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20 julio, 2026

Venezuela podría aumentar un 17% su producción de petróleo hacia 2028

Las reformas petroleras en Venezuela cambiaron el eje de la discusión sobre el futuro de la industria. Después de años marcados por sanciones, restricciones regulatorias y una fuerte caída de la actividad, el país volvió a captar la atención de las grandes compañías internacionales. Ahora el interrogante ya no es si el sector puede reabrirse, sino si será capaz de sostener una recuperación productiva.

Un informe de Rystad Energy destacó que la producción de petróleo de Venezuela podría aumentar cerca de un 17% entre el cuarto trimestre de 2025 y el mismo período de 2028. Eso representa alrededor de 194.000 barriles diarios adicionales, un crecimiento que se apoyará principalmente en campos que ya están en operación y no en nuevos descubrimientos.

“La conversación ha cambiado de si Venezuela puede reabrir su sector petrolero a si puede ejecutar con éxito una recuperación significativa de la producción. El potencial de recursos nunca estuvo en duda; el desafío es convertir el impulso político en crecimiento operativo sostenido“, sostiene el informe de Rystad Energy.

La Faja del Orinoco concentrará el crecimiento

El estudio indica que el avance de la producción petrolera venezolana estará dominado por los crudos pesados y extrapesados. Cerca de tres cuartas partes del petróleo producido hasta 2028 corresponderán a estos tipos de hidrocarburos, mientras que la Faja Petrolífera del Orinoco explicará alrededor del 60% del volumen total del país.

Ese escenario modifica las prioridades operativas. En lugar de enfocarse en ampliar reservas, las empresas deberán garantizar el acceso a diluyentes, incrementar los trabajos de reacondicionamiento de pozos, perforar nuevos pozos y mejorar la gestión de yacimientos maduros para sostener el crecimiento esperado.

“El crecimiento proyectado provendrá principalmente de activos que ya producen. La velocidad de la recuperación dependerá de la ejecución operativa y no de la disponibilidad de recursos“, señala el reporte elaborado por la consultora.

Las petroleras internacionales tendrán un papel central en esta nueva etapa. Según las proyecciones de la consultora, cerca de dos tercios del incremento de producción previsto hasta 2028 será aportado por compañías extranjeras que operan en asociación con PDVSA.

Chevron lidera las inversiones, pero persisten los riesgos

Entre esas empresas, Chevron aparece como el principal impulsor del crecimiento. El informe destaca que la compañía reforzó recientemente su presencia en la Faja del Orinoco y concentrará buena parte de su estrategia en optimizar campos existentes, desarrollar perforaciones adicionales y avanzar de manera gradual sobre el bloque Ayacucho 8.

Detrás de Chevron aparecen Repsol, Eni, Maha Energy y Maurel & Prom, que también incrementarán su actividad en proyectos ya conocidos. En el caso de Eni y Repsol, además, su presencia seguirá siendo relevante tanto en la producción de petróleo como de gas natural, especialmente en activos como Cardón IV y el campo Perla.

“La participación internacional continúa siendo altamente selectiva. Las compañías siguen equilibrando el enorme potencial de recursos con la incertidumbre fiscal, la complejidad operativa y los riesgos de inversión de largo plazo“, advierte Rystad Energy.

Pese al renovado interés, la consultora considera que los cambios regulatorios por sí solos no resolverán los problemas estructurales que limitan la actividad desde hace años. La infraestructura envejecida, la escasez de equipos y la disponibilidad de insumos siguen condicionando cualquier plan de expansión.

El mayor cuello de botella de Venezuela

Uno de los principales obstáculos aparece en el segmento de los servicios petroleros. El Ministerio de Petróleo de Venezuela estima que el país necesitará contar con 93 equipos de perforación activos hacia 2028, muy por encima del nivel actual de actividad.

Alcanzar esa meta exigirá reactivar equipos nacionales que hoy permanecen inactivos, reacondicionar unidades fuera de servicio e incorporar plataformas provenientes del mercado internacional. Ese proceso demandará inversiones importantes y requerirá contratos suficientemente atractivos para justificar el desembolso de capital.

“El vínculo entre el potencial de recursos y la producción efectiva dependerá del acceso permanente a diluyentes, una mayor actividad de perforación, campañas de reacondicionamiento, mejoras en infraestructura y una disponibilidad significativamente superior de equipos“, resume el informe.

