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YPF volvió a romper el récord de la rama lateral más larga de Vaca Muerta

YPF es quién lidera la actividad en Vaca Muerta. La compañía ostenta los récords en la roca madre y es la encargada de superar las barreras que impone el shale argentino. Es por eso que los hitos están a la orden del día.

Ahora, la empresa de mayoría estatal se encargó de romper su propia marca histórica: lograr la rama lateral más larga de Vaca Muerta. El encargado de comunicador fue Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

“Quiero compartir con ustedes un nuevo hito en nuestra operación: perforamos el pozo horizontal más largo de Vaca Muerta, con una longitud total de 8.376 metros y una rama lateral de 5.114 metros en el bloque Loma Campana”, subrayó el ejecutivo en su cuenta de LinkedIn.

“Este logro refleja el compromiso, la excelencia técnica y la capacidad de innovación de nuestro equipo de perforación”, consideró.

El shale argentino representa un enorme desafío técnico, donde la eficiencia y la reducción de costos son las prioridades en una geología compleja. Las ramas laterales son el mejor ejemplo para seguir mejorando la productividad en Vaca Muerta.

La innovación de YPF

Este nuevo récord deja atrás otra marca significativa que tenía YPF. La empresa de mayoría estatal logró en noviembre del año pasado una rama lateral de 4948 metros y una longitud total de 8264 metros en el pozo LLL-1861(h), ubicado en Loma Campana. No solo es el más extenso en su tipo en Vaca Muerta, sino que además se perforó en un tiempo récord: 27 días.

Este avance plantea un nuevo estándar para toda la industria, que ahora apunta a extender las ramas horizontales a más de 3500 metros. La mejora en la productividad por pozo y la eficiencia operativa que esto permite es significativa.

No solo se trata de longitud, sino también de velocidad. La empresa de mayoría estatal también es la dueña de la marca más rápida para perforar una rama lateral en la cuna del shale argentino.

En abril de este año, la compañía informó que realizó 1543 metros de rama lateral en 24 horas en el yacimiento La Angostura Sur, como parte de un pozo donde se alcanzó el total de 5.542 metros en 16 días.

“Con este proyecto, YPF buscar abrir las fronteras del desarrollo de Vaca Muerta al sur de Loma Campana, donde hoy concentra la mayor actividad”, aseveró mediante un comunicado.

Argentina LNG: el camino para convertir a Vaca Muerta en un hub exportador de gas

La industria sigue avanzando para aprovechar los recursos de Vaca Muerta. Las operadoras quieren convertir a la Cuenca Neuquina en un verdadero hub exportador y generar nuevas divisas para aliviar las cuentas del Banco Central de la República Argentina (BCRA). El Argentina LNG es la llave para monetizar las grandes reservas de gas con los que cuenta el país.

El proyecto liderado por YPF y que impulsan los actores de la industria se divide en tres etapas: La primera constó en la conformación de Southern Energy (SESA), la segunda tiene que ver con la incorporación de Shell y la tercera es la firma con ENI.

La primera etapa de Argentina LNG

El trabajo que impulsa SESA va sobre rieles. La compañía recibió la aprobación del acuerdo por 20 años para el proyecto flotante de GNL Hilli de 2,45 MTPA, cuya operación se prevé para 2027.

Con respecto a Hilli, la SPV obtuvo un permiso de exportación de tres años de la Secretaría de Energía de la Nación, para un volumen diario máximo de 10,4 millones de metros cúbicos por día a partir del 1 de julio de 2027.

Además, la provincia de Río Negro aprobó la evaluación de impacto ambiental (EIA) y la Secretaría de Energía aprobó la RIH para una capacidad total de entre 1,5 y 2,2 millones de toneladas anuales de GNL, dependiendo de la capacidad del gas.

En este sentido, SESA firmó un contrato de fletamento a casco desnudo por 20 años para un buque GNL MKII flotante de 3,5 millones de toneladas por año, sujeto a la aprobación de la FID, que se estima que será a más tardar el 31 de julio. De ser aprobado, se espera que esté operativo en 2028.

Este segundo buque permite la contracción de un gasoducto 100% dedicado en la provincia de Río Negro, disponible durante todo el año, en lugar de utilizar la capacidad ociosa del gasoducto existente durante la temporada baja.

