El desarrollo de Vaca Muerta continúa consolidándose como uno de los principales motores de la actividad energética en Argentina. En ese escenario, el crecimiento sostenido de la producción comenzó a trasladar presión sobre variables clave como la infraestructura, la logística y la capacidad de coordinación entre los distintos actores de la industria. La expansión del sector no solo plantea oportunidades, sino también desafíos vinculados a la escala operativa.

Ese escenario quedó reflejado en un reciente encuentro empresarial de la cadena energética en Neuquén, que reunió a más de 1.200 participantes y a más de 20 grandes compañías compradoras en una dinámica constante de reuniones y vinculación comercial, que funcionó como un termómetro de la actividad y de las necesidades reales del sector.“Haber superado las expectativas de asistentes y ver la dinámica de negocios operando a este nivel de intensidad nos confirma que este tipo de espacios son una herramienta de competitividad indispensable”, señaló Lucas Albanesi, gerente comercial vinculado a la organización del encuentro, en diálogo con Movant Connection.En ese contexto, describe un entramado productivo compuesto por múltiples niveles de empresas. Entre ellas, se destacan las pymes proveedoras que integran el denominado “tercer anillo”, encargadas de abastecer con productos y servicios a operadoras y compañías especializadas, cumpliendo un rol central en la cadena de suministro.

Estas empresas resultan determinantes para sostener la operación diaria, especialmente en un entorno donde la actividad hidrocarburífera continúa creciendo. La articulación entre los distintos niveles de la cadena aparece como un factor crítico, no solo para garantizar la continuidad productiva, sino también para responder a las exigencias de un sistema cada vez más complejo en términos logísticos.El incremento de la producción en Vaca Muerta evidenció restricciones vinculadas a la capacidad de transporte, tanto en petróleo como en gas.

Según Lucas, la industria hidrocarburífera viene superando récords de producción de manera sostenida, lo que comenzó a generar tensiones en la infraestructura disponible para evacuar esos volúmenes.“La capacidad exportadora estuvo limitada por los canales de transporte de oil & gas”, explicó, en referencia a un cuello de botella que impacta directamente en la logística energética. Este tipo de limitaciones condiciona no solo la operación interna, sino también la posibilidad de escalar la producción hacia mercados externos.En este marco, las obras de infraestructura adquieren un rol central para acompañar el crecimiento. Proyectos vinculados a la ampliación de los sistemas de transporte y a nuevas soluciones de evacuación aparecen como condiciones necesarias para mejorar la eficiencia operativa y sostener el ritmo de expansión del sector.Cambio en la balanza energética y expansión del comercio exteriorUno de los aspectos más relevantes de los últimos años fue la transformación de la matriz energética argentina. El país pasó de un esquema deficitario, donde predominaban las importaciones, a una situación en la que la balanza comenzó a mostrar resultados favorables.“Hasta hace muy pocos años importábamos más de lo que exportábamos en materia de energía”, señaló el referente del evento sectorial. Ese escenario se modificó recientemente, dando lugar a un contexto en el que las exportaciones comenzaron a superar a las importaciones, con impacto directo en la generación de divisas.Este cambio refuerza el rol del sector energético dentro del comercio exterior, donde la capacidad de sostener el crecimiento exportador dependerá en gran medida de la infraestructura disponible. La relación entre producción, logística internacional y acceso a mercados se vuelve cada vez más determinante en la competitividad del sector.

El rol de las pymes en la estructura operativaEl funcionamiento del sector energético no depende únicamente de los grandes proyectos de infraestructura, sino también de la solidez del entramado de proveedores. En este punto, las pymes del tercer anillo cumplen un papel fundamental en la provisión de servicios y en la ejecución de tareas críticas para la cadena logística.De acuerdo con Lucas, la generación de sinergias entre empresas locales y aquellas que operan a nivel nacional resulta clave para mejorar la eficiencia del sistema. Esta integración permite optimizar procesos, reducir tiempos y fortalecer la capacidad de respuesta frente a un entorno dinámico.La articulación entre estos actores también impacta en la calidad de la gestión operativa, al facilitar la coordinación de actividades y mejorar la previsibilidad en la ejecución de proyectos. En un contexto de crecimiento, estas variables adquieren un peso cada vez mayor. 

Por Lola Loustalot - Ante el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, Brasil busca importar más gas desde la formación neuquina. Así lo confirmó a Infobae el director de la agencia reguladora de energía brasileña, Pietro Mendes, quien aseguró que el diálogo con el Gobierno es permanente y que el principal problema hoy no es la demanda, sino la infraestructura.“Sabemos que es necesario tener inversiones en infraestructura dentro de la Argentina, y tenemos demanda para respaldar este tipo de inversiones porque nuestro consumo industrial fue disminuyendo con el tiempo. Así que necesitamos tener más oferta de gas natural para bajar el precio”, dijo el funcionario a este medio en el marco de CERAWeek by S&P Global.

Según comentó Mendes, la demanda brasileña de gas natural se mantuvo estable en torno a los 15 millones de metros cúbicos diarios en los últimos 15 años, aunque el país cuenta con potencial para expandirse mucho más allá de ese volumen.

Demétrio Magalhães, CEO de Edge, una compañía brasileña enfocada en el mercado libre de gas natural y la transición energética creada por el grupo Cosan, comentó que “la infraestructura limitada y la falta de competitividad en los gasoductos siguen siendo los principales obstáculos”. Detalló, además, que en Brasil, el costo de producción offshore es de USD 2 o USD 3 por millón de BTU, mientras que los clientes pagan USD 11. “La mayor parte de ese precio corresponde a evacuación, procesamiento y transporte”, reconoció el ejecutivo.El punto central es la infraestructura. Sin nuevos gasoductos, el intercambio energético entre Argentina y Brasil sigue siendo muy limitado. Magalhaes subrayó que el sistema de gasoductos en Brasil aún está poco desarrollado. A pesar de la diversidad de fuentes disponibles—Bolivia, yacimientos offshore brasileños, biometano y ahora las primeras exportaciones argentinas—la falta de redes adecuadas y de condiciones competitivas para el transporte sigue limitando la expansión del consumo interno.Al mismo tiempo, señaló que el dilema entre oferta y demanda está estrechamente vinculado a la infraestructura existente y no únicamente al suministro.Por su parte, Ricardo Markous, presidente de Tecpetrol, recordó que en la década de 1990, la Argentina llegó a exportar hasta 24 millones de metros cúbicos diarios de gas, dirigido principalmente a Chile. Un cambio abrupto en la política local suspendió esos flujos, pero la aparición de Vaca Muerta modificó el panorama energético regional.

Markous puntualizó que hoy la Argentina reanudó sus exportaciones a Chile, que se ubican entre 10 y 12 millones de metros cúbicos diarios, lo cual impacta en la reducción de importación de GNL en ese país.El crecimiento de Vaca Muerta volvió a cambiar el mapa energético de la región. Según Markous, las reservas se estiman entre 150 y 300 TCF (trillones de pies cúbicos), equivalentes a más de 150 años del consumo local argentino actual. Añadió que existe un diálogo con Magalhães para iniciar el proceso de integración hacia el mercado brasileño, utilizando infraestructura existente y conectando la Cuenca Neuquina con el gasoducto del norte y el de Bolivia hacia Brasil.El declive productivo de Bolivia, que disminuyó de 65 millones a 30 millones de metros cúbicos diarios, abre una oportunidad adicional para el gas argentino. Markous anticipó que en el plazo de entre cinco o seis años, Bolivia debería comenzar a importar gas desde Argentina para abastecer su mercado interno. Si bien el mercado regional es de tamaño limitado, subrayó que el salto más relevante será hacia el mercado internacional del GNL.De hecho, Tecpetrol prevé el inicio de exportaciones vía barcos de regasificación y licuefacción a partir de julio del próximo año, junto a futuros proyectos liderados por YPF previstos para sumarse en 2028. 