El estudio también pone el foco sobre el régimen fiscal. Para los operadores internacionales, futuras inversiones dependerán de que Venezuela logre ofrecer condiciones tributarias más competitivas, especialmente en materia de regalías e impuestos, lo que permitiría reducir los costos de equilibrio de los proyectos.

La consultora concluye que la Ley de Hidrocarburos de 2026 constituye una de las reformas más relevantes para la industria en décadas porque amplía la participación privada y brinda mayor flexibilidad fiscal. Sin embargo, remarca que el verdadero desafío comenzará ahora: transformar esos cambios normativos en inversiones, infraestructura, equipos y capacidad operativa que permitan convertir el potencial geológico de Venezuela en un crecimiento sostenido de la producción de petróleo.

13 julio, 2026

VMOS: quiénes invierten, cuánto ganarán y por qué es la obra clave para Vaca Muerta

Hay un número que resume el problema de Vaca Muerta desde hace años: no falta petróleo, falta cómo sacarlo. Ese es exactamente el punto que ataca VMOS, la sigla que en los despachos petroleros ya se pronuncia con naturalidad y que significa Vaca Muerta Oil Sur.

VMOS es una sociedad anónima constituida originalmente por YPF, que hoy funciona como un consorcio estratégico integrado por las principales petroleras del país. Su misión es concreta: construir un oleoducto de 437 kilómetros que una Allen, en Río Negro, con la terminal de exportación de Punta Colorada.

El informe elaborado por los especialistas Débora Aramayo, Santiago Jerez y Bruno Simieli destacan que el trazado no es un detalle menor. Estamos hablando de caños de 30 pulgadas —762 milímetros— capaces de mover volúmenes que hasta hace poco parecían impensados para la Patagonia. En Punta Colorada, además, se levanta una terminal con monoboyas y una playa de tanques que permitirá cargar buques de gran porte.

Quién pone la plata y quién se queda con la torta

El reparto societario tiene una lógica clara: manda quien más produce. YPF concentra el 25% del consorcio, seguida por Pluspetrol con 17% y PAE con 11%. Vista Energy, Pampa Energía y Chevron tienen 10% cada una, mientras que Shell y Tecpetrol suman 8% cada una y GyP cierra con el 1% restante.

La inversión total ronda los US$ 3.000 millones, y ahí aparece otro dato que no es menor: VMOS fue el primer vehículo de proyecto único en presentarse para acceder a los beneficios del RIGI, el régimen que promete estabilidad normativa por 30 años. El 30% del capital sale del bolsillo de las socias.

El 70% restante llega vía créditos internacionales, con Citi, JP Morgan y Santander como los bancos que financian la obra. Es la clase de estructura que en la city porteña se lee como una señal: si la banca internacional apuesta a treinta años, algo del riesgo país argentino empieza a moverse en otra dirección.

Un cronograma que ya tiene fecha de arranque

Las exportaciones no arrancan de un día para el otro. La etapa inicial está prevista para diciembre de 2026, con una capacidad de 180.000 barriles diarios. Para marzo de 2027 ese número debería subir a 390.000, y recién en el segundo semestre de ese año se llegaría a la capacidad contratada plena: 550.000 barriles por día.

Ese techo, además, no es definitivo. El propio consorcio dejó la puerta abierta para ampliar la capacidad hasta 700.000 barriles diarios si la demanda lo justifica. YPF, Pan American Energy, Vista y Pampa ya comprometieron cerca de 275.000 barriles diarios, y VMOS ofreció opciones a Chevron, Pluspetrol y Shell por otros 230.000.

Lo interesante es leer estos números junto al beneficio impositivo que trae el RIGI: baja de Ganancias del 35% al 25%, amortización acelerada, exención de derechos de importación y de exportación pasados los tres años, y regalías que se negocian entre el 13% y el 17%. Ese combo es, en el fondo, lo que hizo viable el proyecto.

Lo que está en juego si el barril sostiene los US$ 80

Acá conviene hacer un ejercicio simple. Con un crudo a US$ 80 el barril, un costo de producción de US$ 45, regalías del 15% y el resto de las cargas impositivas, la ganancia neta por barril bajo este esquema queda en US$ 14,25. No suena a fortuna, pero multiplicado por volumen cambia la escala.