Para suministrar gas natural a las plantas de GNL flotantes Hilli y MKII, SESA firmó un acuerdo de suministro de gas a 20 años para seguir siendo productor de gas en Argentina.

Dos etapas a punto de firmar

En conversación con los inversores, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó que el Acuerdo de Inversión Preliminar (FID) para el primer buque se firmó el 4 de mayo y, para el segundo buque, el FID se firmaría a finales de julio.

En tanto, el ejecutivo destacó que el Argentina LNG 2, que constará con Shell, se encuentra en proceso de licitación para el FID y para el Argentina LNG 3, que es con ENI, se sigue trabajando fuertemente.

“El objetivo es que ambas compañías firmen el FID para finales de año. Ese es nuestro objetivo, pero las cosas pueden cambiar mientras trabajamos y observamos lo que sucede a nivel mundial”, afirmó Marín.

Asimismo, el pope de la compañía consideró que, a mediados de abril, se firmó un Memorándum de Entendimiento (MOU) con ENI, para analizar el desarrollo de instalaciones de transporte upstream y licuefacción de gas mediante dos plantas de GNL flotantes de 6 MTPA cada una, con un total de 12 millones de toneladas anuales.

“Considerando todo lo avanzado y el acuerdo de desarrollo del proyecto firmado en diciembre pasado, mostramos nuestra planificación estratégica para el Argentina LNG 2 con una capacidad de 10 millones de toneladas por año, que nos permitirá alcanzar los casi 30 millones de toneladas por año del proyecto Argentina LNG, que fue definido cuando YPF lanzó su plan 4 a 5 en marzo del año pasado”, aseveró.

El mundo necesita GNL

Marín ponderó que los actores de la industria están orgullosos del avance de los proyectos de GNL. “El mundo necesita GNL, y necesita mucho, y es imposible que el mundo pueda suministrar gas sin Estados Unidos. Y estamos en mejor situación que Estados Unidos. Por lo tanto, estoy muy tranquilo, y sé que podemos suministrar GNL en Argentina y que podemos ser muy rentables”.

“La calidad de la empresa que tenemos va por buen camino. No se ve una empresa descontrolada que siga adelante. En todos los proyectos, representamos alrededor del 25%. Hay un 75% de buenos socios que consideran un muy buen negocio. Vaca Muerta tiene una gran cantidad de reservas. Y, como CEO y presidente de YPF, creo que debo desarrollar el GNL para todos los accionistas, porque si no, no estoy haciendo un buen trabajo”, aseguró el ejecutivo.

Vaca Muerta: proyectan un superávit energético de U$S 35 billones

La Offshore Technology Conference (OTC) 2025 permitió que Houston se convierta en una vidriera para Vaca Muerta. Los actores del no convencional argentino buscan captar la atención de los empresarios estadounidenses para que el shale pueda seguir creciendo y convertirse en el faro energético del Cono Sur.

En este marco, el exministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, ponderó que la calidad y cantidad de los recursos naturales obligan a pensar en una Argentina que deje de considerar solamente el abastecimiento de su mercado interno para el desarrollo del sector energético y se transforme en un exportador confiable de energía a la región y el mundo, contribuyendo así a la generación de divisas que permitirán estabilizar la macroeconomía.

“Para ello, necesitamos invertir en infraestructura de transporte de petróleo y gas natural (ductos, puertos, plantas de procesamiento y barcos de licuefacción) producido en la cuenca neuquina. Algunos proyectos ya han sido aprobados por los inversores y cuentan con las garantías de estabilidad jurídica/fiscal/normativa y beneficios que otorga el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para viabilizarlos”, subrayó.

“Si hacemos las cosas bien, en 5 años podríamos estar exportando cerca de un millón de barriles por día de petróleo y 130 millones de metros cúbicos días de gas natural, generando un superávit de la balanza comercial energética de 35 billones de dólares por año”, aseveró.

YPF incrementó su capacidad de procesamiento de crudo en La Amarga Chica

Trabajo para Vaca Muerta

El director de la Maestría en Desarrollo Energético Sustentable del ITBA (Instituto Tecnológico de Buenos Aires) aseveró que no hay desafíos tecnológicos para impulsar el crecimiento de la industria.

