazos y las excusas. Es tiempo de exigir que se cumplan los compromisos de inversión asumidos entre las operadoras petroleras y el gobierno provincial. Son acuerdos firmados que todavía no se traducen en resultados”, consideró Rafael Guenchenen mediante un comunicado oficial.

El impuesto a las Ganancias sigue preocupando a los gremios petroleros.

Guerra fría entre Vidal y Guenchenen

Las diferencias entre el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el titular del gremio de petroleros privados son cada vez más evidentes. Guenchenen ponderó que la asamblea en Pico Truncado fue “una muestra clara de acompañamiento, organización y decisión de los trabajadores petroleros frente a la situación que atraviesa la actividad hidrocarburífera”.

El dirigente gremial afirmó que las operadoras petroleras no cumplen con los planes de inversión presentados al Gobierno de Santa Cruz y puso como ejemplo el proyecto piloto en Sur Río Deseado Este que “no cuenta con definiciones ni avances”. La iniciativa fue presentada por Claudio Vidal y la canadiense SurCana Energy, en asociación con Alianza Petrolera Argentina.

“La inversión de esta etapa exploratoria supera los 20 millones de dólares, con proyección de escalamiento según los resultados. Se trata de reactivar un yacimiento inactivo. El desarrollo del Macizo del Deseado no puede seguir en estado declarativo; tiene que traducirse en actividad real y en una nueva base productiva para la provincia. Es momento de pasar a la ejecución”, apuntó.

Sin respuestas en Santa Cruz

Guenchenen también cuestionó que Crown Point prometió invertir 41,5 millones de dólares entre 2024 y 2026 en producción de petróleo y gas. A eso se sumaba un programa contingente con perforación de pozos y otras tareas por 90,8 millones de dólares adicionales, pero criticó que “ese nivel de actividad no se materializó”.

También manifestó que Pan American Energy (PAE) comunicó que iba a sostener su operación en Cerro Dragón con un plan cercano a los 90 millones de dólares, incluyendo pozos de desarrollo, intervenciones y un pozo exploratorio en Meseta Cerón Chico. “Hoy esa escala de inversión y actividad no se verifica en los yacimientos petroleros. Tampoco avanzó la exploración en los términos anunciados”, aseguró.

Los trabajadores petroleros de Santa Cruz en alerta.

Inversiones sin hacerse realidad

Asimismo, el titular de Petroleros Privados de Santa Cruz apuntó contra las operadoras que se hicieron cargo de las áreas que vendió YPF. “Se comprometieron inversiones por más de 1.259 millones de dólares, con perforaciones anuales, workover y tareas de pulling. El objetivo era incrementar la producción de petróleo en un 25%, pero ese nivel de actividad no aparece”.

“Por eso volvemos a plantear lo mismo desde hace meses. Necesitamos los planes de inversión, los programas de perforación, el plan de abandono y remediación de YPF y mayor presencia del Ministerio de Energía y Minería. También se requieren autoridades de control más activas”, agregó el dirigente sindical.

“Los datos de producción muestran con claridad lo que está pasando. En 2023 la producción diaria era de 129.000 metros cúbicos, pero al cierre de 2025 cayó a 117.000 m3. Son 12.000 m3 menos, una caída equivalente a una cuenca mediana. La tendencia dejó de ser gradual y pasó a ser abrupta”, aseveró.

“Esto ocurre con precios internacionales altos y con un esquema nacional que mejora la ecuación económica del petróleo. Con estos números no hay recuperación sin un aumento inmediato de la actividad”, destacó.

Petroleros en alerta

En este sentido, Guenchenen advirtió que “si las operadoras petroleras no están en condiciones de cumplir y reactivar la actividad en los yacimientos, tienen que dar un paso al costado. Nadie las obligó a venir”.

“Las puertas de Ramón Santos están abiertas para quienes quieran invertir en petróleo y gas. Y para los que vienen a aprovecharse, sin invertir ni comprometerse, también están abiertas”, subrayó.