Según supo la Agencia Noticias Argentinas, se trata de un paso decisivo en el plan de crecimiento acelerado de la compañía en Argentina y consolida su posición como uno de los nuevos operadores de referencia en la Cuenca Neuquina. Para llevar adelante esta campaña, GeoPark vinculó a más de 30 contratistas de distintas especialidades de servicios, a través de la suscripción de 40 acuerdos comerciales, generando un significativo impacto en la cadena de valor local y regional.La Compañía está destinando entre USD 80 y 100 millones durante 2026 para el desarrollo del bloque, con el objetivo de escalar su producción en Argentina de alrededor de 1.500 barriles de petróleo por día hasta alrededor de 5.000 o 6.000 barriles por día hacia finales de este año, multiplicando entre 3 y 4 veces su producción actual en el país. El plan de mediano plazo es aún más ambicioso ya que GeoPark apunta a multiplicar por diez la producción de los bloques en los próximos tres años, alcanzando cerca de 20.000 barriles por día hacia fines de 2028.“Vaca Muerta es uno de los yacimientos no convencionales más dinámicos del mundo y estamos construyendo aquí una posición que será central dentro del portafolio regional de GeoPark. Es el activo que está redefiniendo nuestra escala como Compañía, con el objetivo de consolidarnos como un operador relevante en la cuenca y alcanzar una plataforma de producción rentable y sostenible en el largo plazo. Cada pozo que perforamos nos acerca a ese objetivo”, desacó Ignacio Mazariegos, Country Director de la Unidad de Negocios de GeoPark en Argentina.La Compañía ya cuenta con oficina propia en Neuquén y un equipo local de cerca de 30 empleados, que continúa creciendo para acompañar el ritmo de las operaciones. GeoPark destacó el acompañamiento de las autoridades provinciales, cuyo respaldo ha sido clave para cumplir con el exigente cronograma operativo.Inician una perforación clave en Vaca Muerta en un plan de trabajo que llega a los USD 100 millonesEn materia de responsabilidad social empresarial, la Compañía dio un primer paso concreto con su reciente adhesión al programa de Becas Gregorio Álvarez con un aporte de USD 250 mil, reconociendo la relevancia de la educación para el desarrollo sostenible de la Provincia.GeoPark cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014 y en Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector. 

 “La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”, destacaron en X desde la cartera que comanda Luis Caputo. “La nueva infraestructura se extenderá por 437 kilómetros y permitirá transportar 550.000 barriles diarios para 2027”, detalló Economía.El megaproyecto energético que, prometen en el Gobierno, unirá el corazón de la Patagonia con los mercados internacionales, tiene al Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) en el centro. Se trata de una obra de infraestructura privada diseñada para transportar el petróleo producido en la cuenca neuquina hasta un puerto de aguas profundas en Río Negro, desde donde podrá exportarse a gran escala. La iniciativa representa un cambio estructural en la matriz exportadora local y marca un hito en la historia del sector hidrocarburífero argentino.El VMOS es un oleoducto de 437 kilómetros de extensión que conecta la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén, con la terminal portuaria de Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro.La obra, impulsada por un consorcio de empresas liderado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, demandará una inversión total de 3.000 millones de dólares. Su ejecución busca resolver uno de los principales cuellos de botella de la industria: la capacidad limitada para evacuar y exportar el crudo extraído de Vaca Muerta, considerada una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.El proyecto destaca por su escala y tecnología. El tendido principal utiliza caños de 30 pulgadas (76 centímetros) de diámetro, lo que equivale al tamaño de un aro de básquet, y permite transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo una vez alcanzada su capacidad máxima en 2027. En una primera etapa, prevista para fines de 2026, la infraestructura permitirá despachar 180.000 barriles diarios. Eso representa, aproximadamente, la mitad de la producción total actual de crudo del país y abre la posibilidad de generar ingresos por exportaciones de hasta 20.000 millones de dólares anuales.El sistema contempla un tramo submarino de 15 kilómetros que conecta la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas mar adentro. Esto permitirá que buques de gran porte carguen el crudo directamente en alta mar, con capacidad para transportar más de dos millones de barriles por viaje. De esta manera, el VMOS facilitará la apertura de nuevas rutas de exportación y reducirá los costos logísticos de la industria.La magnitud del emprendimiento exigió una estructura financiera inédita. El consorcio VMOS S.A. firmar un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares con un grupo de 14 bancos internacionales, encabezados por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander. El crédito cubrirá el 70% del capital requerido, mientras que el 30% restante será aportado por las empresas integrantes del consorcio. Se trata del mayor financiamiento comercial para infraestructura en la historia del país y uno de los cinco más importantes del sector petróleo y gas en América Latina.El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa variable de referencia internacional (SOFR) más 5,5%. La modalidad de project finance adoptada para la operación marcó la reapertura del mercado internacional de financiamiento para obras de este tipo en Argentina, que permanecía cerrado desde 2019. El proyecto se encuentra adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite acceder a beneficios fiscales y facilitar la llegada de capitales extranjeros.La finalización del tendido principal se alcanzó en noviembre de 2025, con la última soldadura automática en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada. Según explicó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador, ahora con salida directa a través de Río Negro, proyecta la generación de 15.000 millones de dólares adicionales en exportaciones para los próximos años.La infraestructura permitirá no solo incrementar la capacidad de exportación, sino también eliminar los cuellos de botella que hoy frenan la producción, fortaleciendo el flujo de inversiones y el desarrollo de la cadena de valor asociada a la explotación y comercialización de hidrocarburos.El inicio de operaciones del Vaca Muerta Oleoducto Sur está previsto para fines de 2026, con la meta de posicionar a la región como un actor clave en el comercio energético internacional.

La iniciativa, que tiene lugar en Vaca Muerta, llega para cambiar el mapa energético regional y generar impacto económico, industrial y social a mediano y largo plazo.El foco está puesto en el desarrollo integral de gas natural licuado (GNL), conocido internacionalmente como LNG (por sus siglas en inglés). Este elemento constituye una alternativa eficiente para el transporte y almacenamiento del gas natural.Mediante un proceso de enfriamiento a -162°C, este recurso reduce su volumen unas 600 veces, lo que habilita su traslado a largas distancias y facilita contar con energía flexible donde y cuando se la necesita.El GNL, además, ofrece una alta versatilidad de uso: resulta clave para la generación eléctrica, la industria, el transporte marítimo y terrestre. A medida que la digitalización y el avance de la inteligencia artificial incrementan la demanda energética -especialmente en centros de datos y plataformas digitales-, se vuelve una solución estratégica para ofrecer un suministro seguro y competitivo a escala mundial.Cabe destacar que la demanda internacional de gas natural continúa en ascenso. Según estimaciones del sector, podría duplicarse hacia 2050, impulsada por factores como, la electrificación de la economía y la necesidad de fuentes de energía seguras y confiables.En este escenario dinámico, YPF impulsa el primer desarrollo de licuefacción de gas natural a gran escala en la historia: el proyecto Argentina LNG. Se trata de una propuesta integral que conecta la producción en Vaca Muerta con la transformación, almacenamiento y exportación del recurso desde Sierra Grande, en la provincia de Río Negro.La iniciativa se diseñó con el objetivo de monetizar el gas excedente de la cuenca neuquina mediante la exportación a mercados de alto consumo como Europa y Asia. Al hacerlo, se prevé generar la mayor inversión privada registrada en el país y que este sea uno de los emprendimientos energéticos más relevantes de América Latina.Argentina LNG se destaca por abarcar toda la cadena de valor: desde el pozo hasta la entrega del producto en barcos metaneros, con infraestructura de última generación que incluye tanto gasoductos dedicados como unidades flotantes de licuefacción.La travesía comienza en los yacimientos de Neuquén, donde la producción de gas ya supera la demanda interna. El material extraído se transportará a través de un gasoducto especialmente construido hasta la localidad rionegrina de Sierra Grande.Esta zona, ubicada sobre el Atlántico, fue seleccionada como punto estratégico para el emplazamiento del polo de licuefacción y embarque. Allí confluyen ventajas logísticas y geográficas: la cercanía al yacimiento acorta la distancia de los gasoductos, mientras la profundidad natural del Golfo San Matías permite operar grandes buques sin grandes obras de dragado, lo que significa menor impacto ambiental y menores tiempos de obra. Una de las principales características del esquema es la incorporación de terminales flotantes (FLNG, Floating Liquefied Natural Gas), que habilitan procesar, licuar y almacenar el gas natural en alta mar. Este enfoque genera flexibilidad operativa y optimiza el eslabón exportador, permitiendo contar con una infraestructura escalable para responder a la demanda de los mercados internacionales.En la primera etapa, a través del consorcio Southern Energy, el proyecto contempla la puesta en marcha de dos unidades flotantes, con capacidad para procesar tres millones de toneladas de GNL por año cada una. La segunda fase liderada por YPF junto a socios estratégicos, prevé sumar tres plataformas adicionales -de 6 millones de toneladas anuales cada una- que incrementarán exponencialmente la capacidad de producción y exportación argentina.La magnitud de Argentina LNG se refleja en su potencial para generar hasta 10.000 millones de dólares anuales en exportaciones durante dos décadas, un flujo de ingresos que resultará central para apuntalar la macroeconomía y fortalecer las reservas del país. El desarrollo prevé la creación de 50.000 puestos de trabajo, tanto directos como indirectos, con oportunidades para proveedores, logística, servicios e industrias conexas.Al consolidarse como proveedor global, la Argentina podrá garantizar el abastecimiento energético a Europa y Asia, dos regiones en busca de alternativas confiables y sostenibles ante la reconfiguración internacional del mercado del gas.La escala y complejidad de la iniciativa requiere reglas claras y seguros para atraer inversión estratégica. Por eso, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aporta estabilidad tributaria, aduanera y regulatoria por 30 años, además de acceso competitivo a divisas y la posibilidad de recurrir al arbitraje internacional en caso de controversias.De esta manera, con recursos naturales de primer orden, condiciones logísticas diferenciales y un proyecto de escala mundial en marcha, la Argentina se encamina a ocupar un rol protagónico en la transición energética global.A medida que el mundo demanda energías más flexibles, diversas y seguras, el gas natural licuado argentino está llamado a aportar un diferencial concreto, posicionando al país en el centro del mapa energético internacional.