“El sector energético local es maduro y cuenta con las herramientas tecnológicas para encarar el salto exportador que el país necesita. Los desafíos más importantes están por el lado de la estabilidad macroeconómica, la reducción del riesgo país y la eliminación de los controles de cambio para mejorar las condiciones de financiamiento de las ingentes inversiones que se deben realizar”, consideró.

Asimismo, Aranguren manifestó que el país está en condiciones de satisfacer la demanda del mercado interno y “alguna limitada exportación a nuestros vecinos, con la ventaja de que lo podemos hacer refinando petróleo crudo propio. No se justifica económicamente invertir en refinación para exportar combustibles en lugar de petróleo crudo o transformar el gas natural en combustibles en lugar de licuarlo y exportarlo de esa manera”.

La visión del ITBA

En Houston, Aranguren expuso en representación del ITBA dentro de un panel junto a IAPG Houston y Rice University sobre los desafíos económicos para el desarrollo energético del futuro de Argentina.

El especialista sostuvo que participar de la OTC 2025 permitió escuchar de primera mano cuáles son los requerimientos de la industria en cuanto a capacitación de sus profesionales, establecer vínculos con otras universidades del mundo que tienen las mismas inquietudes y dar a conocer la oferta educativa del ITBA para la Argentina y la región.

Además, el exministro de Energía subrayó que la mirada de la academia suele ser un poco más ecuánime o balanceada que la de los funcionarios o de las empresas interesadas en su negocio, por lo que los potenciales inversores en nuestro país le prestan particular atención.

VMOS avanza firmemente: la revolución del shale oil

El Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) es la mega obra que terminará con los cuellos de botella en el petróleo no convencional. El proyecto es liderado con YPF en conjunto con seis de las principales productoras de la Cuenca Neuquina.

El proyecto tendrá una capacidad para transportar hasta 550.000 barriles diarios en su primera etapa y permitirá convertir al shale argentino en un verdadero polo exportador. Las obras avanzan a buen ritmo, y cuenta con el monitoreo constante de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro.

Con una inversión estimada de 2.580 millones de dólares, que podría superar los 3.000 millones, incluyendo costos financieros, esta obra representa la mayor apuesta en exportación de petróleo en décadas.

El avance del VMOS

En conversación con los inversores, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, brindó detalles del avance de la obra en Punta Colorada. El VMOS prevé la construcción de un oleoducto de 440 kilómetros que conectará la Cuenca Neuquina con una terminal marítima diseñada para recibir buques superpetroleros, lo que facilitará la exportación de crudo hacia mercados internacionales

“El nuevo oleoducto dedicado exclusivamente a la exportación de petróleo, cuya construcción comenzó a principios de este año, la SPV ya ha comenzado la recepción de los ductos y las obras de construcción en las rutas del oleoducto y la excavación de zanjas”, subrayó el ejecutivo.

“Además, recibieron las primeras piezas de acero para el ensamblaje inicial de los tanques en la terminal de exportación, donde actualmente trabajamos en los movimientos de tierra y las obras civiles. El avance operativo de este proceso es de aproximadamente el 4,5 % a finales de marzo”, destacó.

YPF comenzó la construcción del primer tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur.

La obra

La capacidad inicial de envío de YPF será de 120.000 barriles diarios, aproximadamente el 27% de la capacidad comprometida de más de 550.000 barriles diarios prevista para 2027. Además, el diseño del oleoducto permitirá ampliar la capacidad hasta 700.000 barriles por día si la demanda lo requiere.

YPF tendrá una capacidad de transporte comprometida de 120.000 barriles por día y una participación accionaria minoritaria en VMOS, simétrica a su participación en los contratos de transporte en firme del proyecto.

En Punta Colorada se instalarán dos monoboyas que podrán cargar buques VLCC, los más grandes del mercado, con capacidad de 2 millones de barriles.

Sin retrasos y con crecimiento

Las autoridades estiman que para julio – septiembre de 2026 esté operativa la obra. Los trabajos se realizan en tiempo y en forma y se trabaja para ver si se pueden acortar los tiempos.

“Entre finales del tercer o cuarto trimestre de 2026, y eso representa un aumento de 180 a 550, que se sitúa en el primero, y, como puedo decir, a finales del segundo trimestre de 2027. Y como dijimos al principio, no hay retrasos, y estamos trabajando arduamente en ello. Y, sin duda, nos esforzaremos mucho para reducirlos si podemos”, consideró Marín.