“Las operadoras no recibieron áreas vacías. Recibieron yacimientos en producción, con equipos activos y una estructura sostenida por los trabajadores petroleros. Ese esfuerzo no va a ser unilateral y se terminó la paciencia”, cuestionó.

Además, el dirigente gremial exigió la inmediata apertura de paritarias petroleras. “No se puede hablar de reactivación del sector sin discutir salarios y condiciones laborales. La recomposición tiene que estar a la altura de la realidad que atraviesan los trabajadores”, concluyó.

Chevron advierte sobre la clave de la competitividad

La demanda energética global, impulsada por el crecimiento económico y la transición en curso, abre una ventana de oportunidad para países productores como Argentina. En ese contexto, Vaca Muerta vuelve a posicionarse como uno de los activos más relevantes del mapa internacional de hidrocarburos.

La CEO de Chevron en el país, Ana Simonato, sostuvo que el escenario global es favorable para el desarrollo del sector. “La demanda no solamente energética, sino la demanda de petróleo y de gas sigue aumentando, y el año 2026 se ve como uno de los años en donde vamos a alcanzar máximos históricos”, afirmó en el marco del AmCham Summit.

Asimismo, la ejecutiva ponderó que el potencial del shale argentino es comparable con los principales desarrollos de Estados Unidos. “Es conocido que el potencial de Vaca Muerta es tan bueno como muchos de los yacimientos que tenemos en Estados Unidos, comparables con esa productividad”, explicó.

El rol del shale argentino en la estrategia de Chevron

El desarrollo de Vaca Muerta se consolidó como el eje de la estrategia de inversión de la compañía en el país. Desde su desembarco en 2013, Chevron se posicionó como uno de los actores clave en el crecimiento del no convencional argentino.

“Fuimos pioneros junto con YPF en Loma Campana, donde aprendimos con la industria y donde este yacimiento ha sido la insignia de Argentina para crecer en no convencionales”, destacó Simonato.

Además de su participación en ese bloque emblemático, la compañía también opera en El Trapial y mantiene asociaciones en otras áreas estratégicas. “Estamos operando en El Trapial y somos socios con YPF en Narambuena, donde YPF es el operador”, detalló.

“Tenemos planes para seguir avanzando en esa zona y seguir invirtiendo a largo plazo”, agregó.

El Trapial es el ariete de Chevron en Vaca Muerta.

Costos, escala e infraestructura

Más allá del potencial geológico, Simonato subrayó que el verdadero diferencial estará en la competitividad del desarrollo. La reducción de costos y la eficiencia operativa aparecen como variables determinantes para sostener el crecimiento.

“La clave va a estar siempre en la competitividad, y eso va a posicionar a Argentina a largo plazo en el sector energético”, afirmó.

En esa línea, explicó que la estrategia de Chevron consiste en adaptar aprendizajes globales al contexto local para acelerar resultados. “Nuestra estrategia es adoptar las lecciones aprendidas del portafolio global y aplicarlas de manera local y rápida en Argentina”, aseguró.

La ejecutiva también hizo hincapié en la necesidad de avanzar en infraestructura y escala productiva.
“Trabajar en los costos, alcanzar escala y seguir construyendo infraestructura es crítico para el desarrollo”, sostuvo.

Previsibilidad y reglas claras

En este marco, Simonato puso el foco en uno de los factores más sensibles para el sector: la seguridad jurídica y la estabilidad macroeconómica. Según explicó, estos elementos son determinantes para decisiones de inversión de largo plazo.

“La previsibilidad es central. Cualquier inversión a largo plazo mira el libre movimiento de capital, la disponibilidad de divisas y el respeto de los marcos contractuales”, afirmó.

En ese sentido, advirtió que el desarrollo sostenido de Vaca Muerta dependerá no solo de sus recursos, sino también del entorno económico y regulatorio. “Estamos mirando al libre mercado y al respeto de las reglas de juego como condiciones clave para seguir invirtiendo”, consideró.