Por Newsroom Infobae - El Gobierno anunció que incorporará la exploración petrolera al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), según anunció Daniel González, secretario Coordinador de Energía y Minería, durante el almuerzo del Día del Petróleo organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).“El Ministro nos instruyó para que encontremos una forma de incorporar todo el upstream al RIGI. Ese es un trabajo que vamos a comenzar de inmediato, con el objetivo de incentivar la inversión y la producción”, afirmó González ante empresarios del sector.

Luego de una reunión con el ministro Luis Caputo, a cargo del área, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, dio una pista en ese sentido en X: “Hoy trabajamos con el ministro Caputo para la concreción de medidas que impacten en la industria y en el desarrollo de nuestra provincia. Por eso solicitamos la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream no convencional de petróleo y gas natural —particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción— dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI); para promover más producción, empleo y crecimiento para toda la provincia”.

Durante su exposición, González realizó un balance de la actividad hidrocarburífera. Destacó que, a pesar de la caída de 17% del precio del petróleo a nivel internacional, “hemos visto una industria que sostuvo el nivel de actividad, que mantuvo un compromiso claro con el largo plazo y una visión estratégica”. Resaltó que “en el no convencional completamos un 20% más de pozos que el año pasado, más de un 30% más de etapas de fractura y alcanzamos un récord histórico de producción de petróleo”.El funcionario remarcó que la decisión de avanzar en la eliminación de las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional busca apuntalar la actividad en las cuencas maduras. Señaló que con estos niveles de precios, la ecuación económica se vuelve sumamente desafiante para las cuencas maduras y dijo: “El Gobierno quiere acompañar este esfuerzo. Por eso, hace un mes anunciamos junto a las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén la intención de eliminar las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional, entendiendo que, con estos niveles de precios, la ecuación económica se vuelve sumamente desafiante para las cuencas maduras”.González defendió la política de acompañamiento estatal hacia la industria, recalcando la importancia de preservar el equilibrio fiscal. “Desde el Estado vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia”, dijo. Destacó que la mejora de las condiciones macroeconómicas permitió que “hoy las compañías valen más, existe financiamiento que antes no estaba disponible, podemos planificar a largo plazo y empiezan a llegar a la Argentina empresas que antes ni siquiera la consideraban”.En relación al impacto del RIGI, el funcionario enumeró diversos proyectos ya aprobados bajo este marco, como el VMOS y los dos barcos de licuefacción de gas de una operadora privada. Además, indicó la existencia de cinco proyectos en análisis: “la expansión del gasoducto Perito Moreno, el gasoducto dedicado para GNL y tres proyectos de plantas de tratamiento vinculadas al nuevo desarrollo de petróleo no convencional, todos ellos bajo evaluación dentro del RIGI”. Según González, el régimen “es una herramienta sumamente poderosa y muestra con claridad hacia dónde queremos que converja la Argentina”.Durante su intervención, también puntualizó sobre la liberalización del mercado de gas. Explicó la reciente revisión quinquenal de tarifas y se refirió a los avances para que generadoras y productoras puedan retirar volúmenes dentro del Plan Gas y acordar contratos directamente. Planteó que “nuestra intención es avanzar con estas adecuaciones antes de fin de año”.

Finalmente, confirmó que Enarsa dejará de ser el único comprador de gas natural licuado en el país, para dar paso a un esquema competitivo. Subrayó que el Estado busca “crear las condiciones para que haya más ‘Continentals’ dispuestas a invertir en la Argentina” fomentando la competencia y la llegada de mejores prácticas a la industria.

El sector energético argentino protagonizó en octubre el mayor ingreso neto de la última década, un fenómeno atribuido al crecimiento de la producción no convencional y a pesar de la reconfiguración de precios internacionales.El saldo positivo alcanzó los USD 708 millones en el mes, impactando directamente sobre la balanza comercial nacional, según un informe de Nadin Argañaraz, director del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (Iaraf). Este desempeño se vio acompañado de un superávit acumulado en los últimos doce meses que escaló a USD 7.470 millones, de acuerdo al análisis de Romano Group.El reciente auge responde, principalmente, a mayores envíos al exterior y a una marcada reducción en las importaciones de energía. De acuerdo con el informe de Iaraf, las exportaciones energéticas de octubre representaron USD 913 millones, mientras que las compras externas del sector totalizaron USD 205 millones. Esta dinámica permitió que la balanza energética explique casi el 90% del saldo favorable general de la balanza comercial del mes.La mejora se sostiene sobre dos fenómenos diferenciados. Por un lado, el efecto precio generó una merma de USD 36 millones en octubre y un retroceso de USD 431 millones en el año; en cambio, el efecto cantidades sumó USD 134 millones adicionales en el mes y USD 2.176 millones en el acumulado anual. La combinación arrojó un saldo neto incremental de USD 1.745 millones, que refleja la fortaleza del sector pese al descenso de los valores internacionales.Desde Romano Group precisaron que la mayor capacidad exportadora energética surgió en paralelo al desarrollo de Vaca Muerta, con una incidencia directa en el nuevo superávit energético. “La balanza comercial energética fue superavitaria en USD 700 millones en octubre de 2025, resultando así en un superávit acumulado de USD 7.470 millones los últimos doce meses“, detalló la consultora en su reporte.En la desagregación entre exportaciones e importaciones, el menor precio en la energía comprada al exterior permitió un ahorro de USD 579 millones y la reducción del volumen importado contribuyó con USD 143 millones adicionales. Por el lado de las ventas externas, la caída de los precios recortó USD 1.010 millones respecto al año anterior, saldo que fue compensado por un aumento en cantidades exportadas que sumó USD 2.033 millones. El saldo neto entre menores importaciones y mayores exportaciones arrojó USD 1.745 millones de ingresos extra en el año.Según el análisis de Iaraf, estos números consolidan el papel de Vaca Muerta en la matriz de generación y exportación energética, a pesar de las variaciones adversas en los mercados internacionales de referencia. El ciclo actual marca un punto de inflexión tanto para la política energética local como para el posicionamiento del país como oferente regional de gas y petróleo no convencional.La producción de petróleo en Argentina alcanzó en octubre un nivel histórico al superar la marca de 859.000 barriles diarios, un registro inédito impulsado principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta, según informó la Secretaría de Energía de la Nación. El país dejó atrás el máximo anterior, establecido en mayo de 1998, y se consolidó como uno de los principales actores regionales en la extracción de crudo.Todos los yacimientos del país sumaron 859.500 barriles por día en octubre, cifra que representa un incremento de 2% respecto al mes anterior. El avance se logró tras superar un récord que se mantuvo durante 27 años, cuando la Argentina había producido 858.329 barriles diarios en su mejor mes registrado.La clave de este salto productivo reside en el no convencional extraído de Vaca Muerta, que según el reporte oficial aportó cerca del 66% del total mensual nacional. Durante octubre, la formación neuquina produjo 567.500 barriles diarios, permitiendo compensar la caída del segmento convencional y consolidando el predominio del no convencional en la matriz petrolera nacional. Infobae. 