El VMOS es el proyecto más grande para la Cuenca Neuquina. La obra podría generar unos 15 mil millones de dólares en exportaciones, y tiene la posibilidad de escalar hasta los 770 mil barriles diarios hacia el año 2028 si la demanda de la cuenca lo requiere.

Cuánto redujo YPF sus costos de extracción

YPF tiene diversos objetivos en Vaca Muerta y uno de ellos es ser la compañía más eficiente de la industria hidrocarburífera. El trabajo en sus diferentes bloques permiten reducir sus costos y aumentar sus ganancias.

En su presentación de resultados del primer trimestre de 2025, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, subrayó una mejora significativa en los costos operativos de la compañía. Los costos totales de extracción alcanzaron los 15,3 dólares por barril de petróleo equivalente, lo que representa una reducción secuencial del 12 % respecto al trimestre anterior.

Esta baja en los costos se explica, en gran parte, por la finalización de la desinversión en ciertos campos maduros, que históricamente presentaban mayores costos operativos. Marín remarcó que, si se excluyen esos activos, el costo de procesamiento en el trimestre habría sido inferior a los 9 dólares por barril de petróleo equivalente.

Proyecciones a la baja

La compañía proyecta que, de mantenerse las condiciones actuales y los límites básicos de operación, el costo promedio de extracción en 2025 podría situarse en torno a los 12 dólares por barril. Además, para los bloques más eficientes, el costo de extracción fue de apenas 4,6 dólares por barril de petróleo equivalente bruto.

El desempeño en el área de gas natural se mantuvo estable, con precios en torno a los 3 dólares por millón de BTU. Esta cifra se explica por los precios más bajos en planta durante la temporada baja. Aun así, la empresa continúa con su enfoque en mejorar la eficiencia, particularmente en las operaciones de esquisto.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

Récords de producción

Durante el primer trimestre, la empresa perforó 51 pozos horizontales de petróleo en términos brutos, un incremento del 16 % en comparación con el mismo período de 2024. La participación neta de la compañía en estas perforaciones también creció, alcanzando el 65 %. En términos de planificación, YPF espera perforar un total de 190 pozos operados y 15 no operados en 2025.

El cronograma de finalización también fue robusto: se completaron 53 pozos y se conectaron 47, cifras que representan aumentos del 83 % y 21 %, respectivamente. Como resultado, la empresa alcanzó un nuevo récord en la producción de petróleo de esquisto, con 147.000 barriles diarios durante el trimestre. Esta marca representa un crecimiento superior al 50 % frente al promedio anual de 2023.

El motor de crecimiento de YPF

El 76 % de la producción total de petróleo de esquisto provino de bloques clave en Vaca Muerta: Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Aguada del Chañar. A estos se sumó el bloque La Angostura Sur 1, en el núcleo sur de la formación, que demostró una productividad “excepcional”, según Marín.

En cuanto a eficiencia en perforación, YPF alcanzó una velocidad promedio de 304 metros por día en sus principales bloques no convencionales. Aunque algunos pozos comenzaron con menor rendimiento, la compañía logró perforar su pozo más rápido en Aguada del Chañar en marzo, lo que alienta a alcanzar la meta anual de 350 metros diarios.

En fractura hidráulica, se registraron 235 días activos por mes, un número alineado con el objetivo anual de 260. Marín concluyó que estos resultados posicionan a la empresa de forma sólida para cumplir sus metas de producción y eficiencia en 2025.

Pluspetrol e YPF aumentan 20 % la capacidad de procesamiento en La Calera

Pluspetrol e YPF aumentaron un 20% la capacidad de procesamiento de la CPF de La Calera para satisfacer la demanda en los meses más fríos del año. De esta forma, el bloque llegará a 14,5 millones de metros cúbicos diarios para satisfacer la demanda en el período invernal y se posiciona como el tercero de gas de Vaca Muerta.

A ello se suman los 4.800 metros cúbicos diarios de condensado que también son tratados en dicha planta y que impulsan el desarrollo sostenible de la provincia, además de contribuir a la generación de divisas fundamentales para el país.