Palermo Aike: una misión para replicar el know how de Canadá en la Cuenca Austral

Compañía General de Combustibles (CGC), junto a autoridades del Gobierno de Santa Cruz y referentes sindicales, lleva adelante una agenda técnica e institucional en Canadá orientada a posicionar a Palermo Aike como el segundo shale a explorar y desarrollar en Argentina.

En el marco de un encuentro organizado por el Gobierno de Alberta y el Canadian Global Energy Forum, realizado en el McDougall Centre de Calgary ante más de 100 asistentes —entre operadoras, empresas de servicios, cámaras empresariales, entidades financieras y representantes gubernamentales—, se expusieron las principales características del play santacruceño. La presentación estuvo a cargo de Pablo Chebli (miembro del Directorio de CGC) y Jaime Álvarez (ministro de Hidrocarburos y Minería de Santa Cruz).

CGC y su trabajo en la hermana menor de Vaca Muerta

Durante su presentación, Chebli profundizó las características geológicas y de reservorio de la formación, comparándola con rocas similares de Estados Unidos. “Palermo Aike tiene el potencial para convertirse en el próximo desarrollo shale de la Argentina. Las características de la roca son similares e incluso mejores en ciertos casos que algunos shales de cuencas de Estados Unidos que han sido desarrolladas exitosamente”, afirmó el ejecutivo de CGC.

También destacó las ventajas competitivas frente a otros desarrollos, mencionando que “la cuenca cuenta con infraestructura de producción y transporte preexistente, así como con instalaciones de exportación con acceso tanto al océano Pacífico como al Atlántico, lo que reduce significativamente las inversiones requeridas”.

En tanto, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, celebró el interés que despertó la presentación en el auditorio y remarcó la necesidad de continuar profundizando la actividad exploratoria anticipando que “en la segunda parte del año, YPF retomará la perforación en Palermo Aike, lo que permitirá contar con más y mejor información para reducir riesgos y atraer nuevos interesados”.

 

Generar interés en Canadá

La compañía también mostró el potencial de Palermo Aike en sus bloques y los trabajos realizados hasta el momento, al mismo tiempo que convocó a las empresas interesadas a compartir experiencias y sumarlas para participar en futuros pozos exploratorios y potenciales desarrollos.

Esto sucede en un contexto en el que la provincia de Santa Cruz ha implementado recientemente un esquema de reducción de regalías diferenciado por diez años para Palermo Aike, pasando de 12% a 5%, lo que la convierte en la regalía más baja de la Argentina para producción no convencional, una medida que sumada a la incorporación del upstream al RIGI, busca reforzar la competitividad del proyecto y acelerar su desarrollo.

Palermo Aike como un horizonte productivo

Desde la delegación argentina, el foco también estuvo puesto en el valor de la articulación entre los distintos actores: “La presencia conjunta de la empresa, el gobierno provincial y los sindicatos marca un hito. Estamos mostrando una visión alineada y un compromiso común para impulsar este proyecto”, afirmó Rodrigo Fernández (Chief Of Staff de CGC).

La misión, que se extiende hasta este jueves, incluye visitas a operaciones no convencionales, proveedores y centros tecnológicos. La agenda contempla el análisis de nuevas tecnologías, prácticas en perforación, logística y diseño operativo en condiciones de bajas temperaturas, uno de los principales desafíos técnicos del área.

Halliburton proveerá fracturas eléctricas y servicios digitales a YPF en Vaca Muerta

YPF adjudicó un contrato multimillonario de largo plazo a Halliburton para servicios integrados de completaciones no convencionales en Vaca Muerta. El acuerdo, resultado de un proceso competitivo, consolida una alianza estratégica plurianual en una de los plays más relevantes fuera de Estados Unidos.

