La discusión sobre el desarrollo de las provincias del interior encontró en Catamarca un caso testigo que desafió la inercia del enfriamiento económico apenas llegó Javier Milei al poder. La llegada masiva de empresas privadas para explotar el litio y a la generación de infraestructura de energías renovables transformó para siempre la fisonomía de la región, posicionándola como el nodo minero más dinámico del NOA. Catamarca de ser una promesa  para convertirse en un flujo de expedientes comerciales y dólares reales que cambiaron los índices de empleo privado, infraestructura de cercanía y conectividad en la Puna.

El impacto se basó en la complementariedad de dos sectores estratégicos: la minería de tercera categoría y el desarrollo de parques fotovoltaicos indispensables para abastecer los yacimientos aislados. Casos ejemplares como Tres Quebradas y Sal de Vida traccionaron el desembarco de capitales de origen asiático, europeo y norteamericano, los cuales vieron en el subsuelo provincial una ventana de oportunidad única para abastecer la demanda global de la transición energética. Esta inyección de liquidez generó un derrame en la economia local de la provincia que lidera el peronista Raúl Jalil, dinamizando rubros que abarcaron desde la construcción civil hasta la metalúrgica y los servicios de alta complejidad tecnológica.

La consecuencia más palpable del proceso inversor se ve en el mercado del trabajo. La provincia lideró de manera consecutiva los rankings de creación de puestos de trabajo genuinos en el Norte Grande, quebrando la tendencia de estancamiento que afectó a otros lugares  del país. El sector de la minería y sus industrias demandaron mano de obra altamente calificada, lo que forzó una articulación sin precedentes entre las empresas transnacionales, el sistema educativo técnico provincial y los sindicatos de la construcción. Win win para el privado y el público, pero sobre todo para las familias catamarqueñas.

El buen vínculo de Jalil con la administración nacional no pasa desapercibido. Javier Milei y el ministro del interior, Diego Santilli, tienen la buena consideración sobre la gestión provincial, que permitió el avance en votaciones claves para el oficialismo en el Congreso. 

El éxito del modelo radicó en el esquema de desarrollo de contratistas locales, que obligó a las operadoras internacionales a adquirir un piso mínimo de insumos y servicios dentro de las fronteras provinciales, transformando a pequeños talleres familiares en pymes competitivas. Esta expansión productiva demandó, en paralelo, una revolución en la matriz de transporte eléctrico. Para viabilizar las operaciones en el Salar de Pipanaco y el Salar del Hombre Muerto, las corporaciones privadas financiaron el tendido de líneas de alta tensión. Esta infraestructura no solo garantizó la continuidad de las mineras, sino que inyectó potencia remanente al sistema interconectado, resolviendo problemas históricos de baja tensión que afectaron durante décadas a las poblaciones del interior profundo.

Las perspectivas de mediano y largo plazo para el territorio se perfilaron con un optimismo que el sector corporativo convalidó en las mesas de negocios. La adhesión temprana de la provincia al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) funcionó como un acelerador de proyectos que se encontraron en etapa de factibilidad avanzada. Los analistas del sector estimaron que la maduración de las plantas de procesamiento que se construyeron le permitirá a Catamarca quintuplicar su capacidad de producción de carbonato de grado batería para finales de la década.

El futuro inmediato proyectó la consolidación de la provincia como un actor geopolítico relevante en el mapa de los recursos críticos mundiales. El distrito dejó atrás la histórica dependencia del empleo público y de las transferencias discrecionales de la coparticipación federal, construyendo un colchón de regalías mineras que se destinaron de forma directa a un fondo fiduciario para obras viales y de saneamiento. La región demostró que el pragmatismo regulatorio, la estabilidad en las reglas de juego y la articulación directa con el mercado internacional pueden transformar a una economía regional postergada en un polo de atracción de guante blanco.

El potencial energético de la formación no convencional ubicada en Neuquén vuelve a posicionarse en el centro de la agenda regional. Un reciente informe técnico elaborado en el marco de la cooperación entre Argentina y Brasil plantea un escenario ambicioso: la capacidad de sostener el suministro de gas natural en el Cono Sur por más de cinco décadas, siempre que se concreten inversiones en infraestructura y acuerdos comerciales de largo plazo.

El documento fue elaborado por un grupo de trabajo conjunto creado tras un entendimiento bilateral firmado a fines de 2024. Durante todo 2025, equipos técnicos de ambos países avanzaron en reuniones periódicas, sumando además la visión de actores privados y representantes de otras naciones de la región. El resultado es un análisis integral que combina aspectos técnicos, regulatorios y comerciales, con el objetivo de delinear un esquema viable de integración energética.

Uno de los puntos centrales del informe es el rol estratégico que podría asumir Argentina como proveedor regional. La disponibilidad de recursos y los costos competitivos de producción configuran una oportunidad única, en un contexto donde varios países buscan diversificar sus fuentes de energía y reducir la dependencia de importaciones más costosas.

Sin embargo, el potencial identificado no está exento de desafíos. El texto subraya que para habilitar exportaciones en gran escala será indispensable ampliar la red de transporte existente. Entre las obras más relevantes aparece la construcción de un nuevo gasoducto que conecte la cuenca neuquina con el centro del país, específicamente hacia la localidad cordobesa de La Carlota. A esto se suman otras expansiones necesarias en los sistemas actuales, que permitirían aumentar la capacidad y garantizar envíos sostenidos.

El informe advierte que estas obras requieren tiempos concretos de ejecución. Una vez asegurados los contratos, el desarrollo de la infraestructura demandaría al menos dos años, considerando las etapas de planificación, financiamiento y construcción. En ese sentido, la previsibilidad contractual aparece como un factor clave para atraer inversiones.

El financiamiento, justamente, es otro de los ejes críticos. El documento plantea que los proyectos solo serán viables si existen compromisos firmes entre productores y compradores. Se necesitan acuerdos de suministro y transporte por períodos de diez años o más, lo que permitiría garantizar retornos y reducir riesgos para los inversores involucrados.

En el plano regulatorio, el análisis también detalla el esquema vigente en Argentina para la exportación de gas. Actualmente, los precios mínimos están determinados por el Plan Gas.AR, que establece un criterio basado en el mayor valor entre el mercado interno y una referencia vinculada al petróleo Brent. Este mecanismo seguirá en vigencia hasta finales de 2028, brindando un marco de previsibilidad en el corto y mediano plazo.

A partir de 2026, se prevé un cambio relevante: el precio mínimo de exportación se alineará con el del mercado interno, dejando de lado la referencia al crudo. Más adelante, desde 2029, las condiciones serán completamente libres, permitiendo negociaciones directas entre productores y compradores sin restricciones predefinidas.

El informe también evalúa distintas alternativas para canalizar el gas hacia los mercados vecinos. Se contemplan rutas a través de Bolivia, Paraguay y Uruguay, además de opciones de conexión directa entre Argentina y Brasil. Cada una de estas variantes presenta diferentes niveles de complejidad, inversión requerida y coordinación regulatoria, lo que obliga a un análisis detallado antes de definir los proyectos prioritarios.

En conjunto, el documento ofrece una hoja de ruta para avanzar hacia una mayor integración energética regional. La combinación de recursos abundantes, demanda sostenida y cooperación entre países configura una oportunidad histórica, aunque condicionada por la capacidad de concretar obras y acuerdos en los plazos necesarios.

En un contexto de expansión sostenida del sector energético argentino, una operación reciente marcó un punto de inflexión en la logística de exportación de hidrocarburos. En la terminal marítima de Puerto Rosales se concretó una maniobra inédita: dos buques de gran porte realizaron tareas de carga de manera simultánea, reflejando tanto el crecimiento productivo como la necesidad de optimizar la infraestructura disponible.

La escena no fue menor. Mientras uno de los buques completaba su operación en una de las posiciones de amarre, el otro hacía lo propio en paralelo, lo que permitió reducir tiempos y mejorar la eficiencia general del sistema. Este tipo de sincronización operativa evidencia un salto cualitativo en la capacidad logística, en línea con la evolución que viene mostrando la producción de petróleo no convencional en el país.

Las embarcaciones involucradas fueron el TP Promise y el Monique Glory, que trabajaron en simultáneo en las posiciones OTA 1 y OTA 2 de la terminal. El primero, de bandera noruega, cargó alrededor de 100.000 toneladas de crudo, mientras que el segundo, registrado en Bahamas, alcanzó una cifra cercana a las 90.000 toneladas. En conjunto, ambas operaciones consolidan un volumen significativo que reafirma la escala que está alcanzando la actividad exportadora.