El proyecto Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) alcanzó un nuevo hito al completar la última soldadura automática en línea regular del oleoducto que une la cuenca de Vaca Muerta con el océano Atlántico.Este tramo finalizó en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada, sitio estratégico para el almacenamiento y posterior exportación de petróleo a partir de diciembre de 2026.La construcción incluye 437 kilómetros de extensión y utiliza caños de 30 pulgadas (762 milímetros) de diámetro, trazando una nueva ruta troncal para el despacho de crudo desde la localidad de Allen, en el Alto Valle de Río Negro, hasta la costa cercana a Sierra Grande.La obra fue ejecutada por la Unión Transitoria de Empresas (UTE) Techint Sacde y requirió la intervención de más de 1.500 trabajadores, distribuidos en tres campamentos móviles a lo largo del trayecto. El financiamiento incluyó un préstamo sindicado de USD 2.000 millones –sobre un total de unos USD 3.000 millones– otorgado por bancos internacionales como Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, bajo la modalidad de project finance, el mayor de este tipo en dos décadas. El proyecto accedió a los beneficios del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El avance de los trabajos logró un récord en octubre, cuando el equipo alcanzó 175 uniones soldadas en una sola jornada, superando los 4 kilómetros de avance en ese día. “Agradezco a las empresas que lo hicieron posible y a todos sus trabajadores”, expresó Gustavo Chaab, CEO de VMOS.Además del desafío logístico que implicó movilizar más de 200 equipos pesados, la obra requirió la realización de 76 cruces especiales sobre rutas y arroyos. Para el siguiente paso relevante, la etapa de terminación contempla soldaduras lineales y la ejecución del cruce subterráneo del Río Negro mediante tecnologías dirigidas de última generación (HDD), previsto para diciembre de 2025. El oleoducto está diseñado para despachar 180.000 barriles diarios de petróleo en su primera fase, con capacidad de escalar hasta 550.000 barriles por día. La consolidación de Vaca Muerta como polo exportador, ahora con una salida directa a través de Río Negro, proyecta la generación de 15.000 millones de dólares adicionales en exportaciones para la Argentina en los próximos años, posicionando a la región en el centro del comercio energético global.  VMOS se constituye como un consorcio integrado por firmas protagonistas del sector energético: YPF, Vista, Shell, Pan American Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo de Neuquén (GyP). El sostenido ritmo de trabajo se explica, en parte, por la incorporación de equipos de soldadura automática, una tecnología de alta precisión que optimiza la seguridad, la calidad y la productividad en la construcción de ductos de gran escala. Este método ya había sido utilizado en proyectos anteriores como el Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno y la Reversión del Gasoducto Norte. Como detalló Infobae días atrás, los equipos de soldadura automática del VMOS estuvieron a cargo de un grupo de 23 soldadores turcos liderados por Iskender Ucmaz, quienes trabajaron junto a más de cien argentinos.La soldadura automática constituyó el eje tecnológico de la obra, aunque, como subrayó Ricardo Unzner, project manager de Techint-SACDE, “también es un paso de muchos en una obra así”. Unzner explicó que el proceso comenzó con un equipo de topógrafos que marca el recorrido de los cuatrocientos treinta y siete kilómetros. Luego se despejó el terreno y se preparó la pista de trabajo. El siguiente paso fue el zanjeo, que permitió instalar el ducto a dos metros de profundidad. Una vez completado y cubierto —sin compactar—, se inicia el “desfile”, que consiste en alinear tubos de veinticuatro metros a medida que llegan.Con los tubos alineados, los equipos de soldadores realizaron primero la soldadura interna —la primera se efectuó en mayo— y luego la externa. La mayor parte del tendido se montó mediante soldadura automática, bajo la responsabilidad de especialistas turcos y argentinos. Infobae.

La región de Vaca Muerta encabezó durante agosto de 2025 un salto sin precedentes para la energía en Argentina, consolidándose como el pilar petrolero y gasífero del país. La formación neuquina abarcó el 64% de la producción de petróleo nacional, equivalente a casi dos de cada tres barriles, y lideró el auge que llevó la cifra total de barriles a su valor más alto en veintisiete años. La convergencia de estas variables contribuyó de manera determinante a un avance sin igual en la balanza comercial energética y a la proyección de nuevas inversiones, mientras los grandes actores del sector ajustaron sus estrategias e infraestructura en un contexto de precios y condiciones globales variables.En agosto de 2025, la producción de petróleo en Argentina alcanzó 821.851 barriles diarios, superando todos los registros desde 1998. El salto de productividad fortaleció la posición argentina en el mercado energético y redefinió la estructura del sector, con un nuevo mapa de actores y tecnologías. Según reportes oficiales, Vaca Muerta representó el principal motor de este crecimiento y cerró el mes con un total de 4.242 pozos petroleros activos en suelo neuquino. Este desempeño confirmó un calendario de expansión, marcado por la entrada en actividad de 36 pozos adicionales con respecto a julio.El impacto inmediato de este crecimiento se reflejó en el comercio exterior. Durante agosto, las exportaciones argentinas de combustibles y energía sumaron USD 1.056 millones, lo que marcó un aumento interanual de 40%. Dentro del mismo rubro, las ventas de petróleo crudo aportaron USD 305 millones, impulsadas por un ascenso del 58,6% en el volumen, aun cuando los precios internacionales descendieron un 11,3%. El sector energético representó el 12,9% de las exportaciones totales del país en el mes, subrayando el rol clave del segmento.En los primeros ocho meses de 2025, la balanza comercial energética de Argentina arrojó un superávit de USD 4.590 millones. El resultado favoreció la posición externa y habilitó nuevos planes de inversión por parte de empresas líderes nacionales y extranjeras.La actividad petrolera en Vaca Muerta exhibió un salto mensual del 3,1% y un crecimiento del 30,3% en su comparación interanual, al pasar de 402.706 barriles diarios en agosto de 2024 a 524.770 barriles diarios en el mismo mes de 2025. La expansión de la formación a nivel operativo también se refleja en que allí se concentran las mayores cifras de pozos activos y en el protagonismo de firmas con peso sostenido en la región.Vista, uno de los principales productores de shale oil de Argentina y el principal exportador de crudo del país, produce al segundo trimestre del año 118.000 boe/d y tiene mas de 300 pozos en producción de un inventario total que supera los 1.400. La compañía, fundada y liderada por Miguel Galuccio, hoy exporta más del 60% de su producción.Entre los principales operadores, Pluspetrol figuró a la cabeza con sus desarrollos en Bajo del Choique y La Calera, donde la producción diaria osciló entre 2.249 y 2.062 barriles respectivamente. Shell Argentina S.A. participó también con volúmenes destacados, especialmente desde el pozo Cruz de Lorena, donde se logró una extracción de 2.021 barriles por jornada.El informe técnico de Regional Investment Consulting SA (RICSA) detalló que durante agosto operaron 5 cuencas, once provincias, y un total de 44 compañías, con 28.503 pozos productivos sumados entre petróleo y gas en Argentina. Dentro del mercado petrolero, Vaca Muerta explicó el 64% del total nacional, Comodoro Rivadavia representó un 14%, mientras que el resto se repartió entre Golfo San Jorge, Cuyana, y otras formaciones menores.Al observar la evolución anual, las estadísticas marcaron un crecimiento sostenido de la curva de producción petrolera. El gráfico elaborado por RICSA mostró una tendencia ascendente desde el inicio de 2022 hasta el presente, con incrementos mensuales y nuevos techos históricos.En materia de gas natural, la producción argentina exhibió durante agosto un promedio nacional de 157.021 miles de metros cúbicos diarios. En el mismo periodo, la producción de gas en Vaca Muerta alcanzó 90.032 miles de metros cúbicos diarios, equivalente a un incremento del 7,1% interanual y una reducción del 1,4% respecto al mes previo. El gas también presenta un mapa de actores diversificado, donde la explotación por cuenca se repartió entre el Gran Buenos Aires, Neuquén, Santa Cruz, y otras jurisdicciones.Dentro de los yacimientos gasíferos, el desempeño de Pampa Energía S.A. resultó relevante, especialmente por la puesta en marcha de los pozos en Sierra Chata. Desde junio de 2025, esa operación contribuye con volúmenes diarios que varían entre 804 y 799 metros cúbicos. A nivel de campos, se destacaron Aguada de la Arena, Bandurria Sur y Loma Campana como los tres yacimientos más productivos en petróleo; y Aguada de la Arena, Aguada Pichana Este Vaca Muerta y Aguada Pichana Oeste como líderes en gas natural. Los diez yacimientos más destacados en cada caso representaron más del 95% del volumen sectorial.El desempeño de YPF durante el segundo trimestre de 2025 concentró la atención del sector, por la magnitud de los volúmenes gestionados y el impacto en resultados financieros. La empresa estatal revirtió una pérdida previa y declaró una ganancia neta de USD 58 millones, aunque la cifra representó una baja del 90% frente al mismo período de 2024. Los ingresos de la empresa sumaron USD 4.641 millones, un descenso interanual del 6%, compensado por una leve mejora trimestral (1%) atribuida a la mayor demanda estacional de gas y gasoil.El EBITDA ajustado se ubicó en USD 1.124 millones, lo que implicó una baja del 10% respecto al trimestre anterior y una reducción del 7% en comparación con el mismo período del año anterior. Los motivos principales fueron la caída de los precios internacionales y los efectos de episodios climáticos sufridos en la Patagonia.La consolidación de YPF como operador fundamental en el impulso de Vaca Muerta recibió validación desde el plano operativo. En agosto, la producción no convencional se posicionó como el motor del crecimiento con 282.262 barriles diarios, lo que representó el 75,6% de la producción total de la compañía. El segmento shale explicó prácticamente todo este volumen con 280.266 barriles diarios y un aumento mensual del 3,3%, mientras el tight aportó 1.996 barriles diarios y un ascenso del 1,3%. En contraste, el régimen convencional disminuyó a 90.953 barriles diarios, equivalentes al 24,4% del total, y una baja mensual del 0,7%.En materia de planificación, YPF proyectó más de 1.800 nuevas perforaciones rumbo a 2030 en Vaca Muerta, con el objetivo de seguir traccionando crecimiento tanto en petróleo como en gas no convencional. Por otro lado, el proyecto estratégico Argentina LNG avanza con la meta de colocar al país en una posición de exportador de gas natural licuado sobre el cierre de la década. En este marco, la infraestructura clave como el Oleoducto Vaca Muerta Sur amplía sus relevancia, más allá de la reciente salida de Petronas del consorcio LNG.El panorama financiero de YPF reflejó fluctuación en los mercados en septiembre de 2025. Las acciones abrieron en Nueva York a USD 27,64 y en la bolsa porteña a ARS 37.600, con caídas mensuales del 10% en ambos casos, aunque mantuvieron subas interanuales de 25,29% en dólares y 38% en pesos. Esta evolución colocó a la firma estatal en una posición expectante respecto de sus soportes técnicos y de las potencialidades de su portafolio de proyectos, en relación con la posible mejora macroeconómica nacional y el marco regulatorio.El contexto internacional también marcó el escenario local. Durante 2025, los precios del barril Brent fluctuaron con un máximo de USD 86,10 y un mínimo de USD 65,30, mientras que el promedio de ventas locales en Argentina se situó en torno a USD 67,63 por barril. El precio del gas (Henry Hub) registró valores entre USD 3,05 y USD 1,72 por millón de BTU. Las inversiones en upstream, tanto para desarrollo convencional como no convencional, mostraron alza respecto de los niveles previos a la pandemia.Entre los campos con mayor producción de petróleo, sobresalieron Aguada de la Arena, Bandurria Sur, Loma Campana-III, Loma Campana-II y La Calera. En gas, la lista la encabezaron Aguada de la Arena, Aguada de la Arena Este, Aguada Pichana Oeste y El Mangrullo. El ranking confeccionado por los reportes de la consultora ubicó a Vaca Muerta como el espacio donde se concentran las mayores oportunidades de expansión en la industria hidrocarburífera argentina.El despliegue operativo y la magnitud de los nuevos recursos movilizados por Vaca Muerta reconfiguran el panorama económico y energético del país. El avance en pozos activos, producción diaria y ventas externas aporta elementos concretos al posicionamiento regional y alimenta expectativas sobre la evolución del mercado argentino durante los próximos años. Infobae.