El contrato establece una colaboración exclusiva y de varios años, que amplía la presencia de Halliburton en la Argentina y refuerza su papel en la ejecución de las etapas de fractura a gran escala. La compañía estadounidense señaló que la adjudicación refleja la confianza de YPF en su capacidad para entregar tecnología avanzada y eficiencia operativa.

En un comunicado oficial, el gigante de servicio destacó que el acuerdo “aumenta significativamente su huella en el país” y que la combinación de tecnología, escala y excelencia operativa es clave para el desarrollo del no convencional. La iniciativa apunta a elevar los estándares de productividad y de reducción de emisiones.

Fractura eléctrica y automatización digital

El contrato incluye el despliegue internacional del sistema de fractura eléctrica ZEUS, que permitirá una mayor eficiencia energética y menor intensidad de emisiones. También contempla la implementación de OCTIV Auto Frac, una solución de automatización que optimiza la ejecución de fracturas en tiempo real.

Esta plataforma integra electrificación, automatización y flujos de trabajo digitales avanzados. Su objetivo es mejorar la consistencia operativa, reducir la variabilidad y optimizar el uso de recursos durante la estimulación hidráulica de pozos shale.

El enfoque conjunto representa un nuevo estándar para el desarrollo de Vaca Muerta a escala industrial. Al mismo tiempo, establece una base para incorporar inteligencia digital y monitoreo avanzado del subsuelo, facilitando decisiones más rápidas y basadas en datos durante las operaciones.

El crecimiento de Halliburton

El avance ocurre en un contexto de crecimiento para la producción de petróleo en Argentina, impulsada principalmente por Vaca Muerta. La roca madre aporta la mayor parte del crecimiento reciente, y las operaciones de completación resultan clave para sostener los niveles de productividad y recuperación.

Tal como viene informando eolomedia, Halliburton tuvo un desempeño destacado en marzo, cuando la actividad de fracking en Vaca Muerta alcanzó un máximo histórico. Según el relevamiento de NCS Multistage, la compañía realizó el 44% de las etapas de fractura del mes.

El informe señala que Halliburton completó 1.147 punciones en marzo. El volumen se distribuyó entre varias operadoras, con tareas para YPF, Pampa Energía, Pluspetrol y Shell.

Un acuerdo con impacto en el desarrollo

Según informó Halliburton, la adjudicación se alinea con el objetivo de maximizar la productividad y reducir costos por pozo mediante la adopción de tecnologías eléctricas y sistemas automatizados. El uso de una plataforma digital común permitirá la integración progresiva de nuevas soluciones y mejores prácticas.

La estrategia también busca reducir la intensidad de emisiones en el proceso de fractura, un punto clave en la agenda de eficiencia y sustentabilidad. La adopción de equipos eléctricos y la optimización operativa son herramientas centrales en este proceso.

Paro por tiempo indeterminado en Santa Cruz: Petroleros exige inversiones y frena despidos

El Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz resolvió iniciar un paro por tiempo indeterminado en toda la provincia. La decisión fue tomada durante una asamblea general que reunió a unos 6.000 trabajadores y marcó un fuerte endurecimiento del conflicto con las operadoras.

La medida de fuerza fue anunciada por el secretario general, Rafael Güenchenen, luego de una votación a mano alzada realizada al cierre del encuentro. El dirigente sostuvo que la situación de la industria petrolera de Santa Cruz se agravó por la falta de inversiones y la caída de la actividad.

Durante su discurso, Güenchenen cuestionó a las empresas por no cumplir con los compromisos asumidos al momento de adjudicarse áreas hidrocarburíferas. Según planteó, las operadoras habían prometido ejecutar un amplio plan de inversión y perforación durante 2026, pero hasta ahora no avanzaron.

Reclamo por inversiones y perforación

El dirigente sindical sostuvo que las empresas cuentan con las condiciones necesarias para avanzar con los desembolsos previstos. De acuerdo con la posición del gremio, las operadoras comprometieron inversiones por alrededor de 1.200 millones de dólares, que debían destinarse principalmente a la perforación de nuevos pozos.