El destino de estos cargamentos no es casual. Estados Unidos continúa siendo el principal receptor del petróleo no convencional argentino. De hecho, aproximadamente tres cuartas partes de los envíos que parten desde esta terminal tienen como destino ese mercado. Esta tendencia sostenida demuestra la inserción creciente del crudo local en circuitos internacionales altamente competitivos.

Actualmente, Puerto Rosales canaliza cerca de 380.000 toneladas de petróleo tipo Medanito, equivalentes a unos 3 millones de barriles. Este tipo de crudo, proveniente de la Cuenca Neuquina, se caracteriza por su baja viscosidad y alta calidad, condiciones que lo hacen especialmente atractivo en el mercado global. La consistencia en la calidad del producto se ha convertido en un factor clave para sostener la demanda externa.

El impacto de poder operar dos buques al mismo tiempo va más allá de una simple mejora técnica. Implica una reducción considerable en los tiempos de espera, una mayor rotación de embarcaciones y, en definitiva, un incremento en la capacidad exportadora. Este avance resulta fundamental en un escenario donde la producción crece a ritmo acelerado y exige respuestas logísticas acordes.

En paralelo a estas mejoras operativas, la empresa encargada de la terminal avanza con un proyecto de ampliación que busca reforzar aún más la infraestructura existente. Se trata de la iniciativa conocida como Rosa Negra, que contempla la construcción de una tercera posición de amarre. La incorporación de este nuevo punto permitirá aumentar significativamente la capacidad del puerto, sumándose a las dos fases que ya están en funcionamiento.

El objetivo de esta expansión es claro: acompañar el crecimiento del flujo exportador y evitar cuellos de botella que puedan limitar el desarrollo del sector. La inversión en infraestructura aparece así como un elemento indispensable para sostener el ritmo de crecimiento actual.

En definitiva, la operación simultánea de estos dos buques no solo representa un hecho puntual, sino también un indicador del momento que atraviesa la industria energética argentina. La combinación de mayor producción, demanda internacional sostenida y mejoras logísticas configura un escenario de oportunidades, donde cada avance en infraestructura se traduce en mayor competitividad y proyección global.

El comportamiento del mercado de combustibles durante marzo volvió a mostrar un escenario desafiante en términos de consumo total. Dentro de ese contexto, emergió un dato que aporta optimismo para el sector: los productos de mayor calidad continúan expandiéndose y consolidan una tendencia que ya se venía observando desde el año anterior.

De acuerdo con el “Informe Venta al Público de Combustibles”, durante marzo se comercializaron 1.394.360 metros cúbicos entre naftas y gasoil, lo que implicó una disminución frente a los 1.420.425 metros cúbicos registrados en el mismo mes del año previo. 

No obstante, el análisis detallado por segmentos permite observar una dinámica distinta. La nafta de mayor octanaje registró un incremento del 2,69% interanual, alcanzando los 215.371 metros cúbicos vendidos, mientras que el gasoil de máxima calidad creció aún más, con una suba del 6,43%, llegando a 245.227 metros cúbicos. Estos datos confirman que el segmento premium se posiciona como el más dinámico dentro del mercado minorista.

En contraste, los combustibles tradicionales continúan mostrando una tendencia descendente. La nafta súper, que concentra la mayor parte del consumo, cayó un 4,10%, mientras que el gasoil de menor calidad retrocedió un 5,82%. Esta diferencia marca un cambio progresivo en los hábitos de consumo, donde una porción de los usuarios opta por alternativas de mayor rendimiento.

Desde la perspectiva del sector, este fenómeno no responde a un hecho aislado, sino que forma parte de una transformación más amplia. Los consumidores que eligen combustibles premium lo hacen, en gran medida, por los beneficios asociados al cuidado del motor, la eficiencia y el rendimiento, aspectos que comienzan a pesar más en la decisión de compra.

El informe también pone el foco en el desempeño de las principales compañías. YPF se mantuvo como líder del mercado, con un volumen de 771.812 metros cúbicos comercializados durante marzo. Le siguieron Shell, con 319.487 m³, y Axion Energy, con 172.210 m³. Entre estas firmas, la empresa estatal fue la única que logró un crecimiento interanual, con una leve suba del 1,03%, en un contexto donde el resto mostró caídas.

En términos geográficos, el comportamiento del consumo fue dispar entre provincias, aunque la expansión del segmento de mayor calidad se repitió en gran parte del territorio, lo que refuerza la idea de que esta tendencia podría mantenerse en los próximos meses.

En definitiva, el avance de los combustibles premium introduce un elemento clave para el sector energético. Esta evolución no solo compensa parcialmente la caída general, sino que también anticipa una posible reconfiguración estructural del mercado, donde los productos de mayor valor agregado ganan protagonismo.

La consolidación de este segmento aparece como uno de los indicadores más alentadores, ofreciendo una señal de cambio en la forma en que los usuarios consumen combustibles en el país.

El crecimiento de Vaca Muerta, uno de los principales motores productivos del país, avanza con fuerza, pero no sin tensiones. En paralelo a su expansión, emerge una dificultad que comienza a condicionar su desarrollo: la imposibilidad de cubrir, con la rapidez necesaria, los perfiles técnicos y especializados que demanda la actividad.

Este escenario, lejos de ser coyuntural, revela un problema estructural. La industria energética necesita cada vez más trabajadores capacitados, pero el sistema de formación no logra acompañar ese ritmo, generando una brecha que se profundiza con el paso del tiempo. La situación no responde a una única causa, sino a una combinación de factores que interactúan entre sí.

Uno de los puntos centrales es el desajuste entre formación y experiencia. Existen profesionales disponibles, pero no siempre cuentan con el recorrido práctico necesario para desempeñarse en operaciones complejas, especialmente en campo. A esto se suma un mercado laboral altamente competitivo, donde las empresas disputan los mismos perfiles, generando una dinámica de alta rotación.

Dentro de este contexto, algunos puestos se vuelven particularmente críticos. Supervisores, ingenieros y técnicos con experiencia directa en operaciones aparecen como los más difíciles de cubrir, no solo por su escasez, sino por el tiempo que implica formarlos adecuadamente. La actividad crece a una velocidad que el sistema educativo tradicional no logra replicar.

La problemática no se limita únicamente a los conocimientos técnicos. Las llamadas habilidades blandas —como liderazgo, comunicación y trabajo en equipo— adquieren un valor creciente, especialmente en entornos donde la coordinación y la toma de decisiones son fundamentales. Este cambio de paradigma obliga a las empresas a revisar sus criterios de selección y desarrollo de personal.

Frente a este panorama, las estrategias empresariales también están mutando. El salario ya no es el único factor determinante a la hora de atraer talento. Beneficios adicionales, esquemas laborales flexibles y condiciones que mejoren la calidad de vida se vuelven elementos clave en la propuesta. Pero incluso eso resulta insuficiente si no se construye algo más profundo: sentido de pertenencia.

En este punto aparece un concepto que gana terreno en la industria: el “encantamiento” del trabajador. Las compañías buscan generar vínculos más sólidos, mostrando proyectos a largo plazo, cultura organizacional y oportunidades de desarrollo, con el objetivo de retener talento en un entorno altamente volátil.

Sin embargo, el desafío más profundo sigue siendo formativo. Reducir la distancia entre lo que se enseña y lo que realmente se necesita en el campo se vuelve una prioridad estratégica. En este sentido, comienzan a tomar fuerza modelos educativos más ágiles, con programas cortos, enfoque práctico y sistemas de formación dual que permitan adquirir experiencia mientras se aprende.

El rol del sector público y de las instituciones educativas resulta decisivo. La articulación con el sector privado y la implementación de políticas sostenidas son claves para acompañar el crecimiento de la industria, evitando que la falta de recursos humanos se transforme en un límite estructural.

En Neuquén, epicentro de esta actividad, la situación es particularmente visible. La demanda de talento es constante y muchas veces urgente, mientras que la oferta local no siempre logra responder, ya sea por volumen o por falta de experiencia específica. Esto obliga a las empresas a buscar trabajadores en otras provincias, especialmente para roles críticos.

Lejos de interpretarse como una debilidad definitiva, este contexto también abre una oportunidad. El desarrollo de talento local aparece como una de las grandes apuestas a futuro, con el potencial de consolidar un ecosistema productivo más sólido y sustentable.

En definitiva, lo que ocurre en Vaca Muerta trasciende la simple cobertura de vacantes. Se trata de un cambio profundo en la forma de gestionar el capital humano, donde el foco ya no está solo en responder a necesidades inmediatas, sino en anticiparse, formar y retener talento.

El verdadero desafío, entonces, no es únicamente sostener el crecimiento actual, sino construir una base humana capaz de acompañarlo en el tiempo. Porque en el corazón de la energía, hoy más que nunca, el recurso más escaso no está bajo tierra, sino en las personas.