En la construcción de la CPF (Central Processing Facility), participaron más de 1900 colaboradores directos e indirectos; en 6.5 millones de horas de trabajo, habiéndose colocado más de 13.000 m3 de hormigón y 4.750 Tn de piping. El conjunto de las inversiones alocadas para la construcción de la CPF, sus ampliaciones y pozos perforados de los últimos 3 años, alcanzarán al cierre del 2025, un total de USD 2.200 millones.

Socios productivos

En este marco, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa visitó La Calera para conocer de cerca la ampliación, como así también las obras asociadas a la misma. Lo hizo junto con el CEO de Pluspetrol, Claudio de Diego y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

También participaron el ministro de Economía, Producción e Industria de Neuquén, Guillermo Koenig y el Country Manager de Pluspetrol en Argentina, Julián Escuder.

El mandatario destacó el trabajo conjunto entre las operadoras y aseguró que “es un claro ejemplo de cómo, al trabajar en equipo, podemos potenciar todo el sector de manera responsable, generando empleo y desarrollo local”.

“Colaborar como un solo equipo, tanto el sector público como el privado, nos permitirá posicionar a Vaca Muerta entre los principales yacimientos del mundo y competir a nivel global”, recalcó el mandatario neuquino.

 

La impronta de Pluspetrol

Por su parte, Escuder agradeció la presencia del gobernador y parte de su equipo. “Esta ampliación es el resultado de la visión de largo plazo que tiene Pluspetrol y, también, una muestra del compromiso que tenemos con la provincia del Neuquén y con el desarrollo de la política energética argentina”, señaló.

Además, indicó que “como operadores del yacimiento La Calera, el tercer yacimiento de gas de Vaca Muerta, trabajamos junto a YPF para crear valor, en el convencimiento de que es posible articular la actividad de los recursos naturales en forma positiva, sustentable y eficiente con un claro beneficio para la provincia y el país. Estamos invirtiendo, con innovación, dando empleo de calidad, generando energía para el país y aportando divisas claves para la economía de Argentina”.

Finalmente, Horacio Marín remarcó que “tenemos un claro objetivo como industria de transformar al país en un exportador de energía. Este trabajo con Pluspetrol y la colaboración con todos los actores de la industria nos ponen en el camino correcto”.

Según se destacó desde las empresas, la particularidad de La Calera es que está ubicado en una posición privilegiada en la zona de gas rico no convencional más grande del país.

Gracias al esfuerzo conjunto de ambas compañías, es posible contar hoy en el área con más de 90 pozos productivos, convirtiendo a La Calera en uno de los principales activos no convencionales de gas y condensado del país, y en el tercer yacimiento de Vaca Muerta.

YPF impulsa el shale y refuerza inversiones en GNL y oleoductos

En el primer trimestre de 2025, YPF alcanzó una producción promedio de 147 mil barriles diarios de petróleo shale. Esto representa un crecimiento del 31% interanual y del 7% respecto al cuarto trimestre de 2024. Actualmente, el petróleo shale representa el 55% de la producción total de la compañía.

Las exportaciones de petróleo también mostraron un fuerte desempeño. En el trimestre, aumentaron un 34% frente al mismo período del año anterior. El principal impulsor fue el incremento en la producción de shale. En promedio, se exportaron 36 mil barriles diarios.

YPF y su estructura sólida

La empresa de mayoría estatal invirtió 1.214 millones de dólares durante el trimestre. El 75% se destinó al desarrollo de producción no convencional, principalmente shale. Este porcentaje subió desde el 65% del trimestre anterior. También avanzaron las obras de modernización en las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo.

El EBITDA Ajustado alcanzó los 1.245 millones de dólares, un 48% más que el trimestre anterior. Se mantuvo en línea con el mismo período de 2024. Sin los campos maduros, el EBITDA habría sido de 1.351 millones de dólares.

Proyectos estratégicos

En el Proyecto Andes, de los 50 bloques previstos, 11 ya fueron transferidos, 23 están en etapa final y 16 en progreso. En abril, YPF firmó un acuerdo con la provincia de Santa Cruz para transferir 10 bloques que aún operaba allí.

El oleoducto de exportación VMOS tendrá una capacidad de ~550 mil barriles por día hacia el segundo semestre de 2027. Requiere unos 3 mil millones de dólares de inversión. YPF lidera el grupo de cargadores iniciales con el 27% y espera financiarlo vía Project Finance. Las obras comenzaron en enero de 2025 y avanzan según lo previsto.