Desde el sindicato señalaron que la falta de actividad perforadora tiene un impacto directo sobre la producción y el empleo. Güenchenen advirtió que hace cerca de dos años que no se perfora un pozo en Santa Cruz, una situación que, según remarcó, aceleró la caída de la producción petrolera.

El líder sindical afirmó además que los trabajadores lograron sostener los yacimientos en un contexto adverso. En ese sentido, consideró que el personal mejoró los niveles de productividad y eficiencia, por lo que ya no existen argumentos válidos para frenar los proyectos de desarrollo hidrocarburífero.

Rechazo a los despidos y reducción de personal

Uno de los puntos más sensibles de la asamblea estuvo vinculado a la posibilidad de nuevos despidos. El gremio sostuvo que algunas operadoras analizan reducir dotaciones y avanzar con retiros, jubilaciones y esquemas de reorganización que afectarían el nivel de empleo petrolero.

Frente a esa situación, Güenchenen ratificó que el sindicato no aceptará que el ajuste recaiga sobre los trabajadores. También instruyó a la comisión directiva y al cuerpo de delegados para aplicar el criterio de alta por baja en cada uno de los yacimientos.

Ese mecanismo implica exigir que cada puesto que deje de existir por una jubilación, un retiro o cualquier otra modalidad sea cubierto de manera inmediata. El objetivo del sindicato es evitar una disminución de la plantilla y garantizar la continuidad de las fuentes de trabajo en los yacimientos.

Pedido al Gobierno para revertir áreas

En paralelo al reclamo dirigido a las empresas, el sindicato también elevó sus cuestionamientos hacia el Gobierno provincial. Güenchenen reclamó una intervención más activa de las autoridades y pidió que se revise la situación de las operadoras que no cumplen con sus compromisos.

El dirigente sostuvo que la provincia debería recuperar las concesiones de aquellas compañías que reduzcan personal o incumplan los planes comprometidos. Para el sindicato, la eventual reversión de áreas petroleras aparece como una herramienta para presionar a las empresas a mantener el empleo.

La posición gremial se produce en un contexto de creciente preocupación por el futuro de la actividad en Santa Cruz. En los últimos meses, distintos sectores vinculados al petróleo advirtieron sobre la baja inversión y el retroceso de la actividad convencional en varios yacimientos históricos.

Cuestionamientos al acuerdo de YPF

Otro de los ejes de la asamblea fue el rechazo al esquema de abandono y remediación acordado con YPF. El sindicato consideró que ese plan resulta insuficiente para compensar la pérdida de actividad y no alcanza para resolver la situación laboral de los trabajadores afectados.

Desde el gremio señalaron que, más allá de los términos del acuerdo, lo prioritario es que los operarios vuelvan a ingresar a los yacimientos y recuperen su fuente laboral. La conducción sindical entiende que el actual plan de abandono de YPF no garantiza ese objetivo.

La crítica se inscribe dentro de una discusión más amplia sobre el futuro de las áreas maduras de Santa Cruz. El sindicato sostiene que, sin nuevas inversiones ni programas de perforación, la provincia corre el riesgo de profundizar la caída de la actividad y del empleo.

Reclamo salarial y continuidad del conflicto

Además de las demandas vinculadas con la producción, el sindicato insistió con la necesidad de reabrir la negociación salarial. Güenchenen pidió la inmediata convocatoria a paritarias y sostuvo que el esfuerzo realizado por los trabajadores debe reflejarse en una mejora de los ingresos.

El reclamo de paritarias petroleras aparece como otro frente de tensión dentro del conflicto. El sindicato argumentó que, pese a la caída de la actividad, los trabajadores mantuvieron el funcionamiento de los yacimientos y merecen una recomposición acorde con la inflación.