En la etapa final, con 550.000 barriles diarios, los ingresos brutos anualizados treparían a US$ 16.060 millones y la ganancia neta rondaría los US$ 2.861 millones. Para YPF, que se queda con la porción más grande, eso implica sumar unos US$ 715 millones anuales solo por este negocio.

Puesto en otra escala: operar VMOS a capacidad plena equivaldría, para YPF, a sumar cerca de un 20% a sus ventas de 2025, que fueron de US$ 18.000 millones. Y el salto en la capacidad de evacuación de crudo argentino sería de más del 18% frente a 2025 y del 20% frente a 2024.

Nadie en el sector duda de que la producción de Vaca Muerta puede crecer más rápido que la infraestructura que la conecta con el mar. Ese desfasaje es, hoy, el verdadero límite. VMOS no resuelve todo, pero sí abre una vía de salida propia, independiente, que hasta hace poco no existía en los planos de nadie.

9 julio, 2026

“Vaca Muerta decide quién gana, no el precio del Brent”

Todo arranca con un solo pozo. Uno de tipo estándar en Vaca Muerta produce cerca de 1,05 millones de barriles, cuesta unos 15 millones de dólares perforarlo y da una rentabilidad en dólares del 15% si el crudo se mantiene cerca de los 48 dólares el barril. Pero esa cuenta esconde una letra chica.

“Ese número solo cierra si el pozo se conecta a una infraestructura que ya existe”, sostuvo Nicolás Ziperovich, fundador y Managing Director de Lumina Energy Solutions, en su cuenta de LinkedIn. Un operador nuevo no tiene esa infraestructura: la tiene que construir él mismo, ductos, plantas de tratamiento, manejo de agua, y ese costo se paga una sola vez.

Ahí está el punto que Ziperovich quiere marcar. Ese gasto de infraestructura es el mismo si se perforan diez pozos o doscientos, así que cuanto más se reparte, más liviano pesa sobre cada barril. La escala deja de ser una opción y pasa a ser la variable que ordena todo el negocio.

“La escala no es un bonus acá, es casi todo el juego”, aseguró el exCeo de San Antonio Internacional (SAI) sobre este esquema. Con la infraestructura como costo fijo, el mismo yacimiento rinde números muy distintos según cuántos pozos entren en el plan de desarrollo.

Cuatro escalas, un mismo yacimiento

Con un solo equipo de perforación y 45 pozos en tres años, el breakeven ronda los 57 dólares por barril y la inversión total es de unos 950 millones de dólares. Con dos equipos y 90 pozos, el costo baja a 53 dólares.

La escalera sigue bajando: con tres equipos y 135 pozos el breakeven llega a 51 dólares, y en una plataforma de 225 pozos cae a 50 dólares, con un compromiso de capital de 3.700 millones de dólares. Con el Brent hoy entre 65 y 72 dólares, toda esa escalera funciona. “El capital se vuelve más eficiente cuanto más abajo bajás en esa escalera”, consideró Ziperovich.

La cuenta, dice, no deja margen para pensar en chico: en Vaca Muerta la escala aparece incluso antes de que el proyecto lo pida.

No hay equipos de perforación disponibles en Neuquén para alquilar por un par de pozos. El que entra importa un equipo y firma un contrato mínimo de tres años, lo que ya implica unos 45 pozos y cerca de mil millones de dólares comprometidos antes de ver una gota de petróleo.

RIGI, la pieza que hace bancable la apuesta

“Suena aterrador, pero es justo lo que te ubica en la parte buena de la curva”, planteó Ziperovich sobre ese primer compromiso. Firmar por tres años un equipo obliga a pensar en escala desde el pozo número uno, y esa obligación termina siendo la que baja el costo por barril.

Ahí entra el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. El RIGI baja el impuesto a las ganancias del 35% al 25%, elimina de forma escalonada los derechos de exportación e incluye a los bienes de capital importados, como los equipos de perforación, sin aranceles ni IVA.

También fija por 30 años las reglas impositivas, aduaneras y cambiarias, algo clave para un activo que gana en dólares y necesita tomar deuda en dólares. Ziperovich lo cuantifica: el RIGI vale entre 3 y 4 dólares por barril de breakeven.

“El verdadero aporte del RIGI es que convierte un contrato de tres años y una década de perforación en algo que un banco y un directorio pueden firmar”, explica el fundador de Lumina. Sin ese marco, dice, ninguna de las cuatro escalas del modelo sería financiable en la práctica.