GNL: crecimiento a largo plazo

En mayo, Southern Energy —SPV de Argentina GNL 1— obtuvo la aprobación de la inversión para alquilar el buque FLNG Hilli Episeyo por 20 años. Entraría en operación en 2027. Además, se firmó un acuerdo para incorporar un segundo buque FLNG MKII con capacidad de 3,5 MTPA, sujeto a aprobación en el segundo semestre de 2025.

YPF posee el 25% de participación en Southern Energy. También firmó un memorando de entendimiento con Eni para desarrollar Argentina GNL 3, un proyecto a gran escala con una capacidad estimada de 12 MTPA.

Las razones de la baja de combustible de YPF

A partir del Día del Trabajador, YPF aplicará una baja del 4% en el precio promedio de sus combustibles, tanto nafta como gasoil. Así lo anunció este martes Horacio Marín, CEO y presidente de la compañía, en declaraciones a radio Mitre.

“Confirmado: a partir del 1° de mayo, los combustibles de YPF bajan un 4%”, afirmó el directivo. Se trata de la segunda reducción durante su gestión, recordó. “La vez anterior bajamos 5%, pero luego hubo un aumento de impuestos que terminó dejándola en 2%”.

Compromiso con los consumidores

Marín subrayó que la empresa mantiene un compromiso claro con los usuarios: “Cuando hay que bajar la nafta, la bajamos. Pero cuando hay que subirla, también lo vamos a hacer”. Según explicó, el valor del Brent no es el único factor que incide en los precios.

“Los precios de los combustibles dependen de cuatro variables: el tipo de cambio, el valor del petróleo, la carga impositiva y el precio final al consumidor”, detalló.

Avances en autodespacho y tecnología

Consultado sobre el sistema de autodespacho, Marín señaló que la empresa está implementando este proyecto de forma progresiva. “Estamos avanzando en etapas, porque hay que adaptar todas las estaciones de servicio”, explicó.

Además, anticipó la próxima inauguración de un centro de monitoreo en tiempo real. “El 23 de junio vamos a abrir el Real Time Intelligence Center en la Torre de Madero. Desde allí se podrá ver en tiempo real el consumo de nafta y gasoil en todo el país”, adelantó.

La eficiencia operativa de YPF

El CEO explicó que durante las noches el consumo de combustible baja considerablemente, lo que genera pérdidas para la empresa. Frente a este escenario, la automatización y el uso de tecnología permitirán reducir costos fijos.

“Con el autodespacho, bajamos costos y también el precio de la nafta. Eso genera valor tanto para YPF como para los consumidores. La idea es ser más rentables y al mismo tiempo beneficiar al cliente con precios más bajos”, concluyó Marín.

YPF descarta construir una planta de GNL en Río Negro

YPF redefinió su estrategia para exportar gas natural licuado desde Vaca Muerta. En lugar de construir una planta terrestre en Sierra Grande, avanzará con la instalación de buques licuefactores frente a la costa rionegrina.

Esta nueva modalidad busca agilizar los plazos del proyecto “Argentina LNG” y facilitar el financiamiento. La iniciativa se mantiene firme, con un objetivo exportador de USD 15.000 millones anuales dentro de cinco años.

La decisión de YPF

El presidente de YPF, Horacio Marín, explicó que no se logró concretar una sociedad para desarrollar la planta onshore. Por ello, se apostará al uso de barcos como vía inicial para licuar el gas y enviarlo al exterior.

Desde el Gobierno de Río Negro se confirmó que este giro no modifica ni las inversiones comprometidas ni los acuerdos existentes con las partes involucradas. De hecho, la opción marítima siempre estuvo contemplada como etapa preliminar.

Según el comunicado provincial, nunca se presentó un proyecto formal para construir la planta terrestre. En cambio, se trabajó desde el inicio con la posibilidad de arrancar con barcos y escalar en una segunda fase.

El gobernador Alberto Weretilneck celebró la decisión, ya que acelera los tiempos para alcanzar el máximo de exportación. Además, aseguró que Río Negro continuará siendo clave en el desarrollo del GNL en el país.