Tras la votación de la asamblea, el gremio confirmó que el paro general en Santa Cruz se mantendrá sin plazo definido. La medida continuará hasta que las operadoras y el Gobierno provincial abran una instancia de negociación con el sindicato y respondan a los reclamos planteados.

Neuquén aprobó la cesión de tres áreas entre YPF y Pluspetrol

El Ministerio de Energía de Neuquén autorizó la cesión de participaciones en tres activos hidrocarburíferos de la provincia, como parte de un proceso de reorganización de titularidad entre YPF y Pluspetrol.

Mediante los Decretos N° 0475, 0476 y 496, se autorizó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50% de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente. Las dos primeras corresponden a concesiones de explotación convencional actualmente en producción, mientras que Las Tacanas se encuentra encuadrada como Lote Bajo Evaluación con objetivos no convencionales.

Tras la autorización y la posterior formalización de las escrituras correspondientes, las áreas involucradas quedarán bajo la titularidad y operación de YPF, consolidando la gestión unificada de estos activos y favoreciendo la optimización de su desarrollo.

El proceso se encuadra en el marco regulatorio vigente en materia hidrocarburífera, que establece que la cesión de participaciones en concesiones y permisos debe contar con la autorización de la autoridad concedente, sujeta al cumplimiento de requisitos legales, técnicos y administrativos.

Datos técnicos de las áreas involucradas

  1. Meseta Buena Esperanza: Concesión de explotación convencional con una superficie de 303,71 km2.
  2. Aguada Villanueva: Concesión de explotación convencional que abarca una superficie de 281 km2.
  3. Las Tacanas: Área que se inició como Permiso de Exploración con objetivos no convencionales, otorgado por un plazo de cuatro años y con una superficie de 411 km2. Posteriormente, fue encuadrada como Lote Bajo Evaluación conforme a la normativa vigente.

Se presentaron dos ofertas para la importación de GNL.

El intercambio entre YPF y Pluspetrol

Hay que recordar que, el 22 de enero, YPF y Pluspetrol celebraron un acuerdo de intercambio de activos en Vaca Muerta. La operación tiene como eje central la consolidación de las áreas que abastecerán el proyecto Argentina LNG, iniciativa que la petrolera bajo control estatal acelera ahora en alianza con la italiana Eni.

YPF considera que estas tres áreas son estratégicas para el desarrollo del proyecto de licuefacción. La incorporación del 100% de estos yacimientos resulta un paso decisivo para garantizar el volumen de gas necesario que viabiliza el acuerdo industrial y comercial que la empresa de mayoría estatal negocia con Eni y otros socios internacionales para la planta de GNL.

Como contrapartida, Pluspetrol se incorpora como accionista de Vaca Muerta Inversiones. Esta sociedad, controlada por YPF, posee participación en los bloques productivos La Escalonada y Rincón de Ceniza. De esta forma, ambas empresas refuerzan su posición en la formación no convencional.

El proyecto Argentina LNG representa uno de los pilares del crecimiento futuro de YPF y apunta a la generación de exportaciones energéticas para el país. El intercambio de activos permanece sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el contrato.

Tiene fecha el segundo pozo shale de Palermo Aike

La presentación del nuevo esquema de estímulos para la industria hidrocarburífera obtuvo una respuesta inmediata por parte de las principales operadoras que trabajan en Santa Cruz. Tanto YPF como CGC coincidieron en que el programa permitirá acelerar la actividad y consolidar el avance sobre Palermo Aike.

El primero en hablar fue Horacio Marín quien elogió la iniciativa del Gobierno de Santa Cruz. El CEO y presidente de YPF destacó que la compañía mantiene su compromiso de avanzar en la exploración de Palermo Aike y anticipó que habrá novedades concretas en los próximos meses sobre la perforación del pozo exploratorio previsto.