La pregunta ya no es si funciona

Nada de esto es teórico. En la cola de proyectos del RIGI ya están YPF, Pluspetrol y Chevron, con planes de entre 20 y 30 años y compromisos por miles de millones de dólares. GeoPark, por su parte, invierte unos 1.000 millones de dólares en tres años para llevar un bloque de 1.500 a 20.000 barriles diarios.

Para seguir esa cuenta pozo por pozo, Lumina construyó una herramienta propia. “Me cansé de correr esto en planillas de cálculo”, afirmó Ziperovich, así que la volcó en un modelo con datos oficiales de producción de cada bloque y un control para mover el precio del Brent.

Los mejores bloques producen hasta 2,3 veces más que los marginales, y algunos siguen sin cerrar la cuenta ni con el Brent en 70 dólares. “La roca, no el precio, decide quién gana”, sintetizó Ziperovich.

3 julio, 2026

El mapa de las operadoras en el fracking de Vaca Muerta

Vaca Muerta ya no sorprende. La roca madre convirtió romper récords en una tradición. Un parámetro para ser testigo del potencial del shale son las etapas de fracturas. Es que en el primer semestre del año se completaron 14.958 punciones, una cifra que anticipa otro año récord para la industria y deja al sector encaminado a superar las 28.000 etapas antes de finalizar el año.

Las operaciones avanzaron con un ritmo constante durante la primera mitad del año. Enero registró 2.401 operaciones, febrero sumó 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril cerró con 2.335, mayo contabilizó 2.484 y junio marcó un récord histórico de 2.760 etapas, consolidando la aceleración de la actividad.

El volumen acumulado estuvo impulsado principalmente por proyectos orientados al shale oil, aunque varios desarrollos de gas mantuvieron un nivel de inversión relevante.

$YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.$

YPF concentró la mayor actividad en ocho bloques

El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que explicó cerca de la mitad de todas las fracturas realizadas durante el semestre. La empresa de mayoría estatal completó 7.065 etapas de fractura, convirtiéndose nuevamente en la operadora con mayor actividad dentro de la roca madre. Su estrategia combinó desarrollos de petróleo y gas distribuidos en ocho áreas de la Cuenca Neuquina.

Los principales trabajos se concentraron en Loma Campana, donde ejecutó 1.846 etapas, seguida por Lajas Este, con 1.594; La Caverna, con 1.525; y La Amarga Chica, con 1.237. Estos cuatro bloques explicaron la mayor parte del programa de completación de la compañía.

La actividad también alcanzó a Bajo del Toro Norte, con 284 etapas; Rincón del Mangrullo, con 262; Aguada de la Arena, con 204; y Narambuena, con 113. Mientras los primeros bloques estuvieron orientados principalmente al petróleo, Aguada de la Arena y Rincón del Mangrullo aportaron actividad vinculada al gas.

La consolidación de Pluspetrol y Vista

Detrás de YPF aparece Pluspetrol, que ejecutó 1.797 etapas de fractura durante el semestre. La empresa concentró sus operaciones entre el desarrollo petrolero de Bajo del Choique, con 1.104 etapas, y el bloque gasífero La Calera, que sumó 693.

El tercer lugar correspondió a Vista Energy, con 1.545 etapas, todas destinadas al desarrollo de petróleo. La mayor actividad se concentró en Bajada del Palo Oeste, con 922 etapas, seguida por Bajada del Palo Este, con 375, y Aguada Federal, con 248.

Más atrás se ubicó Pampa Energía, que completó 986 etapas. La compañía enfocó la mayor parte de sus trabajos en Rincón de Aranda, donde ejecutó 816 fracturas sobre objetivos petroleros, mientras que otras 170 etapas correspondieron al desarrollo gasífero de Sierra Chata.

$Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.$

Un nivel elevado de actividad en Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) realizó 962 etapas de fractura durante el semestre. Su actividad combinó desarrollos de gas y petróleo, con 236 etapas en Aguada Picha Oeste, 497 en Coirón Amargo Sur Este y 229 en Lindero Atravesado.

Por su parte, Tecpetrol ejecutó 793 etapas, impulsadas principalmente por el desarrollo gasífero de Fortín de Piedra, donde realizó 652 etapas, además de otras 141 en Puesto Parada, orientadas al petróleo.