La posibilidad de que la producción mundial de petróleo retome niveles cercanos a los previos al conflicto en Medio Oriente abre un escenario de expectativas moderadas. Sin embargo, detrás de los primeros signos de alivio, persisten interrogantes clave sobre la velocidad y la estabilidad de esa recuperación, especialmente en una región que concentra una porción determinante del suministro global.

En el centro de la escena se encuentra el estrecho de Ormuz, una vía estratégica por donde transita cerca de una quinta parte del petróleo del mundo. Las tensiones en este paso marítimo han sido determinantes para explicar la abrupta caída en la producción del Golfo Pérsico, afectada tanto por restricciones operativas como por decisiones preventivas de los productores.

Los primeros análisis, en el marco de una posible distensión diplomática, sugieren que gran parte de la producción podría restablecerse en los próximos meses. No obstante, la normalización completa dependerá de factores que exceden lo estrictamente político, incluyendo el estado de la infraestructura energética y la capacidad logística para retomar las exportaciones.

Según estimaciones de Goldman Sachs, durante abril la producción del Golfo —que ronda los 14,5 millones de barriles diarios— se vio significativamente afectada, alcanzando apenas el 57% de los niveles previos al conflicto. Esta contracción no respondió principalmente a daños estructurales en los yacimientos, sino a cierres preventivos y estrategias de manejo de inventarios ante la incertidumbre regional.

En este contexto, una reapertura sostenida y segura del estrecho podría permitir una recuperación relativamente ágil. Esto sería posible, en gran medida, gracias a la capacidad ociosa de grandes productores como Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos, que cuentan con margen para incrementar su producción en el corto plazo. Sin embargo, esa ventaja estructural no elimina los desafíos logísticos que hoy condicionan al mercado.

Uno de los principales cuellos de botella es la disponibilidad de transporte. La flota de buques cisterna vacíos en la región se redujo de manera considerable, con una caída estimada en torno a los 130 millones de barriles de capacidad, lo que representa cerca del 50%. Esta limitación implica que, incluso si la producción se recupera rápidamente, el traslado del crudo hacia los mercados internacionales podría enfrentar demoras significativas.

A esto se suma otro factor técnico menos visible pero igual de relevante: el comportamiento de los pozos tras períodos prolongados de inactividad. En especial en aquellos yacimientos de baja presión, los cierres extendidos pueden afectar los caudales y exigir intervenciones adicionales para restablecer el flujo normal, lo que introduce una variable adicional en los tiempos de recuperación.

El análisis también advierte que cuanto más se prolongue la interrupción, más complejo será revertir sus efectos. La inactividad sostenida no solo impacta en la producción inmediata, sino que puede generar consecuencias duraderas sobre la capacidad de extracción, especialmente en campos más sensibles.

En cuanto a las diferencias entre países, el panorama no es homogéneo. Irán e Irak aparecen como los más expuestos a una recuperación más lenta, debido a limitaciones estructurales, problemas en la infraestructura y, en el caso iraní, el peso de las sanciones internacionales. En contraste, Arabia Saudita se posiciona como el actor con mayor capacidad de respuesta, lo que le permitiría acelerar el retorno a niveles productivos más altos.

Las proyecciones generales indican que los países del Golfo podrían recuperar cerca del 70% de la producción perdida en un plazo de tres meses, y alrededor del 88% en seis meses. Sin embargo, estos cálculos parten de un escenario sin nuevas interrupciones, lo que deja abierta la posibilidad de desvíos en caso de que resurjan tensiones o se registren nuevos incidentes en la región.

En definitiva, el proceso de recuperación del petróleo global se perfila como un camino posible, pero lejos de ser lineal. Las variables geopolíticas, técnicas y logísticas se entrelazan en un escenario donde cada avance convive con nuevos focos de incertidumbre, recordando que en el mercado energético mundial, la estabilidad nunca está completamente garantizada.

En un contexto donde la producción energética ocupa un lugar central en la economía regional, la provincia de Neuquén da un paso clave hacia un mayor control ambiental. Este jueves por la mañana se presenta formalmente un procedimiento destinado a sistematizar la información sobre emisiones generadas por la actividad hidrocarburífera, una iniciativa que busca ordenar un aspecto hasta ahora fragmentado.

El encuentro tendrá lugar en el Salón Limay del Banco Provincia del Neuquén, en la ciudad capital, y se desarrollará en una franja horaria acotada entre las 9 y las 10:30. La convocatoria está dirigida a quienes se inscribieron previamente, en lo que se espera sea una jornada técnica centrada en los detalles operativos de la nueva normativa.

El eje de la presentación será la Resolución 258/2025, una disposición que introduce un esquema uniforme para la recolección y reporte de datos vinculados a los gases de efecto invernadero generados durante las fases de exploración y extracción de petróleo y gas. La medida apunta a establecer criterios comunes que permitan comparar, analizar y gestionar la información de manera más eficiente.

Hasta ahora, uno de los principales desafíos residía en la falta de homogeneidad en los datos. Las compañías que operan en la Cuenca Neuquina no estaban obligadas a reportar sus emisiones bajo parámetros estandarizados, lo que dificultaba la construcción de diagnósticos precisos y la toma de decisiones en materia ambiental. Esta nueva herramienta busca revertir esa situación.

El programa, aprobado durante 2025, introduce la obligación de reportar periódicamente emisiones de dióxido de carbono, metano y óxido nitroso, tres de los principales gases responsables del calentamiento global. La incorporación de este sistema permitirá generar una base de datos más robusta, clave para la elaboración de inventarios provinciales actualizados.

Desde el gobierno neuquino consideran que esta iniciativa tiene un carácter estratégico. No solo fortalece la capacidad de control estatal, sino que también contribuye a acompañar políticas de mitigación, en línea con compromisos ambientales más amplios. En este sentido, el ordenamiento de la información aparece como un paso previo indispensable para cualquier acción concreta.

El procedimiento está enfocado en el segmento upstream de la industria, es decir, en las etapas iniciales del proceso productivo. Esto incluye tanto la exploración como la producción, momentos en los que se generan emisiones que, hasta ahora, no contaban con un seguimiento sistemático bajo estándares unificados.

Otro aspecto relevante es que el nuevo esquema no se limita a la recolección de datos, sino que busca integrarlos en una estructura que permita su análisis continuo. La posibilidad de contar con información comparable en el tiempo abre la puerta a evaluaciones más precisas sobre el impacto ambiental de la actividad energética, especialmente en una zona de alta intensidad productiva.

En paralelo, la medida también tiene implicancias para las empresas del sector. Las operadoras deberán adecuar sus sistemas internos para cumplir con los requerimientos de reporte, lo que implica una mayor exigencia en términos de gestión y transparencia. Este cambio, sin embargo, se inscribe en una tendencia global hacia una mayor rendición de cuentas en materia ambiental.

La implementación de este procedimiento se vincula directamente con el crecimiento de Vaca Muerta, uno de los desarrollos energéticos más importantes del país. A medida que aumenta la producción, también crece la necesidad de contar con herramientas que permitan monitorear sus efectos, especialmente en relación con el ambiente.

De este modo, Neuquén avanza en la construcción de un esquema más ordenado y previsible. La estandarización de los reportes no solo mejora la calidad de la información disponible, sino que también sienta las bases para una gestión más eficiente y sustentable del recurso energético, en un escenario donde la producción y el cuidado ambiental deben convivir de manera cada vez más estrecha.

YPF y la provincia de Río Negro avanzan en el fortalecimiento del entramado productivo local con una serie de capacitaciones destinadas a proveedores actuales y potenciales, en un contexto de crecimiento energético que promete transformar la región.

En este marco, YPF, junto con la Secretaría de Energía y Ambiente provincial, llevó adelante jornadas de formación en las localidades de Sierra Grande y San Antonio Oeste. La iniciativa se inscribe dentro de la Academia de Proveedores de YPF, un programa que busca mejorar las capacidades de las empresas que integran o aspiran a integrarse a la cadena de valor del sector energético.

Las capacitaciones, bajo el título “Finanzas Inteligentes y Asociatividad para impulsar el crecimiento empresarial”, estuvieron a cargo de profesionales del IRAM, y contaron con la participación de más de 40 empresarios y comerciantes de ambas localidades. Durante los encuentros, se brindaron herramientas prácticas orientadas a optimizar la gestión financiera y fortalecer la organización interna de las empresas.