La cuenca de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, registró una producción diaria de gas natural que triplica la de Bolivia, otro histórico proveedor del recurso para Argentina.El último registro oficial ubicó el aporte de la cuenca en 90,96 millones de metros cúbicos por día, mientras que todos los yacimientos bolivianos sumaron apenas 24,33 millones de metros cúbicos diarios. Esta diferencia amplía la brecha respecto de la década pasada y marca una transformación en el flujo regional de energía en Sudamérica.Durante diecinueve años, la Argentina dependió de las exportaciones bolivianas de gas natural para abastecer su mercado interno y sus industrias. El Diario Río Negro repasó que la aceleración del desarrollo de la formación shale argentina llevó a que la balanza se inclinara con rapidez. Mientras que en 2014 Bolivia producía 60,3 millones de metros cúbicos diarios y el shale argentino era marginal, con solo 600.000 metros cúbicos, los datos de 2022 ya mostraban un equilibrio casi total. En agosto de ese año, la producción de Vaca Muerta alcanzó 36,6 millones de metros cúbicos diarios, mientras Bolivia bajaba a 42,1 millones.Este proceso responde a dinámicas técnicas y políticas distintas en ambos países. Según el análisis presentado por el Diario Río Negro, Bolivia enfrenta un ritmo de declino constante debido a la falta de exploración y nuevas reservas. Cada año, la caída oscila en torno a 4 millones de metros cúbicos diarios. El exministro de Hidrocarburos de Bolivia y socio de Gas Energy Latam, Álvaro Ríos Roca, explicó a ese medio que la escasa exploración realizada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no ha logrado reponer reservas. “La exploración en Bolivia ha sido muy mínima, y los pocos esfuerzos han sido realizados por YPFB con, yo diría, ningún éxito para reponer reservas”, declaró el especialista.Ríos Roca estimó que para finales de este año Bolivia cerrará con 26 millones de metros cúbicos diarios, cifra que cubriría apenas el 50% de la demanda interna. Así, el exministro anticipa una reconfiguración de la histórica relación energética regional: “En el 2028 Bolivia va a comenzar a necesitar hacer nuevas importaciones de gas porque se cruza con la oferta y vamos a tener que hacer toda una gestión, de manera que incentivemos la provisión del mercado boliviano porque la exploración tarda en el tiempo”.El impacto de Vaca Muerta no solo se refleja en su peso interno, sino también en las perspectivas regionales de exportación. El Diario de Río Negro detalló que a principios de este año Argentina concretó sus primeras exportaciones de gas proveniente de Vaca Muerta hacia el mercado de Brasil, operación que se realizó utilizando las redes gasíferas de Bolivia. Ríos Roca destacó la importancia de ampliar la capacidad del Gasoducto Norte de Argentina administrado por TGN (Transportadora Gas del Norte), con la meta de modular el abastecimiento de países vecinos. “Lograr el tránsito de gas en esa nueva realidad del mercado regional, que antes era de Bolivia y que ahora, por las condiciones de exploración, es un mercado que está siendo, y tiene que ser copado, por la producción argentina”, afirmó el especialista al diario. Las inversiones destinadas a mejorar la infraestructura de transporte resultan determinantes para ese objetivo. El costo del transporte es uno de los factores estratégicos para definir si el gas argentino llega, de modo competitivo, al mercado boliviano o brasileño. “Si no hacemos competitivo el transporte por Bolivia, pues no lograremos abastecimiento tampoco en el mercado boliviano. Hay que trabajar esas dos ecuaciones para que lleguemos competitivamente con gas argentino al mercado brasileño y Bolivia tiene que hacer atractivas las tarifas…”, enfatizó Ríos Roca en declaraciones publicadas por el Diario Río Negro.La Argentina vive una etapa de récords históricos en materia de hidrocarburos. Datos oficiales de la Secretaría de Energía muestran que en julio pasado la producción de petróleo alcanzó 811.200 barriles diarios, cifra máxima desde 1999. El crecimiento interanual del petróleo fue de 18,5%, mientras la del gas natural subió 5,7% en ese mismo lapso, con un promedio de 160,6 millones de metros cúbicos por día, niveles no vistos desde el año 2000.Vaca Muerta representa el 57,7% del petróleo extraído en Argentina y se consolidó como la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional. Según el informe, tan solo en junio la producción nacional se incrementó 22,5% respecto del mismo mes del año anterior, alcanzando 448.000 barriles diarios.

Ambos producirán 6 millones de toneladas anuales de gas. Las exportaciones totales podrían alcanzar los USD 20.000 millones entre 2027 y 2035.Southern Energy (SESA), integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, confirmó hoy la decisión final de inversión para la incorporación del segundo barco de licuefacción, denominado “MK II”, en la provincia de Río Negro. Este movimiento se suma al ya anunciado buque “Hilli Episeyo”, consolidando una inversión total que superará los USD 15.000 millones durante los 20 años de operación de ambas plantas flotantes.Este avance marca un hito en el desarrollo del proyecto destinado a producir gas natural licuado (GNL) en la Argentina utilizando caudales provenientes de Vaca Muerta, con el objetivo de posicionar al país como proveedor mundial de este combustible. El consorcio informó que “SESA generará exportaciones totales que podrían alcanzar los USD 20.000 millones entre 2027 y 2035 y creará 1.900 puestos de trabajo directos e indirectos durante la etapa de construcción”.La compañía firmó la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para el segundo buque flotante de licuefacción (FLNG), que operará junto al Hilli Episeyo. Ambos buques tendrán una capacidad conjunta de producción de seis millones de toneladas anuales de GNL, lo que equivale a casi 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural destinados a exportación. “Los dos barcos de licuefacción serán operados por SESA, permitiendo generar sinergias en el desarrollo y operación del proyecto”, destacó la empresa en un comunicado.El esquema de inversión se distribuye en dos etapas: la primera (2024-2031) prevé desembolsos superiores a USD 3.200 millones, y la segunda (2032-2035) casi USD 2.800 millones. Así, la inversión total estimada para ambas fases ronda los USD 6.000 millones. “Durante los 20 años de vida útil del proyecto, la inversión total superará los USD 15.000 millones en toda la cadena de valor, habilitando nuevas inversiones en Vaca Muerta y mayor actividad en el upstream”, señalaron los socios.Las características del plan permiten un rápido acceso al mercado mundial de GNL: la primera planta flotante de licuefacción comenzará a operar en el último cuatrimestre de 2027 y el segundo buque se incorporará a fines de 2028. Aunque el valor de las exportaciones dependerá de la evolución de los precios internacionales del GNL, se estima superar los USD 20.000 millones entre el inicio de las operaciones y 2035, constituyendo una fuente genuina de divisas para la Argentina.