En el caso de Shell, la compañía acumuló 577 etapas. Del total, 367 correspondieron al bloque petrolero Cruz de Lorena, mientras que 210 se realizaron en Bajada de Añelo, uno de los principales activos gasíferos que opera dentro de Vaca Muerta.

La actividad también mostró movimiento entre otras operadoras. TotalEnergies registró 426 etapas, distribuidas entre 355 en el desarrollo gasífero de Aguada Pichana Este y 71 en el mismo bloque, aunque sobre objetivos petroleros.

Chevron completó 382 etapas en El Trapial, mientras Phoenix alcanzó 306 etapas concentradas en Mata Mora Oeste, uno de sus principales activos dentro del shale neuquino.

Entre las novedades del semestre sobresalió el ingreso de GeoPark al desarrollo de Loma Jarillosa Este, donde ejecutó 119 etapas de fractura. La compañía concretó así sus primeras operaciones de estimulación hidráulica en ese bloque, incorporándose al grupo de operadoras con actividad en Vaca Muerta durante 2026.

1 julio, 2026

Vaca Muerta acelera: junio registró la mayor actividad de fracturas de la historia

Vaca Muerta alcanzó en junio el mayor nivel de actividad de etapas de fractura desde que existen registros. Durante el mes se realizaron 2.760 etapas de fractura, un volumen que superó ampliamente el máximo anterior y consolidó el fuerte ritmo de desarrollo del shale argentino.

El desempeño también permitió que el acumulado de 2026 llegara a 14.958 etapas, mientras las proyecciones del sector anticipan un cierre anual superior a las 28.000.

Según los datos del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, las etapas de fractura crecieron de manera sostenida respecto de mayo, cuando se habían registrado 2.484 operaciones.

La evolución mensual refleja una aceleración de la actividad durante el primer semestre: enero cerró con 2.401 etapas, febrero con 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril descendió a 2.335 y mayo volvió a recuperar dinamismo antes del récord alcanzado en junio.

Pluspetrol se consolidó en el segundo lugar

Las operadoras de Vaca Muerta mostraron una fuerte concentración de la actividad. El principal impulsor de la actividad fue YPF que registró 1.392 punciones. Es decir, concentró exactamente la mitad de todas las fracturas durante el mes.

Detrás de YPF se ubicó Pluspetrol, con 443 etapas, equivalentes al 16% del total mensual. En tercer lugar apareció Pampa Energía, que ejecutó 339 etapas, representando el 12% de la actividad registrada en junio.

El resto del ranking estuvo integrado por Pan American Energy (PAE), con 179 etapas; Vista, con 165; GeoPark, que completó 119; Chevron, con 81; y Phoenix, con 42 etapas. En conjunto, estas compañías completaron el volumen récord que permitió cerrar el mejor mes de la historia para la actividad de fractura en el shale argentino.

Uno de los datos destacados del mes fue la menor participación del gas no convencional dentro de las tareas de completación. Apenas el 9% de las etapas correspondieron a desarrollos gasíferos, una proporción inferior a la observada en otros períodos y que refleja el predominio de los proyectos petroleros durante junio.

GeoPark debutó en Loma Jarillosa Este

Entre las novedades operativas sobresalió el ingreso de GeoPark a las tareas de estimulación hidráulica en Loma Jarillosa Este. La compañía concretó allí sus primeras 119 etapas de fractura, trabajos que fueron ejecutados por Tenaris, marcando el inicio de una nueva etapa para ese desarrollo dentro de Vaca Muerta.

También se registró actividad en el segmento de tight gas. Durante junio se realizaron 54 etapas en el área Río Neuquén, operada por YPF, manteniendo el desarrollo de ese tipo de reservorios aunque con un peso mucho menor frente al shale oil.

En materia de servicios especiales, el mercado volvió a mostrar una elevada utilización de los equipos disponibles, aunque cuatro sets de fractura permanecieron sin actividad durante todo el mes. Aun así, el nivel general de utilización permitió alcanzar el mayor volumen mensual registrado hasta el momento.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

FILE – In a Monday, June 26, 2017, file photo, a Halliburton employee works near rows of hydraulic fracturing pumping units at a three pad site in Midland, Texas. Halliburton Co. reports earnings, Monday, Jan. 22, 2018. (Steve Gonzales//Houston Chronicle via AP, File)

Halliburton lideró los servicios de fractura

Las empresas de servicios petroleros también exhibieron una clara concentración. Halliburton lideró ampliamente el mercado con 1.477 etapas, equivalentes al 54% del total mensual. Su actividad estuvo vinculada principalmente a los trabajos desarrollados por YPF, además de operaciones para Pampa Energía y Chevron.