Tres proyectos para consolidar la industria exportadora

Actualmente, hay tres desarrollos en marcha vinculados al gas licuado. El primero está liderado por Southern Energy, un consorcio entre Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar. El plan incluye el arribo del buque Hilli Episeyo en 2027 y del MK 2 un año después, con una capacidad combinada de 6 MTPA.

La segunda etapa del proyecto “Argentina LNG” se basa en un memorando de entendimiento entre YPF y Shell, que apunta a exportar hasta 10 MTPA.

Finalmente, una tercera fase contempla un acuerdo similar entre YPF y la empresa italiana ENI. Este contempla una capacidad de exportación de 12 MTPA, y podría ponerse en marcha hacia 2028 si se anticipa el arribo de un buque de gran porte.

Weretilneck destacó que todas estas iniciativas implican obras de infraestructura, como gasoductos, y una demanda constante de empleo. También representan una oportunidad para el desarrollo de Sierra Grande y otras localidades del Golfo San Matías.

Comenzó el análisis para el tren de Vaca Muerta

Vaca Muerta sigue dando pasos para mejorar su eficiencia operativa. El nuevo foco de optimización está puesto en el transporte de arena silícea, un insumo clave para la fractura hidráulica. En este contexto, Y-TEC, el brazo tecnológico de YPF, lidera una mesa de trabajo para evaluar la construcción de un tren que una Entre Ríos con la Cuenca Neuquina.

Durante el IEFA Latam Forum 2025, Horacio Marín, presidente de YPF, adelantó que la compañía está conformando un consorcio de inversión en infraestructura. El objetivo: diseñar un sistema logístico ferroviario que permita trasladar grandes volúmenes de arena silícea sin saturar las rutas actuales.

El cambio estratégico

Según explicó Marín, YPF tomó la decisión de priorizar la arena de Entre Ríos por motivos técnicos. Estudios internos revelaron que el uso de arena proveniente de Río Negro provocaba una pérdida del 20% en las reservas de hidrocarburos. Este nivel de ineficiencia llevó a la empresa a buscar alternativas más competitivas.

“Todo indica técnicamente que la arena mayoritariamente va a venir de Entre Ríos y no es posible, con 8 millones de toneladas que va a consumir la industria, transportarla por ruta”, enfatizó Marín. La estimación plantea un desafío logístico importante: ese volumen de insumo no puede ser absorbido por la red vial sin generar un colapso.

Mesa de trabajo público-privada

Ante esta situación, el Ministerio de Economía informó que la Secretaría de Transporte de la Nación trabaja en conjunto con YPF en la creación de una mesa de trabajo encabezada por Y-TEC. Este espacio se dedica a definir las necesidades logísticas de abastecimiento para la explotación del yacimiento no convencional.

Según se detalló en el informe de gestión que presentó la Jefatura de Gabinete de la Nación, el objetivo de esta iniciativa es estudiar la demanda y ofrecer soluciones concretas para el transporte de arena silícea y otros insumos esenciales. Además, se busca identificar obras prioritarias en infraestructura terrestre, tanto en modos automotor como ferroviario, que permitan elaborar proyectos de inversión con participación público-privada.

Un tren para Vaca Muerta

El proyecto de tren aparece como la alternativa más viable y sostenible. Según explicó Marín, el traslado por camión generaría un flujo de tránsito insostenible: un camión por kilómetro de ida y otro de vuelta. Esto no solo impactaría en la red vial, sino también en los costos logísticos de toda la cadena productiva.

“No se puede desarrollar Vaca Muerta con cuellos de botella de infraestructura, y los tenemos que resolver”, subrayó el presidente de YPF, al referirse al rol clave del transporte en el desarrollo energético del país. La empresa, además, lidera iniciativas para la construcción de rutas y otras obras fundamentales que acompañen la expansión del sector.

La decisión de priorizar la arena entrerriana representa un cambio estratégico con implicancias directas en la cadena de suministro. Optimizar el transporte de este insumo no solo mejora la eficiencia del proceso extractivo, sino que también reduce costos, mejora la competitividad y abre la puerta a nuevas oportunidades logísticas para las economías regionales.

Este movimiento se alinea con una agenda más amplia del Gobierno nacional, que evalúa reactivar el ferrocarril como eje estructural de la conexión logística entre regiones productivas. La implementación de un tren para abastecer a Vaca Muerta se perfila así como una de las apuestas más importantes en materia de infraestructura energética en Argentina.