Detalles sobre los buques de licuefacciónTanto el “Hilli Episeyo” como el “MK II” son propiedad de Golar LNG, empresa noruega dedicada al diseño, reconversión, propiedad y operación de infraestructura marítima para convertir gas natural en GNL. El Hilli Episeyo posee una capacidad de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Con una longitud cercana a los 300 metros, el buque fue construido en 1975 y modificado para procesar gas en 2017. Actualmente opera en Camerún y se prevé su llegada a Río Negro en 2027.El MK II, habilitado inicialmente en 2004 como buque metanero, se encuentra adaptándose en un astillero de China, con llegada estimada a la Argentina en 2028. Este barco, de casi 400 metros de eslora, tendrá una capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a casi 16 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.El proyecto contempla que ambas terminales flotantes puedan operar todo el año a partir de 2028, lo que requerirá infraestructura de transporte adecuada. Las empresas evalúan la construcción de un gasoducto de 48 pulgadas, con capacidad para transportar hasta 50 millones de metros cúbicos diarios, que sería el mayor de la región, tal como anticipó Infobae.Con la aprobación de la FID para el segundo buque, Southern Energy, cuya composición accionaria es de Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), completa la primera fase del plan “Argentina LNG”, orientado a posicionar al país como exportador de GNL en sucesivas etapas.En las siguientes fases, denominadas “Argentina LNG 2” (YPF-Shell) y “Argentina LNG 3” (YPF-ENI), el proyecto prevé la incorporación de socios estratégicos internacionales, consolidando el perfil exportador de la Argentina en el mercado global de gas natural licuado. (Infobae)

El sector de exploración y producción de hidrocarburos se consolidó como el más dinámico en la generación de trabajo registrado en la Argentina en los últimos diez años. Según el informe de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), en base a datos de la Secretaría de Trabajo de la Nación, el empleo formal en el upstream creció 13,4% en una década, mientras que el promedio del conjunto de la economía lo hizo solo 4% y el segmento energético en general, 7 por ciento.Esto implica que el incremento en los puestos de trabajo formales del sector fue 3,35 veces más al compararlo con el agregado de todas las actividades. Esa dinámica estuvo explicada por el desarrollo de Vaca Muerta y los proyectos en marcha para impulsar la evacuación de combustible podrían profundizar el crecimiento del empleo formal.El relevamiento indicó que en 2023 el sector upstream empleó de forma directa a 30.700 trabajadores registrados y explicó el 24% de los empleos formales generados por toda la actividad minera e hidrocarburífera del país. La CEPH destacó que la cadena de valor del upstream involucra una extensa red de proveedores industriales, tecnológicos y de servicios especializados que participan en todas las fases de desarrollo.

La actividad económica creció en abril 1,9% y se recuperó de la caída de marzoEn cuanto a la distribución geográfica, las provincias productoras de hidrocarburos concentraron la mayor parte de los empleos del sector. Neuquén se ubicó en el primer lugar, con un crecimiento del 4,1% interanual en 2023 y 11.491 puestos registrados. La siguieron Chubut con 7.058, Santa Cruz con 5.253 y Mendoza con 3.650 trabajadores formales en el sector.El estudio remarcó que la producción no convencional, con epicentro en Vaca Muerta, fue determinante para explicar el crecimiento del empleo. La actividad en esta formación geológica aportó la mayor parte del aumento de la producción nacional de petróleo y gas en los últimos años.El documento de la CEPH resaltó que el trabajo formal en el upstream no solo muestra incrementos sostenidos en términos cuantitativos, sino también en calidad, con altos estándares de formalización y salarios superiores al promedio del mercado laboral. Este dinamismo tiene un fuerte efecto multiplicador sobre otras ramas productivas y la recaudación fiscal en las provincias productoras.Además, el informe subrayó que el desarrollo de la cadena de valor del upstream impulsa la demanda de insumos industriales y servicios de alta especialización. Según la CEPH, este fenómeno contribuye a sostener y ampliar la red de proveedores locales en sectores como la metalmecánica, la construcción y el transporte.

Producción récord de petróleo y gasLa producción de petróleo crudo en la Argentina marcó un récord en el primer cuatrimestre de 2025 al superar los 14,22 millones de metros cúbicos, según datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación. Se trata del nivel más alto registrado en al menos 15 años, y refleja un crecimiento del 9,6% respecto al mismo período del año anterior, cuando se habían producido 12,97 millones de metros cúbicos.El gas natural también marcó un hito en el primer cuatrimestre de 2025: la producción total alcanzó los 16.596 millones de metros cúbicos, el mayor volumen registrado al menos desde 2010, según la Secretaría de Energía de la Nación. Este nuevo récord representa un crecimiento del 3,4% respecto al mismo período de 2024, y consolida una recuperación sostenida en el sector.Un trabajo de la consultora Wood Mackenzie caracteriza a Vaca Muerta como el emprendimiento de no convencionales más grande fuera de Norteamérica, y consigna que la zona sigue expandiendo tanto exportaciones como capacidad de producción. Un análisis de Rystad Energy indica que los proyectos de Gas Natural Licuado alcanzarán su capacidad máxima a finales de la década de 2030. Infobae.

La producción de petróleo crudo en la Argentina marcó un nuevo récord en el primer cuatrimestre de 2025 al superar los 14,22 millones de metros cúbicos, según datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación. Se trata del nivel más alto registrado en al menos 15 años, y refleja un crecimiento del 9,6% respecto al mismo período del año anterior, cuando se habían producido 12,97 millones de metros cúbicos.La cifra evidencia un cambio de tendencia sostenido en la industria, que viene mostrando una recuperación progresiva desde 2021. De hecho, el salto productivo de los últimos años ha sido significativo: desde el primer cuatrimestre de 2020, en plena pandemia, el volumen de crudo extraído se incrementó un 47,3%. La comparación con años anteriores refuerza la magnitud del avance: en 2017, por ejemplo, la producción había caído a apenas 9,17 millones de metros cúbicos, el nivel más bajo de la serie.El principal motor detrás de esta expansión ha sido el desarrollo de Vaca Muerta. En los últimos años, la actividad en esa región se intensificó de forma considerable. Las operadoras lograron optimizar los procesos de perforación y fractura, lo que permitió obtener más petróleo en menos tiempo y a menor costo. En este sentido, el empuje de Vaca Muerta no sólo permitió compensar el declino natural de los yacimientos convencionales, sino que además posicionó a la Argentina como un jugador con potencial exportador en el mediano plazo.Además del récord en términos absolutos, lo relevante del dato es que consolida una curva ascendente que comenzó en 2022 y que, de sostenerse, podría modificar el perfil energético del país. La producción de petróleo en los primeros cuatro meses de 2025 no sólo superó los niveles previos a la pandemia, sino que también se ubicó por encima de cualquier registro desde al menos 2010, el primer año de la serie disponible.