El objetivo central de estas jornadas fue mejorar la competitividad de los proveedores locales, promoviendo una mayor eficiencia en sus procesos y fomentando el trabajo colaborativo entre empresas de la región. Este enfoque resulta clave en un contexto donde la articulación entre actores económicos puede marcar la diferencia en términos de crecimiento y sostenibilidad.

Además, las capacitaciones estuvieron dirigidas tanto a proveedores que ya trabajan con la industria como a aquellos interesados en incorporarse a ella. La propuesta apunta a preparar a las empresas frente a nuevas oportunidades, especialmente en un escenario donde la demanda de servicios y bienes especializados continuará en aumento.

Este proceso cobra especial relevancia de cara a los grandes proyectos de infraestructura que se desarrollarán en la región. Sierra Grande y San Antonio Oeste tendrán un rol estratégico en iniciativas como VMOS (Vaca Muerta Oil Sur) y Argentina LNG, dos desarrollos que requieren una red amplia y profesionalizada de proveedores locales.

En este sentido, la formación y profesionalización del entramado productivo se vuelve una condición indispensable para acompañar el avance de estos proyectos. La necesidad de cumplir con altos estándares de calidad, seguridad y gestión implica un desafío, pero también una oportunidad para las empresas regionales.

Desde esta perspectiva, la Academia de Proveedores de YPF funciona como un espacio clave de formación e intercambio. La iniciativa busca alinear a las empresas con los estándares técnicos, operativos y de sostenibilidad del sector, promoviendo la mejora continua y la adopción de buenas prácticas.

Asimismo, el programa apunta a consolidar vínculos de largo plazo entre la compañía y sus proveedores. La construcción de relaciones basadas en la confianza y la eficiencia operativa aparece como un eje central para garantizar el desarrollo sostenido de la actividad energética.

En un escenario donde la energía se posiciona como uno de los motores del crecimiento económico, este tipo de iniciativas no solo fortalecen a las empresas, sino que también potencian el impacto positivo en las economías regionales. Río Negro, en este contexto, se proyecta como un territorio clave en la nueva etapa de expansión del sector.

El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) continúa consolidándose como una de las iniciativas energéticas más importantes de la Argentina, registrando nuevos avances constructivos en la Terminal Punta Colorada y en la Estación Cabecera Allen. Estas obras representan un paso fundamental para fortalecer la infraestructura necesaria para la exportación de crudo y posicionar al país como un actor relevante en el mercado energético global.

En la Terminal Punta Colorada, ubicada en la provincia de Río Negro, se alcanzó un hito significativo con la finalización del montaje del techo del primer tanque de almacenamiento, identificado como TK404. Esta estructura es una de las piezas centrales del proyecto y forma parte de un sistema diseñado para garantizar operaciones seguras y eficientes en un entorno costero.

Cada uno de los tanques previstos contará con una capacidad de almacenamiento de 120.000 metros cúbicos, además de dimensiones imponentes: 82 metros de diámetro y 35 metros de altura. Estas características reflejan la magnitud del emprendimiento y su importancia estratégica dentro del esquema logístico del VMOS.

La construcción de estas instalaciones también se destaca por su complejidad técnica. Cada tanque requiere aproximadamente 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura, evidenciando el nivel de ingeniería involucrado. En particular, el techo del tanque TK404, fabricado íntegramente en aluminio y con un peso de 57 toneladas, demandó una operación de montaje de alta precisión, que incluyó la utilización de cerca de 30.000 bulones y la participación de 60 trabajadores, de los cuales 35 contaban con capacitación específica para esta maniobra.

De manera simultánea, en la Estación Cabecera Allen, también en Río Negro, se concretó la instalación del domo geodésico de aluminio del tanque TK AG 007, una solución de ingeniería orientada a maximizar la durabilidad de los activos, reducir el impacto ambiental y optimizar los estándares operativos. Este domo fue diseñado y construido bajo la Norma API 650 – Apéndice G por la empresa Tecnagent, mientras que el montaje estuvo a cargo de AESA y la supervisión fue realizada por YPF, en un claro ejemplo de articulación entre distintas compañías del sector energético.

La complejidad de esta operación quedó reflejada en la maniobra de izaje, que requirió el uso de una grúa de 600 toneladas, la implementación de 32 puntos de soporte y la coordinación de más de 75 especialistas, garantizando así la precisión y seguridad necesarias para una instalación de estas características.

Con estos avances, VMOS se consolida como una infraestructura estratégica para el desarrollo energético argentino, combinando innovación tecnológica, eficiencia operativa y una escala acorde a las demandas del mercado internacional. El proyecto no solo permitirá incrementar la capacidad de transporte y almacenamiento de petróleo, sino que también contribuirá a fortalecer la competitividad del país como proveedor confiable de energía a nivel global.

En un contexto internacional donde la seguridad energética adquiere creciente relevancia, el desarrollo del VMOS representa una oportunidad clave para potenciar las exportaciones argentinas, generar empleo especializado y dinamizar las economías regionales. De esta manera, el avance simultáneo de las obras en Punta Colorada y Allen reafirma el compromiso del sector con el crecimiento sostenido de Vaca Muerta, uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más importantes del mundo.

La producción hidrocarburífera en Neuquén volvió a mostrar en febrero que el auge energético argentino no es un fenómeno pasajero, sino una tendencia que se consolida con fuerza. Luego del récord histórico alcanzado en enero, el segundo mes de 2026 presentó una leve corrección en los niveles de extracción, aunque manteniendo cifras que continúan ubicando a la provincia como el principal motor energético del país.

En términos concretos, la producción de petróleo se ubicó en 603.793 barriles diarios, lo que representa una disminución marginal del 1,13% respecto al mes anterior. Este ajuste no implica un retroceso estructural, sino una oscilación propia de un sistema productivo en expansión, donde factores operativos en áreas específicas pueden generar variaciones temporales. Entre los bloques que registraron caídas se encuentran Loma Campana, La Amarga Chica y Rincón de Aranda, entre otros.

Sin embargo, al observar el comportamiento en perspectiva anual, el panorama es claramente positivo. La producción de febrero de 2026 creció más de un 30% en comparación con el mismo mes del año anterior, mientras que el acumulado del primer bimestre refleja un incremento superior al 31%. Estos números permiten entender que el récord de enero no fue un hecho aislado, sino parte de una curva ascendente sostenida.

El gas natural, por su parte, mostró una dinámica distinta. En febrero se alcanzaron 97,79 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento del 7,14% respecto a enero. Este repunte mensual indica una reactivación en áreas clave que habían mostrado cierta desaceleración, como Sierra Chata, Aguada Pichana y Loma La Lata. Aun así, el balance del primer bimestre presenta una leve caída interanual del 0,55%, lo que evidencia un escenario de estabilidad tras meses de fuerte expansión.

El dato más relevante del informe es la consolidación definitiva del no convencional como columna vertebral de la producción. En febrero, el 96,92% del petróleo y el 90,01% del gas provinieron de desarrollos no convencionales, lo que confirma el rol central de Vaca Muerta en la matriz energética argentina. Dentro de este segmento, el shale gas aportó más del 80% del total, mientras que el tight gas mantuvo una participación cercana al 10%.

Este predominio no solo redefine la estructura productiva de Neuquén, sino que también permite compensar la declinación natural de los yacimientos convencionales. El avance tecnológico, la inversión sostenida y la eficiencia operativa han transformado al shale en el principal sostén del crecimiento energético nacional.

Más allá de las cifras mensuales, el balance general muestra una provincia que ha logrado posicionarse como el epicentro de la actividad hidrocarburífera. Neuquén no solo lidera en producción, sino que también se proyecta como un actor clave en el mercado exportador. En este sentido, proyectos de infraestructura como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) aparecen como piezas estratégicas para ampliar la capacidad de evacuación y consolidar el perfil exportador del sector.

El comportamiento de febrero refuerza la idea de que el desarrollo energético argentino atraviesa una etapa de maduración, donde los picos históricos comienzan a transformarse en pisos productivos cada vez más altos. La leve caída mensual en petróleo y el crecimiento del gas no alteran el cuadro general: el no convencional domina la escena y marca el rumbo del sector.

En definitiva, el desempeño de Neuquén en el inicio de 2026 confirma que el impulso de Vaca Muerta no se detiene. La combinación de crecimiento interanual, estabilidad productiva y expansión del shale configura un escenario sólido, con impacto directo en la economía provincial y nacional, y con perspectivas de continuar profundizándose en los próximos años.

El mercado energético mundial volvió a sacudirse con fuerza en las últimas horas. La cotización internacional del crudo registró un salto significativo, impulsada por una combinación de factores geopolíticos que reavivaron los temores sobre la estabilidad del suministro global. En este contexto, el barril de referencia Brent —clave para Argentina y gran parte del mundo— avanzó con rapidez y llegó a niveles que rozan los 110 dólares.