El segundo lugar correspondió a SLB, que ejecutó 679 etapas, representando el 25% del mercado. La empresa prestó servicios para YPF, Pampa Energía, Pan American Energy y Vista, consolidándose como el segundo proveedor más activo durante junio.

Por su parte, Calfrac completó 241 etapas (9%), mientras SPI realizó 202 (7%). Tenaris ejecutó 161 etapas, equivalentes al 6% del total, impulsadas principalmente por las primeras operaciones de GeoPark en Loma Jarillosa Este y por trabajos para Phoenix. Con estos resultados, la actividad de fractura acumulada en 2026 alcanzó 14.958 etapas, prácticamente la mitad del objetivo proyectado para todo el año, estimado en más de 28.000 etapas.

11 junio, 2026

Cómo se distribuyen los U$S 3.000 millones de TGS en el proyecto de NGLs

TGS avanzó con la firma de acuerdos comerciales para desarrollar el proyecto NGLs, que contempla la inversión de 3.000 millones de dólares para expandir la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y potenciar las exportaciones de hidrocarburos de la Argentina.

La magnitud de la inversión ubica a la obra entre las más importantes previstas para el sector energético durante los próximos años. El esquema contempla la participación de YPF, Pluspetrol y Chevron, compañías que ya comprometieron más del 80% de la capacidad inicial prevista para el sistema.

El proyecto está diseñado para recuperar y procesar los líquidos del gas natural (NGLs, por sus siglas en inglés) provenientes de la producción de hidrocarburos no convencionales. Su desarrollo busca resolver restricciones de infraestructura que podrían afectar el crecimiento futuro de la actividad en la cuenca neuquina.

Cómo será la inversión de TGS

Según informó TGS a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la mayor parte de los recursos se destinará a dos grandes bloques de infraestructura. Por un lado, la subsidiaria Procesadora de Gas del Sur (PGS) tendrá a cargo obras vinculadas al procesamiento de gas en Neuquén, con una inversión estimada en US$ 1.100 millones.

Ese desembolso contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 kilómetros y una nueva planta de procesamiento en Tratayén, que contará con una capacidad estimada de 43 millones de metros cúbicos diarios.

El segundo componente estará bajo responsabilidad de Midstream de Gas del Sur (MGS), que ejecutará inversiones por US$ 1.900 millones destinadas a conectar Neuquén con la costa bonaerense y ampliar la capacidad logística para la exportación de productos.

Las obras previstas entre Neuquén y Bahía Blanca

Dentro de este segmento se encuentra la construcción de un poliducto de 577 kilómetros que unirá Tratayén con Bahía Blanca, además de una nueva planta de fraccionamiento, instalaciones de almacenamiento y obras asociadas a una terminal marítima en Puerto Galván.

La infraestructura permitirá separar, transportar, almacenar y despachar los líquidos recuperados durante el procesamiento del gas natural. Se trata de productos con fuerte demanda en los mercados internacionales y con potencial para incrementar los ingresos por exportaciones.

Según las estimaciones informadas por la compañía, una vez en operación el sistema podría generar alrededor de US$ 1.200 millones anuales en exportaciones, aportando nuevas divisas para la economía argentina y fortaleciendo el desarrollo de la cadena de valor del gas.

Un proyecto clave para el crecimiento de Vaca Muerta

El avance de la producción de petróleo y gas en Vaca Muerta viene impulsando la necesidad de ampliar la infraestructura de transporte y procesamiento. En ese contexto, el proyecto NGLs aparece como una pieza estratégica para acompañar la expansión de la actividad en los próximos años.

La iniciativa permitirá adecuar el tratamiento del gas asociado generado por la producción de petróleo, facilitando su transporte a través de los sistemas troncales y de exportación. Al mismo tiempo, contribuirá a evitar restricciones operativas que podrían limitar el incremento de la producción.

Las obras tendrán un plazo estimado de ejecución de cuatro años. Durante ese período se proyecta la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y alrededor de 15.000 empleos indirectos, asociados tanto a la construcción como a la provisión de bienes y servicios vinculados al desarrollo de la infraestructura.