Marín también señaló que la locación para el primer pozo ya se encuentra prácticamente terminada y estimó que los trabajos de perforación podrían iniciarse en el segundo semestre del año. Con ello, YPF busca profundizar la evaluación sobre el potencial del único desarrollo no convencional relevante por fuera de Vaca Muerta.

El pope de la empresa de mayoría estatal también planteó además que el contexto argentino aún requiere avanzar en medidas que reduzcan la brecha de costos entre el desarrollo convencional y el no convencional. En ese sentido, consideró acertada la reducción de regalías para impulsar la producción convencional y sostuvo que los incentivos permitirán “nivelar el terreno” para nuevas inversiones.

CGC brindó detalles sobre la exploración de Palermo Aike.

El potencial exportador de Palermo Aike

Asimismo, Marín también destacó que el plan estratégico de YPF apunta a que la Argentina pueda superar los US$ 30.000 millones en exportaciones de hidrocarburos hacia 2031. Recordó que el país ya es exportador neto de crudo y que el volumen destinado al exterior crece cada año.

En este sentido, el ejecutivo señaló que el sector atraviesa una etapa de crecimiento que marca un cambio estructural para la matriz energética nacional. Aseguró que la mayor producción de petróleo y el equilibrio progresivo en la balanza de gas permitirán sostener un sendero de inversión más estable para la próxima década.

Para Marín, el corazón de esa expansión será la consolidación de nuevos polos no convencionales, entre los que Palermo Aike se destaca como el más prometedor fuera de Neuquén e insistió en que las definiciones que arroje el pozo exploratorio serán determinantes para proyectar fases piloto y, eventualmente, un desarrollo a escala.

La visión de CGC

En tanto, el CEO de CGC, Hugo Eurnekian, también celebró la iniciativa del Gobierno de Santa Cruz y afirmó que los incentivos permitirán dinamizar la actividad en toda la provincia.

Además, el ejecutivo consideró que la reducción de regalías y la previsibilidad regulatoria generan un “punto de partida muy favorable” para aumentar inversiones.

Eurnekian destacó que la industria atraviesa un ciclo particularmente desafiante, pero aseguró que las operadoras demostraron fortaleza durante los últimos años y remarcó que el programa provincial ayudará a sostener la actividad y promoverá nuevas oportunidades para las comunidades vinculadas a la actividad hidrocarburífera.

El ejecutivo sostuvo que el interés internacional por la Argentina vuelve a crecer y reconoció que, aunque Vaca Muerta continúa siendo el atractivo principal, cada vez más inversores preguntan por Palermo Aike. Para CGC, esto abre una ventana estratégica para acelerar la actividad y expandir la frontera productiva.

CGC prepara el informe final del pozo shale de Palermo Aike

Un nuevo impulso para Santa Cruz

Según Eurnekian, CGC proyecta aumentar la actividad en la provincia y “regular la apuesta”, convencida de que existe un margen significativo para seguir creciendo. La empresa considera que Palermo Aike será uno de los motores de esa expansión y celebró la coordinación con el Gobierno provincial para fortalecer el desarrollo del sector.

Tanto YPF como CGC coincidieron en que el programa “Más producción y trabajo” permitirá dinamizar la economía regional y potenciar el empleo, especialmente en las localidades con mayor dependencia de la industria petrolera. Los incentivos fiscales y la reducción de regalías fueron los puntos más valorados por las compañías.

YPF multiplicó por 20 la producción en La Angostura

La producción del bloque La Angostura registró un crecimiento récord en Vaca Muerta. En menos de 18 meses pasó de 2.000 a 47.000 barriles diarios posicionando a la operación de YPF entre los cinco proyectos más productivos de Vaca Muerta.

El salto productivo se logró a partir de un rediseño integral del esquema operativo, que incorporó modelos modulares, escalabilidad progresiva y sistemas de optimización basados en monitoreo en tiempo real. La compañía destacó que este enfoque permitió mejorar la eficiencia por pozo y acelerar los tiempos de desarrollo del bloque.