El incremento no fue menor: en una sola jornada el Brent subió alrededor de un 5%, acumulando varios dólares de aumento en cuestión de horas. Aunque los analistas proyectan que el cierre podría estabilizarse en torno a los 105 dólares, durante el día se registraron picos que superaron los 109, reflejando la fuerte volatilidad que domina actualmente al mercado.

Detrás de esta escalada se encuentra una nueva fase de intensificación en Medio Oriente. El reciente ataque aéreo sobre instalaciones energéticas en territorio iraní volvió a encender las alarmas, especialmente porque se trata de infraestructuras clave para la producción de gas y petróleo. Lejos de calmar a los mercados, estos episodios incrementaron la percepción de riesgo sobre la continuidad de la oferta energética.

El impacto de estos hechos se potencia por un contexto que ya venía tensionado desde fines de febrero. El estrecho de Ormuz, uno de los principales corredores energéticos del mundo, se mantiene como un punto crítico, con restricciones de tránsito y episodios de violencia que afectan directamente al transporte de crudo. La negativa de varios países a enviar buques por esa vía estratégica, sumada a ataques recientes contra embarcaciones comerciales, profundizó la incertidumbre.

En este escenario, la posibilidad de una escalada aún mayor genera especial preocupación. Los inversores temen que nuevas ofensivas puedan dirigirse contra terminales petroleras, lo que implicaría un golpe directo a la capacidad exportadora de la región. Este factor, más que los ataques en sí mismos, es el que está impulsando el alza de los precios.

A nivel técnico, el mercado ya venía mostrando señales de sobrecalentamiento. Desde finales de febrero, la combinación de conflictos militares y restricciones logísticas había reducido la oferta disponible, lo que preparó el terreno para un nuevo salto ante cualquier evento disruptivo. La ofensiva reciente actuó, en ese sentido, como un detonante.

Las consecuencias de esta situación podrían ser profundas. Según especialistas del sector energético, el conflicto actual podría convertirse en la mayor crisis de suministro de la historia moderna, con un impacto que supera incluso a episodios anteriores. La magnitud del problema radica en la posible salida del mercado de enormes volúmenes de producción.

En términos concretos, se estima que hasta 20 millones de barriles diarios de petróleo podrían quedar fuera del circuito global, junto con una proporción significativa del gas natural licuado. Este escenario plantea un desafío sin precedentes para las economías dependientes de la energía importada y amenaza con trasladarse rápidamente a los precios internos.

La incertidumbre, sin embargo, sigue siendo el factor dominante. El rumbo del mercado dependerá en gran medida de la duración y la intensidad de los enfrentamientos, así como de la capacidad de las potencias involucradas para evitar una escalada mayor. Por ahora, lo único claro es que la volatilidad llegó para quedarse.

Mientras tanto, los mercados permanecen en estado de alerta. Cada nuevo episodio en la región tiene un efecto inmediato en los precios, en un contexto donde la energía vuelve a ocupar el centro de la escena global. La pregunta que sobrevuela es cuánto más puede subir el barril antes de que el impacto económico se vuelva insostenible.

La actividad en uno de los yacimientos más emblemáticos del desarrollo hidrocarburífero argentino fue escenario de una visita de alto nivel. Directivos de dos de las compañías más influyentes del sector energético recorrieron las instalaciones de Loma Campana, uno de los núcleos productivos más importantes de la formación Vaca Muerta, para observar de cerca los avances tecnológicos y operativos alcanzados en los últimos años.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recibió al director ejecutivo global de SLB, Olivier Le Peuch, en una jornada de trabajo dedicada a revisar los resultados obtenidos en el campo neuquino y a fortalecer la cooperación tecnológica entre ambas empresas.

La comitiva incluyó además a la presidenta para las Américas de SLB, Carmen Rando Bejar, y al director general para Argentina, Bolivia y Chile, Patricio Whitney. Durante la recorrida se visitaron equipos de perforación y un set de fractura hidráulica, donde los responsables de las operaciones explicaron los cambios implementados para mejorar la productividad.

Uno de los aspectos centrales de la visita fue la presentación de indicadores que reflejan la transformación productiva que ha experimentado la actividad en los últimos años. La compañía energética argentina logró reducir costos y acelerar procesos operativos hasta niveles que hoy le permiten competir con desarrollos no convencionales de Estados Unidos, referencia global en este tipo de explotación.

Actualmente, la producción propia de la empresa en la formación supera los 200.000 barriles diarios, un volumen que refleja la consolidación de Vaca Muerta como uno de los polos energéticos más relevantes del continente.

Los números financieros también muestran una mejora significativa. El denominado “lifting cost”, es decir, el costo de extracción por barril, se ubica alrededor de los 4,2 dólares, un valor considerado altamente competitivo dentro de la industria. Por su parte, el precio de equilibrio para alcanzar rentabilidad ronda los 40 dólares por barril, una referencia clave para evaluar la viabilidad de los proyectos.

A estos indicadores económicos se suman avances en eficiencia operativa. Entre enero de 2023 y enero de 2026, la velocidad de perforación aumentó un 66%, mientras que la velocidad de fractura creció un 61%, cifras que reflejan la incorporación de nuevas tecnologías y mejoras en los procesos de trabajo.

Durante la recorrida, Marín destacó el camino recorrido por la compañía en el desarrollo del shale argentino. Según expresó, los resultados obtenidos colocan a la industria local en una posición de fuerte competitividad internacional, algo que hace pocos años parecía un objetivo lejano.

Le Peuch, por su parte, subrayó el potencial de la cuenca neuquina dentro del mapa energético global. El ejecutivo sostuvo que el desarrollo de recursos no convencionales en la región representa una de las oportunidades más significativas del sector energético mundial, especialmente en un contexto donde la demanda de energía continúa creciendo.

La agenda de la visita incluyó también un anuncio relacionado con la formación de trabajadores especializados para la industria. La empresa de servicios petroleros firmó su adhesión al Instituto Vaca Muerta, una iniciativa que busca preparar a nuevos técnicos y operarios para el creciente ecosistema energético de la región.

El proyecto educativo surge de una articulación entre el gobierno provincial, el municipio de Neuquén y varias compañías vinculadas a la actividad hidrocarburífera. El objetivo es crear un espacio de capacitación orientado a la práctica real en los yacimientos, con énfasis en seguridad industrial, operación de equipos y excelencia técnica.

La apertura oficial del centro está prevista para el 16 de marzo y tendrá sede en el Polo Tecnológico de la ciudad de Neuquén. Allí se dictarán programas formativos destinados a cubrir la creciente demanda de mano de obra especializada que genera el desarrollo de Vaca Muerta.

La adhesión de nuevas empresas al proyecto es interpretada como una señal del dinamismo que atraviesa el sector energético argentino. La combinación de inversión, innovación tecnológica y formación de recursos humanos aparece hoy como uno de los pilares del crecimiento del principal reservorio no convencional del país.

En ese marco, la visita a Loma Campana no fue solamente un gesto institucional. También funcionó como una demostración concreta de los avances alcanzados por la industria energética argentina, que busca consolidarse como un actor relevante en el mercado global de hidrocarburos no convencionales.

La provincia de Río Negro abrió un nuevo capítulo en su estrategia productiva tras la aprobación legislativa del acuerdo con YPF para impulsar el proyecto “Argentina GNL”. La decisión marca el inicio formal de una etapa que apunta a colocar al territorio patagónico como una pieza decisiva en el negocio global del gas natural licuado, con un desarrollo portuario de gran magnitud sobre el Atlántico.

La ley sancionada habilita el marco jurídico para avanzar en la construcción de infraestructura destinada a la exportación de GNL, un segmento que en los últimos años se consolidó como uno de los más dinámicos del mercado energético internacional. El objetivo declarado es ambicioso: convertir a la provincia en sede de uno de los cinco puertos de exportación de gas natural licuado más grandes del mundo.

El vicegobernador y presidente de la Legislatura, Pedro Pesatti, celebró el resultado de la votación en medios locales y destacó el alcance estructural de la iniciativa. En sus palabras, el proyecto no solo supone una ampliación de capacidad operativa, sino también una transformación profunda del perfil económico provincial. “Desde luego, crecer no es lo mismo que desarrollarse”, advirtió al subrayar que el desafío excede la mera expansión cuantitativa.

En esa línea, sostuvo que la clave estará en lograr que el flujo de inversiones tenga un correlato concreto en la vida cotidiana de la población. “Nuestra tarea es que cada dólar invertido se traduzca en progreso real para cada rionegrino, porque el desarrollo es el verdadero nombre de la justicia social”, expresó, planteando que el impacto social deberá ser el parámetro central para medir el éxito del emprendimiento.