El repunte del gasEl gas natural también marcó un hito en el primer cuatrimestre de 2025: la producción total alcanzó los 16.596 millones de metros cúbicos, el mayor volumen registrado al menos desde 2010, según la Secretaría de Energía de la Nación. Este nuevo récord representa un crecimiento del 3,4% respecto al mismo período de 2024, y consolida una recuperación sostenida en el sector.Después de años de oscilaciones, el desempeño del gas comenzó a mostrar una curva claramente ascendente a partir de 2021, impulsado por una combinación de factores: mayores inversiones en infraestructura, el avance de la explotación no convencional y políticas públicas destinadas a garantizar el abastecimiento interno y reducir la dependencia de las importaciones.En particular, Vaca Muerta volvió a ser protagonista. Gracias a sus recursos de shale gas y al aprendizaje acumulado en las técnicas de fractura hidráulica y completamiento de pozos, la cuenca neuquina potenció su capacidad de extracción, desplazando en parte a las cuencas tradicionales.La producción actual supera incluso a los años de máximo rendimiento de la industria, como 2019 y 2010, cuando se habían registrado 15,73 y 15,26 mil millones de metros cúbicos, respectivamente. En solo dos años, el país sumó más de 1.000 millones de metros cúbicos adicionales al volumen cuatrimestral, lo que refleja el efecto acumulado de la reactivación del sector.El salto productivo en gas natural confirma el avance sostenido de la actividad hidrocarburífera, especialmente en las formaciones no convencionales. El crecimiento observado en este primer cuatrimestre no solo establece un nuevo techo en términos de volumen, sino que también consolida una tendencia que podría proyectarse en el tiempo si se mantienen las condiciones técnicas y económicas actuales. En este escenario, Vaca Muerta se posiciona como un pilar central del desarrollo energético nacional y una fuente clave de generación de divisas para los próximos años. Infobae.

La empresa estatal YPF supervisó la primera soldadura del Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), un avance considerado como un hito clave dentro de una obra que busca potenciar las exportaciones de petróleo desde la formación neuquina. El procedimiento se llevó a cabo en un tramo ubicado cerca de la localidad de Chelforó, en la provincia de Río Negro.El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, estuvo presente durante el inicio de la soldadura automática, destacando la importancia estratégica del emprendimiento para la economía nacional. “Vaca Muerta Oleoducto Sur es estratégico para el país y es una muestra de que los privados podemos financiar y construir este tipo de infraestructura y generar valor para la Argentina”, afirmó.Antes de esta actividad, las autoridades de la petrolera y de la UTE Techint–Sacde, a cargo de la construcción, visitaron el campamento ubicado en la localidad de Chichinales, donde observaron el acopio de caños y la operación de la planta soldadora de doble junta, una tecnología que permite una producción más rápida al unir caños de 12 metros para formar tramos de 24 metros.El proyecto contempla 437 kilómetros de ducto que unirán la zona de producción de Vaca Muerta con una terminal de exportación en Punta Colorada, en el sur de Río Negro. Esta terminal se construye con características de clase mundial y está diseñada para permitir que Argentina se convierta en un exportador global de energía.Según los planes del consorcio, el sistema estará operativo a fines de 2026 con una capacidad de transporte de 180.000 barriles diarios, y se proyecta alcanzar los 550.000 barriles diarios para 2027. La estimación de ingresos generados por esta infraestructura se ubica en torno a los USD 15.000 millones para el año 2030. La inversión será de USD 3.000 millones y el proyecto ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).La UTE Techint-Sacde, adjudicataria de la obra, avanzó con 300 kilómetros de apertura de pista y más de 60 kilómetros de desfiles de tubos. Además, incorporó una soldadora de doble junta, que acelera la producción mediante un método industrial e itinerante.La soldadura se realizó en un tramo cercano a Chelforó, en Río Negro, con tecnología de última generaciónEn este tramo de la construcción, trabajan 500 personas, y se desarrollan simultáneamente las cabeceras de bombeo en Allen y Chelforó, que serán claves para garantizar el flujo continuo del crudo hacia la costa atlántica.En Punta Colorada, ya se construye la terminal de almacenamiento, que contará inicialmente con entre cinco y seis tanques de 120 metros cúbicos cada uno. Las chapas necesarias para su ensamblaje comenzaron a ingresar al país, lo que permite sostener el ritmo previsto de los trabajos.El diseño logístico de la terminal incluye además dos monoboyas ya adquiridas que posibilitarán la carga de buques del tipo VLLC (Very Large Crude Carrier), lo que representa una novedad operativa para la industria energética nacional. Con esta infraestructura, barcos de gran porte podrán cargar petróleo en el país por primera vez.El consorcio que desarrolla el VMOS está integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina. Estas compañías conforman una alianza de empresas líderes del sector energético con el objetivo de construir y operar el oleoducto.El ducto tendrá una extensiónEl ducto tendrá una extensión de 437 kilómetros y conectará Vaca Muerta con una terminal en Punta Colorada.Por otra parte, los socios del proyecto acordaron con el gobierno de Río Negro el pago de un canon de USD 1.000 millones. Este compromiso se instrumentó como parte del entendimiento para utilizar la traza del ducto y operar la terminal de exportación. El acuerdo se cerró tras conversaciones con el gobernador Alberto Weretilneck.El monto convenido constituye una de las compensaciones más relevantes acordadas con una provincia por un proyecto energético privado, y se pagará a lo largo del período de concesión del oleoducto. Este entendimiento también implica beneficios para el desarrollo regional, al integrarse a un esquema de distribución de recursos en torno a la actividad hidrocarburífera.Además de las inversiones directas, el VMOS impulsa un incremento de la actividad en localidades del Alto Valle y otras zonas del sur neuquino y rionegrino, con impactos en sectores como el transporte, los servicios y el empleo local. Infobae. 

En un avance clave para la producción de hidrocarburos de la Argentina, en el yacimiento La Calera, que Pluspetrol opera con YPF como socio, se amplió la capacidad de procesamiento de gas de la planta en un 20%.Así, se llegó a 14.5 millones de metros cúbicos por día, para satisfacer la demanda en el período invernal. A ello se suman los 4.800 m3 de condensado que también son tratados en esa planta y que impulsan el desarrollo sostenible de la provincia de Neuquén, además de contribuir a la generación de divisas fundamentales para el país.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. En el área ya hay 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. En la construcción de la CPF (Central Processing Facility), participaron más de 1.900 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 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.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 a el CEO de Pluspetrol, Claudio de Diego y el Presidente de YPF, Horacio Marín.También participaron Guillermo Koenig; Ministro de Economía, Producción e Industria de Neuquén, y el Country Manager de Pluspetrol en Argentina, Julián Escuder.Este significativo avance no solo refuerza el compromiso empresarial con el desarrollo energético de la región, sino que también reafirma la colaboración entre Pluspetrol y YPF como un modelo de innovación y sostenibilidad en el sector. Las empresas indicaron que La Calera “se posiciona como un ejemplo de cómo, a través de la inversión y el trabajo conjunto, es posible potenciar los recursos naturales de manera responsable, generando empleo y desarrollo local”. NA.

La importación se debe a que si bien existe GNL por demás en la formación neuquina no están terminadas las obras de infraestructura necesarias para el transporte, especialmente hacia el norte de la provincia de Buenos Aires y Santa Fe.Enarsa realizó dos licitaciones para la compra de cargamentos de GNL importado. La primera licitación se lanzó en marzo y contempló la compra de 6 cargamentos,  precisó un informe que publicó Diario de Río Negro.Por la ola de pico invernal, en mayo de 2024 el gobierno tuvo que comprar de urgencia a Petrobras y se produjo un gap de tiempo que obligó a cortes a industrias.Ante esa situación en 2025 se anticipó la compra de seis cargamentos. Tras el de hoy llegarán otros el 3 en mayo y 2 en junio, precisó un informe que publicó Diario de Río Negro.La semana pasada, la segunda licitación de Enarsa cerró con la importación de ocho cargamentos adicionales. Siete de estos arribarán en junio para atender el pico de demanda invernal. El cargamento restante llegará en julio. Nación estima importar unos 24 cargamentos este año. Sobre los 14 ya licitados, resta el proceso por otros 10 para cubrir las demandas de julio y agosto.El problema de la falta de GNL es la ausencia de obras. Si bien el gasoducto Perito Moreno ya está funcionando al 100%, la segunda etapa de la obra no se hizo. NA.