Según datos de YPF, el crecimiento multiplicó por veinte la producción inicial y no registra antecedentes en desarrollos shale locales.

Tecnología, perforación y eficiencia operativa

El avance productivo estuvo acompañado por mejoras sustanciales en los tiempos de perforación. En abril del año pasado, YPF alcanzó un récord al perforar 1.747 metros horizontales en 24 horas en uno de los pozos del bloque La Angostura Sur, reforzando los objetivos de eficiencia técnica en sus operaciones no convencionales.

Este rendimiento se apoyó en tecnologías implementadas en el Real Time Intelligence Center (RTIC), desde donde se monitorean en simultáneo cada fase de la construcción de pozos. Las herramientas digitales permitieron tomar decisiones dinámicas, reducir desviaciones y optimizar la velocidad de perforación.

El mapa productivo de Vaca Muerta

Los últimos datos oficiales confirman el peso creciente de La Angostura dentro de la estructura productiva de Vaca Muerta. En febrero, el bloque registró 27.641 barriles diarios, ubicándose entre los diez desarrollos de mayor producción en la formación neuquina, aunque su volumen actual escala a 47.000 barriles según la actualización interna de la compañía.

Entre los líderes de la cuenca se mantiene Loma Campana (95.734 bbl/d), seguido por La Amarga Chica (80.440 bbl/d) y Bandurria Sur (63.742 bbl/d), todos operados por YPF. Estos bloques integran el núcleo de mayor productividad del país y concentran buena parte del incremento interanual de petróleo.

En términos globales, la producción total de petróleo en Argentina alcanzó en febrero 861.512 barriles diarios, con una baja mensual del 1,18%, pero con un aumento interanual del 15,69%. La Cuenca Neuquina aportó el 76,8% del total, con 662.104 barriles diarios y un crecimiento del 25,5% frente al año anterior.

En Chubut piden que YPF que deje los equipos de AESA como reparación histórica

El Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut reiteró su reclamo para que YPF ceda a la Provincia del Chubut los equipos de AESA, en lo que definió como un acto de reparación histórica por el abandono de los yacimientos convencionales que dieron origen a la compañía.

Según el gremio, la transferencia es una obligación de responsabilidad social empresaria y que la salida definitiva de YPF de la provincia, tras casi cuatro años de desinversiones en áreas como El Trébol, Escalante, Cañadón Perdido, Restinga Alí y Manantiales Behr, debe ir acompañada por una compensación concreta. En ese sentido, remarcaron que los dos equipos perforadores y los tres equipos de workover de AESA deben quedar en la región.

El sindicato denunció que la empresa avanzó en los últimos años con la reducción de operaciones de equipos de torre y con la suspensión de actividades de AESA, compañía de su propiedad. Para la entidad gremial, esos movimientos profundizaron el vaciamiento operativo y justifican aún más el pedido de transferencia de activos.

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Reclamo directo a YPF: los equipos deben quedarse en Chubut

El gremio recordó que desde julio de 2025, cuando YPF decidió poner en venta Manantiales Behr, solicitaron formalmente que los equipos de AESA permanecieran en la provincia para garantizar la cobertura operativa ante la reactivación de los yacimientos abandonados. Para el gremio, dejar los equipos en Chubut es una necesidad técnica y un compromiso moral.

En particular, el sindicato planteó que los activos queden bajo la órbita de Petrominera Chubut, como gesto de reparación histórica “por las graves consecuencias que ha generado el abandono de los yacimientos convencionales del Chubut que dieron vida a YPF”. La transferencia —sostienen— sería un acto mínimo de reconocimiento hacia la región productora.

A pesar de los pedidos formales, el gremio aseguró que YPF no brindó respuestas concretas. Esta falta de definiciones motivó un “enérgico repudio” hacia la conducción de la empresa y hacia su presidente, Horacio Marín, a quien acusan de mantener una actitud meramente comercial que desconoce el rol social de la compañía en la provincia.