El proyecto “Argentina GNL” no se limita a la exportación de gas en estado licuado. Desde el Ejecutivo provincial remarcan que la iniciativa puede convertirse en la base para el surgimiento del quinto polo petroquímico del país. La idea es que la infraestructura portuaria y la disponibilidad de materia prima generen un entramado industrial que agregue valor y diversifique la matriz productiva.

De concretarse, el puerto de GNL funcionaría como una plataforma logística de escala internacional, conectando los recursos gasíferos de Vaca Muerta con los mercados externos. La ubicación estratégica de Río Negro aparece como un factor determinante en esta ecuación: su salida directa al océano y su proximidad a la cuenca neuquina la posicionan como un punto natural para canalizar exportaciones.

En el debate legislativo, uno de los ejes centrales giró en torno al impacto económico y laboral. La promesa oficial apunta a la generación de empleo directo e indirecto durante la etapa de construcción y operación, así como a la atracción de inversiones vinculadas a la cadena de valor energética. La expectativa es que la provincia se consolide como la principal puerta de salida de la energía argentina al mundo, reforzando su peso en el esquema nacional.

Pesatti convocó además a que el proyecto sea sostenido como política de Estado. “Es un gran desafío que, como Política de Estado, nos debe encontrar unidos a todos: oficialismo y oposición, trabajadores y empresarios, y a cada rionegrino y rionegrina”, afirmó, buscando desactivar divisiones partidarias frente a un emprendimiento de largo plazo.

El acuerdo con YPF se inscribe en una estrategia más amplia de ampliación de exportaciones energéticas y captación de capitales internacionales. En un contexto global donde el gas natural licuado gana protagonismo como combustible de transición, la provincia apuesta a posicionarse como un actor relevante en ese escenario.

Con la norma ya en vigencia, el foco se traslada ahora a la instrumentación práctica: estudios técnicos, definición de plazos, búsqueda de financiamiento y comienzo de las obras. El alcance definitivo del proyecto dependerá del ritmo de inversiones y de la capacidad de transformar la infraestructura proyectada en actividad productiva sostenida.

La decisión legislativa no clausura el debate, pero sí establece un punto de partida claro. Río Negro eligió jugar en las grandes ligas del comercio energético global. El desafío será convertir esa aspiración en una realidad tangible que combine infraestructura, empleo y desarrollo duradero.

El arranque de 2026 dejó datos relevantes en el tablero de las estaciones de servicio argentinas. En enero, el volumen total despachado de naftas y gasoil mostró una variación interanual casi nula, del 0,1%, lo que dibuja un escenario de estabilidad en la demanda. Dentro de ese marco, el verdadero movimiento se observó en la participación de las distintas compañías y en el peso territorial que cada una logró sostener o ampliar.

En este contexto, la extensa red de estaciones volvió a ser un factor decisivo en la competencia nacional. La compañía de mayoría estatal reafirmó su posicionamiento al alcanzar el 56,4% del total de las ventas en el país. Ese porcentaje implica que más de la mitad de los litros comercializados durante el primer mes del año se despacharon a través de sus surtidores, respaldados por la red más amplia y capilar del territorio argentino.

El desempeño no se explicó únicamente por su cobertura geográfica. También se reflejó en los volúmenes: la empresa registró un crecimiento interanual del 4,0% en enero, convirtiéndose en la única de las grandes operadoras con números positivos en la comparación con el mismo mes de 2025. La combinación entre presencia territorial y desempeño comercial fortaleció su posición dentro del mercado nacional.

Detrás se ubicaron las principales competidoras privadas. Shell mantuvo el segundo lugar con una participación del 21,8% del total de los despachos, aunque sus volúmenes retrocedieron 5,2% frente a enero del año anterior. Axion, por su parte, explicó el 12,0% de las ventas nacionales y registró una baja interanual del 1,6%.

Así, el podio del sector conservó la misma estructura, pero con matices en la evolución de cada jugador. La diferencia entre la primera empresa y el resto se apoya en una red federal que cubre rutas estratégicas, grandes centros urbanos y localidades intermedias, un elemento clave en un negocio donde la cercanía y la disponibilidad permanente resultan determinantes para captar clientes.

Más atrás aparece el grupo de compañías de menor escala, que en conjunto representan una fracción más reducida del mercado. Puma Energy se ubicó en el cuarto puesto con el 5,4% de participación, aunque mostró una caída interanual del 8,1% en sus volúmenes. DAPSA alcanzó el 1,8% del total nacional y registró una disminución del 9,9% frente al año previo.

En ese mismo nivel se posicionó Gulf Combustibles, también con el 1,8% del mercado, pero con un desempeño destacado dentro de su segmento: logró un incremento interanual del 6,5% en sus despachos. Fue la única empresa fuera de las tres primeras en mostrar crecimiento en el inicio del año, consolidando su avance en determinadas plazas.

El listado lo cerró Refinor, que explicó el 0,7% del total de ventas nacionales y presentó una caída interanual del 12,7%, la más pronunciada entre las marcas relevadas.

Los números de enero muestran que tres compañías concentran el 90,2% de los despachos en todo el país. En ese esquema, la empresa con mayor red de estaciones sostiene una ventaja considerable. Su despliegue territorial no solo le permite estar presente en prácticamente todas las provincias, sino también capturar una porción significativa del movimiento en rutas y corredores productivos.

El mapa de los surtidores argentinos confirma que la competencia se define tanto por precio y volumen como por infraestructura y presencia física. En un mercado donde la logística y la cercanía al consumidor son determinantes, la amplitud de la red se transforma en una herramienta estratégica. Y en ese terreno, la compañía con mayor cantidad de estaciones vuelve a marcar el ritmo del sector.

Argentina cerró 2025 con cifras que reconfiguran el mapa energético nacional. El promedio anual de producción de crudo alcanzó los 799 mil barriles diarios, el registro más elevado desde 1998, cuando se había tocado el máximo histórico de 818 mil barriles por día. El dato surge del informe anual elaborado por la consultora AGKC y confirma una tendencia que se viene consolidando desde hace varios años: el peso creciente de los desarrollos no convencionales en la matriz hidrocarburífera.

El crecimiento no fue marginal. La producción total de petróleo mostró un incremento interanual del 13%, mientras que el segmento no convencional avanzó un 27% respecto de 2024. Este último aportó 504 mil barriles diarios, lo que representó el 63% del total nacional, consolidando su papel central en el desempeño del sector.

En términos empresariales, el liderazgo se mantuvo concentrado. YPF, considerando sus áreas operadas, explicó casi la mitad del volumen producido. Junto con Pan American Energy, que aportó el 15%, y Vista, con el 9%, reunieron el 68% del total extraído en el país. La concentración productiva refleja el peso de los grandes operadores en el desarrollo de los recursos shale, especialmente en la cuenca neuquina.

La dinámica de perforación mostró matices. Durante el año se completaron 570 pozos de petróleo, un 13% menos que en 2024. La caída respondió principalmente al retroceso en la cuenca del Golfo de San Jorge, donde la actividad descendió de 315 a 169 pozos en apenas doce meses. El desplazamiento de capital hacia áreas más rentables explica buena parte de esta reducción.

En el segmento gasífero, el promedio nacional fue de 141 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), con una mejora interanual del 2%. El 64% de ese volumen correspondió a desarrollos no convencionales, que sumaron 90 MMm³/d y crecieron 3% frente al año previo. Total Austral y YPF encabezaron el ranking de producción, con 24% y 23% respectivamente, seguidas por Tecpetrol (13%) y Pan American Energy (11%).

Sin embargo, la actividad en gas evidenció una retracción en términos de pozos completados: fueron 67 en 2025, un 39% menos que el año anterior. Se trata del segundo año consecutivo de caída, un indicador que sugiere un corrimiento estratégico hacia proyectos orientados al petróleo, donde los márgenes y las oportunidades de exportación resultan más atractivos.

El epicentro de este proceso volvió a ser la cuenca neuquina. Allí se registró la mayor producción de su historia tanto en petróleo como en gas. El promedio de crudo alcanzó los 589 mil barriles diarios, con un crecimiento interanual del 20%. El 85% de ese volumen provino de recursos no convencionales, es decir, 502 mil barriles diarios. YPF lideró con el 53%, seguida por Vista (12%) y Pluspetrol (9%).

Entre los yacimientos más productivos se destacaron Loma Campana (15%) y La Amarga Chica (12%), junto con Bandurria Sur (10%) y Bajada del Palo Oeste (8%). En 2025 se completaron 401 pozos en la cuenca, un 17% más que el año previo. Además, la longitud promedio de las ramas laterales en pozos petroleros alcanzó los 3.145 metros, un 10% superior al promedio de 2024, reflejando mejoras técnicas y mayor eficiencia operativa.