Los precios internacionales del petróleo se recuperan en los mercados internacionales, lo cual genera alivio entre las compañías que mantienen fuertes inversiones en el megayacimiento no convencional de Vaca Muerta.El precio internacional del petróleo opera con subas, aunque puede ser una mala noticia para los consumidores, ya que el precio en los surtidores podría incrementarse.El barril de crudo Brent de Londres -referencia para la Argentina- registró una ganancia superior al 2% para ubicarse en los US$ 67,85, mientras que el WTI estadounidense mostró un alza de más de 3%, hasta los US$ 64,68.Estos valores son los más altos registrados en los últimos 10 días, tras la entrada en vigencia de los aranceles de Estados Unidos, y las sucesivas idas y vueltas de Donald Trump, y las réplicas de China y la Unión Europea.Ahora, se atraviesa un contexto de precios más altos del petróleo, expectativas de alivio de las tensiones políticas y un mercado de divisas relativamente estable, aunque con incertidumbres sobre la situación geopolítica.La preocupación por una menor oferta global tras nuevas sanciones de EEUU a los importadores chinos de petróleo iraní, impulsan los precios.El presidente Trump busca reducir a cero las exportaciones de energía de Irán, en medio del relanzamiento de las negociaciones sobre su programa nuclear.En tanto, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) recibió planes actualizados de Irak, Kazajistán y otros países para realizar nuevos recortes de la producción de petróleo que compensen el bombeo por encima de las cuotas acordadas, lo que impulsó aún más los futuros del crudo.En la Argentina, el precio guía es el Brent, del Mar del Norte, referencia clave para medir la rentabilidad de los proyectos petroleros no convencionales.En el caso de Vaca Muerta, muchos desarrollos requieren precios de entre 60 o 65 dólares para ser económicamente sostenibles. Por debajo de ese nivel, el margen de ganancia se reduce y algunas operadoras podrían analizar frenar nuevas inversiones.Además, podría complica grandes obras de infraestructura como nuevos gasoductos, oleoductos o ampliaciones.No obstante, el CEO de YPF, Horacio Marín, considera que la formación neuquina puede desarrollarse con un barril a 45 dólares. El último aumento en los surtidores fue del 1,75% promedio en el todo el país y comenzó a regir el primero de abril último.Con esa suba del 1,75%, los precios de YPF en la Ciudad de Buenos Aires quedaron así: $1.378 el litro de nafta súper; $1.702 la nafta premium; $1.398 litro de gasoil súper, y $1.700 litro gasoil premium. NA.

En principio existen más de una decena de contratos de abastecimiento hacia el corazón industrial de San Pablo desde la cuenca neuquina.El transporte del gas se realiza desde Vaca Muerta, pasa por los ductos existente en Bolivia y finalizan en la ciudad brasileña. Este traslado fue posible por la reversión del Gasoducto Norte, que cambió su recorrido que antes era de norte a sur para ser sur-norte.

Esta obra se realizó porque los pozos de gas de Bolivia ya están prácticamente fuera de servicio y de esta forma se vuelven productivos los caños ya instalados.Los contratos firmados habilitan la exportación de unos 18 millones de metros cúbicos por día dentro de la modalidad de contratos interrumpibles. NA. 

El 2024 será recordado como un año bisagra para la industria del petróleo y gas en Argentina. Según el Informe Anual de Producción de Oil & Gas, el país alcanzó niveles históricos en la producción de hidrocarburos, con la mayor extracción de crudo en 23 años y de gas en 21 años. Sin embargo, detrás de estos números, hay un factor determinante: Vaca Muerta, que se consolidó como el motor de crecimiento del sector energético nacional.

Vaca Muerta: epicentro del auge petrolero y gasíferoLos datos son contundentes. Durante 2024, Vaca Muerta aportó el 55% del petróleo y el 50% del gas producido en Argentina, consolidando su liderazgo en la matriz hidrocarburífera del país.Petróleo: la producción de crudo en la formación alcanzó un promedio de 390 mil barriles diarios (Mbbl/d), con un incremento del 27% en comparación con 2023.Gas: con 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), la producción aumentó un 20% interanual, representando la mitad del gas extraído a nivel nacional.La actividad de perforación también registró un fuerte dinamismo, con 300 pozos de petróleo completados (un 27% más que en 2023) y 17.659 etapas de fractura, un incremento del 20% interanual. Además, la longitud promedio de ramas laterales en los pozos aumentó un 5%, alcanzando los 2.824 metros.

Las empresas protagonistas del boom energéticoLas principales compañías que operan en la formación jugaron un rol clave en este crecimiento. En el segmento petrolero, YPF lideró con el 55% de la producción, seguida por Vista (15%) y Shell (8%). En el gas, Tecpetrol e YPF compartieron el liderazgo con un 23% cada una, y el yacimiento Fortín de Piedra se consolidó como el mayor productor de gas no convencional, aportando el 23% del total.La Cuenca Neuquina, que alberga a Vaca Muerta, también rompió récords en 2024, con un crecimiento del 19% en petróleo y 10% en gas. En esta región, el 81% del crudo y el 84% del gas provienen de no convencionales, lo que confirma el cambio de paradigma en la explotación de hidrocarburos en Argentina.

Un país que produce más, pero con desafíos pendientesSi bien el incremento en la producción posiciona a Argentina como un actor clave en la región, el informe también revela algunos desafíos. La caída del 43% en los pozos de gas completados indica un reacomodo de inversiones hacia el petróleo, en un contexto de precios más atractivos. Además, la infraestructura de transporte y la capacidad de almacenamiento siguen siendo cuellos de botella para maximizar el potencial exportador.Las proyecciones indican que Vaca Muerta continuará expandiéndose, con una demanda creciente en el mercado interno y oportunidades en el comercio internacional. Sin embargo, para consolidar este crecimiento, será necesario avanzar en proyectos de infraestructura, como gasoductos y terminales de exportación de Gas Natural Licuado (GNL), así como en políticas de incentivos para la inversión.El 2024 marcó un antes y un después en la industria hidrocarburífera argentina, y todo apunta a que Vaca Muerta seguirá siendo la gran protagonista en los próximos años. Su desarrollo no solo redefine el sector energético, sino que también tiene el potencial de transformar el perfil exportador del país y generar un impacto económico de largo plazo. (Artículo realizado por el Servicio de Noticias de Canal 7 Neuquén).

El primer gráfico compara los recursos técnicamente recuperables en cinco importantes formaciones de hidrocarburos no convencionales: Permian Delaware, Permian Midland, Vaca Muerta, Bakken y Eagle Ford.Vaca Muerta se posiciona como una de las principales reservas de shale oil y gas en el mundo, con una significativa capacidad de recursos técnicamente recuperables, superando a Bakken y Eagle Ford.Aunque las cifras de producción y reservas 2P (probadamente desarrolladas y probables) de Vaca Muerta son menores en comparación con los campos Permian en Estados Unidos, su potencial técnico sigue siendo impresionante.Este dato refuerza el papel estratégico de Vaca Muerta para Argentina, consolidándose como una fuente clave de energía que puede impulsar la economía y aumentar las exportaciones.La formación argentina destaca por su capacidad aún no explotada, lo que abre un abanico de oportunidades para futuras inversiones e incrementos en producción, siempre y cuando se logre mejorar la infraestructura y asegurar la financiación necesaria.El segundo gráfico analiza las inversiones de capital (CAPEX) de las principales compañías petroleras y de gas, destacando el crecimiento sostenido en los últimos años.Gigantes del Medio OrienteSaudi Aramco mantiene su posición como el mayor inversor mundial en el sector, con un presupuesto de capital de 45.000 millones de dólares para 2024. Esta cifra, aunque menor que los 50.000 millones de 2023, refleja un compromiso sostenido con la expansión de capacidades.ExxonMobil y TotalEnergies también muestran incrementos importantes, con cifras que alcanzan los 28 mil millones de dólares y 18 mil millones de dólares, respectivamente.Shell, BP y Chevron mantienen inversiones moderadas pero constantes, mientras que compañías como Petrobras y Eni reflejan un enfoque más conservador, probablemente alineado con estrategias regionales específicas.El gráfico proyecta una leve disminución en las inversiones para 2024 en algunas empresas, aunque se espera que los niveles se mantengan robustos, particularmente en regiones clave como Vaca Muerta, donde se planifican proyectos estratégicos de infraestructura como el oleoducto Vaca Muerta Sur.El crecimiento sostenido de la industria del shale oil y gas dependerá en gran medida de la capacidad de Argentina para atraer inversiones que permitan mejorar la infraestructura de transporte y exportación.Proyectos como Vaca Muerta Sur, con una capacidad inicial de transporte de 550.000 barriles diarios, son esenciales para optimizar la logística y consolidar a la región como un actor relevante en el mercado internacional.Sin embargo, la competencia con gigantes como los campos Permian en Estados Unidos requiere un esfuerzo adicional en términos de seguridad jurídica, estabilidad económica y tecnología aplicada a la extracción.

Infraestructura y políticas energéticas para atraer inversionesLos datos muestran que Vaca Muerta tiene el potencial técnico para convertirse en un pilar del desarrollo energético global, pero su éxito dependerá de la capacidad del país para atraer y gestionar inversiones a largo plazo.En un contexto donde las principales petroleras continúan destinando miles de millones de dólares a proyectos de expansión y desarrollo, Argentina se enfrenta al desafío de consolidar su infraestructura y políticas energéticas para no quedar rezagada frente a la competencia internacional. (Artículo realizado por el Servicio de Noticias de Canal 7 Neuquén).