En gas, la cuenca produjo en promedio 101 MMm³/d en 2024 —récord histórico— y 2025 consolidó ese nivel con un leve aumento del 1%. El 86% provino de no convencionales. Fortín de Piedra concentró el 16% del total, reafirmando su relevancia dentro del esquema productivo.

En el corazón del shale, la formación Vaca Muerta explicó por sí sola 499 mil barriles diarios, equivalentes al 62% del total nacional de petróleo. El crecimiento interanual fue del 11%. YPF aportó el 54% del petróleo no convencional, seguida por Vista (14%) y por Pan American Energy y Shell, con 6% cada una. En gas, la formación produjo 76 MMm³/d, más de la mitad del total nacional, con una expansión del 8%.

La actividad en Vaca Muerta creció 35% en cantidad de etapas de fractura, alcanzando 23.786 operaciones en el año. También se incrementó la extensión promedio de las ramas laterales, que llegó a 3.085 metros, un 7% más que en 2024. La mayor intensidad operativa y la sofisticación tecnológica fueron determinantes en los nuevos máximos productivos.

En síntesis, el informe concluye que el shale continúa siendo el motor del sector. El avance del petróleo no convencional no solo permitió recuperar niveles cercanos al récord histórico de fines de los noventa, sino que también redefinió las prioridades de inversión. El rumbo del negocio hidrocarburífero argentino parece orientado, al menos por ahora, a profundizar la apuesta por el crudo, en un contexto donde la infraestructura y la demanda externa abren nuevas oportunidades para el país.

La petrolera de mayoría estatal presentó los resultados correspondientes al segundo año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4x4 y confirmó un EBITDA ajustado de USD 5.000 millones, el más alto de la última década. La cifra se alcanzó en un contexto internacional desafiante, marcado por la caída de los precios del crudo, lo que refuerza el peso de la estrategia basada en eficiencia operativa, expansión del no convencional y administración activa del portafolio.

Durante 2025, la compañía invirtió USD 4.477 millones, destinando el 72% de ese monto al desarrollo no convencional, principalmente en Vaca Muerta. Ese enfoque se tradujo en un crecimiento sostenido de la producción shale, que promedió 165.000 barriles diarios, con un incremento interanual del 35%. En diciembre, el bombeo alcanzó los 204.000 barriles por día, un 43% superior al registrado en el mismo mes del año anterior y por encima de la meta proyectada para el cierre del ejercicio.

Actualmente, el shale oil representa el 70% de la producción total de petróleo de la empresa. Este cambio estructural permitió compensar la declinación natural de campos maduros y reducir significativamente los costos. De hecho, la combinación de mayor volumen no convencional y desinversión en activos tradicionales posibilitó una reducción del 44% en el costo unitario de extracción durante el cuarto trimestre de 2025 en comparación con igual período de 2024.

En materia de reservas, los datos reflejan una expansión notable. Las reservas probadas (P1) de shale en Vaca Muerta alcanzaron los 1.128 millones de barriles equivalentes, con un crecimiento interanual del 32%. Estas ya representan el 88% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo fue de 3,2 veces, lo que implica que la empresa incorporó más del triple de los recursos que extrajo durante el año, fortaleciendo su horizonte productivo.

En el segmento de refinación y comercialización, las ventas de combustibles crecieron 3% interanual. Las refinerías operaron con niveles récord de procesamiento durante el último trimestre, lo que se tradujo en una mejora sustancial de los márgenes. Este desempeño estuvo acompañado por una transformación tecnológica orientada a optimizar decisiones en tiempo real. En ese marco, la firma inauguró siete Real Time Intelligent Centers (RTICs), centros que integran análisis de datos, monitoreo permanente y automatización de procesos para mejorar la eficiencia operativa.

La estrategia de manejo activo del portafolio también tuvo impacto en los resultados. En 2025 se concretó la venta de activos considerados no estratégicos, entre ellos la participación en Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr, por más de USD 1.000 millones. Estas operaciones permitieron reforzar el foco en desarrollos de mayor rentabilidad.

En paralelo, la compañía avanzó en su posicionamiento dentro del proyecto Argentina LNG. En enero de 2026 firmó un intercambio de activos con Pluspetrol que le permitió adquirir el 50% adicional en áreas estratégicas como Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, además de sumar participación en Bandurria Sur y Bajo del Toro. Posteriormente, en febrero, suscribió junto a ENI y XRG un Acuerdo de Desarrollo Conjunto vinculante para impulsar un proyecto integrado de GNL con una capacidad prevista de 12 millones de toneladas anuales (MTPA).

En el plano fiscal, la empresa adhirió al plan de facilidades de pago de ARCA en noviembre de 2025 para regularizar deudas vinculadas a la actualización de quebrantos del impuesto a las ganancias. Esta decisión tuvo impacto contable en los resultados del ejercicio, aunque sin efectos significativos en el flujo de caja.

Finalmente, desde el punto de vista financiero, aseguró USD 3.700 millones en financiamiento, fortaleciendo su capacidad para sostener el programa de inversiones y consolidar el proceso de transformación productiva. Los resultados muestran una compañía que, apoyada en el desarrollo no convencional, la disciplina de capital y la innovación tecnológica, logró consolidar un desempeño operativo y financiero que marca un punto de inflexión en su trayectoria reciente.

La industria hidrocarburífera argentina se encamina hacia un año que podría quedar marcado como un hito. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que por primera vez el país superará el millón de barriles diarios, un umbral simbólico y productivo que cambiaría la escala del negocio energético nacional. La afirmación no es menor: implica consolidar el crecimiento del shale en la Cuenca Neuquina y proyectar a la Argentina como proveedor relevante en el mercado internacional.

En declaraciones al diario Infobae, Marín sostuvo: “Este año Argentina va a pasar el millón de barriles por primera vez en la historia”. El ejecutivo explicó que este salto productivo se apoyará en la expansión del shale oil y en un esquema de inversiones que combina capital local e internacional. Según precisó, las exportaciones energéticas podrían ubicarse entre USD 13.500 y USD 14.000 millones en 2026, tras haber alcanzado los USD 11.000 millones el año anterior.

El crecimiento, sin embargo, no será automático. El propio titular de la petrolera advirtió que el cuello de botella actual es la capacidad de transporte. “Tenemos que terminar el oleoducto VMOS, que ya pasamos el 50% y se termina a fin de año. Entonces, hasta 2027 no puede haber un salto en las exportaciones, porque Argentina no tiene poder de evacuación”, señaló. La obra, considerada estratégica, permitirá ampliar significativamente la capacidad de evacuación del crudo desde los yacimientos hacia los puertos de exportación.

En este contexto, el período 2027-2031 aparece como la etapa de mayor expansión en ventas externas, tanto de petróleo como de gas natural licuado (GNL). El desarrollo de infraestructura será determinante para sostener ese crecimiento. Marín detalló que el plan contempla inversiones por USD 20.000 millones en infraestructura y más de USD 10.000 millones en perforación de pozos durante los próximos cuatro años. “Son 30.000 millones en cuatro años. Y es pura inversión extranjera. YPF va a tener el 30%”, explicó.

El eje central de esta estrategia es Vaca Muerta, que se consolida como el motor energético del país. El shale oil se posiciona como principal generador de divisas, en un escenario internacional que demanda seguridad de suministro y diversificación de fuentes. A la par del desarrollo petrolero, avanza el proyecto Argentina LNG, impulsado junto a la italiana ENI y la firma árabe XRG, con posibilidad de sumar un nuevo socio estratégico.

Este proyecto prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales de GNL mediante dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con 6 MTPA. El esquema integra las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación. La reciente firma del acuerdo de desarrollo conjunto (JDA) habilita el inicio de la Ingeniería Básica (FEED) y las tareas de estructuración técnica y financiera necesarias para avanzar hacia la fase de ejecución.

Marín anticipó además que, una vez formalizados los acuerdos, se construirá el gasoducto más grande de la historia argentina, obra clave para abastecer las plantas de licuefacción y garantizar el flujo exportador. El impacto económico no se limitaría a las divisas: se estima la generación de unos 40.000 puestos de trabajo directos e indirectos vinculados a la expansión del sector.

En paralelo al crecimiento productivo, la compañía puso el foco en la formación y la seguridad operativa. Durante la apertura del Instituto Vaca Muerta, el ejecutivo subrayó la importancia de capacitar a los trabajadores para minimizar riesgos. “Yo no quiero trabajar en una industria donde haya accidentes”, afirmó. El programa incluye un equipo de perforación escuela con tecnología de transferencia de datos en tiempo real y certificaciones reconocidas por compañías del sector.

La respuesta a la convocatoria superó las expectativas: más de 10.000 inscriptos para 600 vacantes anuales. El dato refleja el atractivo de una industria que promete estabilidad, salarios competitivos y proyección internacional.

El desafío inmediato será completar las obras de transporte y asegurar el financiamiento de los proyectos en marcha. Si los plazos se cumplen, Argentina podría consolidarse como actor energético global, superando marcas históricas de producción y transformando el perfil exportador del país en la próxima década.

El sur mendocino vuelve a colocarse en el centro de la agenda energética. El área Cañadón Amarillo, ubicada en el departamento de Malargüe y en el límite con Neuquén, atraviesa una etapa decisiva: la adquisición de sísmica tridimensional y la definición de un plan de perforaciones que podría adelantar los primeros pozos exploratorios a 2026. El proyecto es impulsado por la UTE Quintana Energy–TSB y forma parte de una estrategia provincial orientada a transformar potencial geológico en producción concreta.

Durante una visita de trabajo, el gobernador Alfredo Cornejo recorrió los frentes operativos donde se desarrollan los estudios sísmicos, las instalaciones de superficie y un pozo vinculado al sistema de inyección de gas. La actividad se enmarca en un plan piloto que contempla inversiones por US$ 44 millones en los primeros tres años, una cifra que busca enviar una señal clara al mercado sobre la voluntad de reactivar el no convencional en territorio mendocino.

La sísmica 3D es un paso determinante. A través de la generación controlada de ondas que penetran en profundidad y registran sus reflexiones en las distintas capas del subsuelo, se construye un modelo geológico de alta precisión. Esa información permite reducir la incertidumbre, optimizar la localización de los pozos y minimizar riesgos técnicos y económicos antes de avanzar con desarrollos a mayor escala. Mendoza no realizaba este tipo de estudios desde 2017, lo que subraya la relevancia del actual proceso.

En el área trabajan actualmente diez equipos de adquisición que recorren una superficie de 202,5 km². Una vez concluida esta etapa, los datos serán procesados e interpretados para definir las locaciones finales. La meta es ejecutar dos pozos piloto en el segundo semestre de 2026, adelantando el cronograma original que proyectaba iniciar perforaciones en 2027. El eventual éxito de estos pozos podría abrir una nueva fase de expansión para la denominada Vaca Muerta Norte en Mendoza.

El bloque Cañadón Amarillo formó parte durante años de la operación de YPF, aunque no figuraba entre sus prioridades de inversión. Posteriormente, la Provincia autorizó la cesión de áreas del sur a nuevas concesionarias con el objetivo de dinamizar la actividad. En ese marco, se avanzó con la prórroga de contratos por diez años en distintos bloques estratégicos, incluyendo Cañadón Amarillo, cuya concesión se extiende ahora hasta enero de 2036.

Desde el Ejecutivo provincial remarcan que la combinación de reglas claras, seguridad jurídica e incentivos adecuados resulta fundamental para atraer capitales en un contexto competitivo. La incorporación de nuevos operadores amplía la actividad exploratoria, suma tecnología y distribuye riesgos, un factor clave en proyectos de alta complejidad técnica como el no convencional.

En paralelo a los trabajos exploratorios, la operadora mantiene la producción convencional en el área y ejecuta mejoras para optimizar yacimientos maduros. Entre ellas se destaca un proyecto de inyección de gas iniciado en octubre de 2025 en cuatro pozos del área Chihuido de la Salina Sur. Este tipo de iniciativas permite sostener niveles de extracción mientras se desarrollan nuevas oportunidades.

La apuesta por el no convencional mendocino tiene un fuerte componente estratégico. Si bien el epicentro de la formación Vaca Muerta se ubica en Neuquén, la porción norte que se extiende hacia Mendoza presenta características geológicas que podrían resultar altamente competitivas. El desafío consiste en traducir esa promesa en datos concretos y, luego, en producción comercial sostenible.

El impacto potencial no se limita a los volúmenes de petróleo o gas. La reactivación del sur provincial implica movimiento de servicios, empleo especializado, infraestructura y encadenamientos productivos. En un escenario donde la matriz energética nacional busca consolidar su perfil exportador, cada nueva área que avance en su desarrollo suma peso estratégico.

Cañadón Amarillo se convierte así en un laboratorio de política energética: estudios técnicos de última generación, compromisos de inversión definidos y un cronograma que apunta a acelerar resultados. Si los datos sísmicos confirman las expectativas, Mendoza podría comenzar a posicionarse con mayor firmeza dentro del mapa del no convencional argentino, ampliando su protagonismo en un sector que sigue siendo uno de los principales motores económicos del país.

El 2026 comenzó con cifras que reescriben la historia energética del país. La producción de petróleo alcanzó en enero el nivel más alto jamás registrado en Argentina, marcando además récords simultáneos en la provincia de Neuquén y en la formación no convencional que hoy tracciona todo el sistema hidrocarburífero. Los números no sólo reflejan crecimiento: consolidan un cambio estructural que se viene gestando desde hace más de una década y que ahora muestra resultados a escala nacional.

Durante el primer mes del año, la extracción promedio diaria llegó a 872.966 barriles, la cifra más alta desde que el país inició su actividad petrolera hace 119 años. El dato surge de las declaraciones juradas presentadas por las operadoras ante la Secretaría de Energía. En términos mensuales, la suba fue del 0,49% respecto de diciembre. Puede parecer marginal, pero en un sistema donde el convencional continúa en declive, cada punto adicional exige un esfuerzo tecnológico, financiero y logístico considerable.

Ese incremento porcentual representa más de 4.000 barriles adicionales por día en apenas un mes. Pero el verdadero salto se observa en la comparación interanual: en enero del año pasado la producción había sido de 757.250 barriles diarios. Esto significa que en doce meses el país sumó más de 115.000 barriles por día, una expansión que redefine la escala productiva argentina.

Para dimensionar esa cifra: 115.000 barriles diarios equivalen aproximadamente a un cuarto del consumo total de las refinerías locales. También implican la posibilidad de cargar un buque exportador adicional cada cuatro días, ampliando el ingreso de divisas en un contexto donde el sector energético es estratégico para el equilibrio macroeconómico.

El segundo récord del mes tuvo epicentro en Neuquén. La provincia alcanzó 610.714 barriles diarios, con un incremento mensual del 1,57% y un crecimiento interanual del 32%. En enero de 2025 la producción neuquina había sido de 462.641 barriles diarios; el salto evidencia la aceleración de los desarrollos no convencionales.

Neuquén concentra hoy la mayor parte de la actividad hidrocarburífera argentina. Todas sus áreas aportaron al nuevo máximo histórico, consolidando a la provincia como el núcleo productivo del país. Este desempeño no sólo impacta en regalías y empleo regional, sino que reconfigura el mapa energético nacional.

El tercer récord corresponde específicamente a la formación Vaca Muerta, cuyo petróleo alcanzó cerca de 590.000 barriles diarios en enero. En apenas un mes sumó casi 12.000 barriles adicionales y ya representa el 67% de la producción total del país.

Este dato es clave: dos de cada tres barriles que se producen en Argentina provienen de desarrollos no convencionales. El shale dejó de ser una promesa para convertirse en la columna vertebral del sistema energético.

El desempeño cobra aún mayor relevancia si se lo analiza en perspectiva de infraestructura. En los próximos meses se espera la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un proyecto que ampliará significativamente la capacidad de evacuación y exportación de crudo. Los primeros despachos están previstos para comienzos del año próximo, lo que podría abrir una nueva etapa de expansión.

Más allá de la metáfora futbolera —tres récords en un mismo mes— lo ocurrido en enero marca algo más profundo. Argentina roza ya los 900.000 barriles diarios, un umbral simbólico que hasta hace pocos años parecía lejano. La producción no sólo crece: cambia de naturaleza, apoyándose cada vez más en tecnología, perforación horizontal y fractura hidráulica.

El desafío ahora es sostener la curva ascendente en un contexto internacional volátil y con precios que pueden fluctuar. También será determinante la capacidad de ampliar infraestructura, asegurar inversiones y mantener estabilidad regulatoria.

Enero demostró que el sector no se tomó vacaciones. El crecimiento estuvo impulsado por el no convencional, mientras el convencional continúa su declino natural. Si hubiera que resumir el panorama, podría decirse que el sistema energético argentino entró definitivamente en una nueva etapa. La transformación ya no es una expectativa: es una realidad medible en barriles y récords históricos.