10 junio, 2026

tgs avanza con la Decisión Final de Inversión para su proyecto de NGLs

De la mano de Vaca Muerta, Argentina consolida su apuesta por la exportación energética con uno de los proyectos de infraestructura más importantes de su historia reciente. tgs lidera esta iniciativa estratégica que busca descomprimir los cuellos de botella de la Cuenca Neuquina y potenciar el crecimiento productivo del país a escala internacional.

En este marco, el directorio de tgs aprobó los acuerdos a suscribirse con YPF, Pluspetrol y Chevron, para cubrir más del 80% de la capacidad del proyecto. Asimismo, la compañía mantiene negociaciones avanzadas con otros productores para completar el volumen disponible.

Oscar Sardi, CEO de tgs, señaló: “Es una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo energético de Argentina. Con una inversión de US$ 3.000 millones, el proyecto permitirá generar exportaciones por aproximadamente US$ 1.200 millones anuales, reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.

El proyecto, orientado a la obtención de los líquidos recuperados a partir del procesamiento del gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos, contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 km, nuevas instalaciones de Procesamiento de Gas en la Planta Tratayén, la construcción de un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también, incluye obras complementarias en la terminal marítima para su exportación.

Esta iniciativa resulta clave para resolver uno de los principales cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento exportador del país. En particular, permitirá viabilizar el aumento de la producción de crudo y adecuar el gas asociado para su transporte a través de los gasoductos troncales y de exportación.

Durante los cuatro años de ejecución de la obra, se estima la generación de aproximadamente 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos.

2 junio, 2026

Chevron acelera su expansión en El Trapial con una inversión de U$S 13.800 millones

Chevron presentó una solicitud para incorporarse al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) con un nuevo proyecto de desarrollo upstream en El Trapial. La iniciativa contempla una inversión estimada en 13.800 millones de dólares en uno de los activos que posee en Vaca Muerta y está sujeta a la aprobación del Gobierno nacional.

La presentación se suma a la lista de proyectos energéticos que buscan acceder a los beneficios previstos por el régimen impulsado para promover inversiones de gran escala. La compañía consideró que la herramienta representa un marco que aporta previsibilidad regulatoria y facilita la toma de decisiones de largo plazo en la industria hidrocarburífera.

Asimismo, la empresa destacó los avances alcanzados en materia de desarrollo energético en Argentina y consideró que instrumentos como el RIGI constituyen un paso relevante para fortalecer la competitividad del sector y favorecer nuevos desembolsos de capital en el país.

Vaca Muerta en el radar global de Chevron

La decisión de avanzar con un nuevo proyecto se produce en un contexto de crecimiento de la demanda energética global, impulsada por la expansión económica y por una transición energética que, según los principales actores de la industria, continuará requiriendo petróleo y gas durante las próximas décadas.

En ese escenario, Vaca Muerta volvió a ubicarse entre los recursos más atractivos para las grandes compañías internacionales. La CEO de Chevron Argentina, Ana Simonato, sostuvo recientemente que las perspectivas para el mercado continúan siendo favorables.

“La demanda no solamente energética, sino la demanda de petróleo y de gas sigue aumentando, y el año 2026 se ve como uno de los años en donde vamos a alcanzar máximos históricos”, afirmó la ejecutiva en el marco de un evento privado.

El potencial de El Trapial y la experiencia en el shale

Para Chevron, el desarrollo de Vaca Muerta constituye uno de los pilares de su estrategia regional. La compañía desembarcó en el país en 2013 y fue uno de los primeros socios internacionales en apostar por el desarrollo masivo del shale argentino junto a YPF.

Según Simonato, la calidad de los recursos no convencionales argentinos es comparable con los principales desarrollos de Estados Unidos. “Es conocido que el potencial de Vaca Muerta es tan bueno como muchos de los yacimientos que tenemos en Estados Unidos, comparables con esa productividad”, señaló.

La empresa opera actualmente en El Trapial y también participa en otros proyectos estratégicos de la cuenca neuquina. “Estamos operando en El Trapial y somos socios con YPF en Narambuena, donde YPF es el operador”, explicó la ejecutiva. Además, remarcó que existen planes para continuar avanzando e invirtiendo en esa zona a largo plazo.

Competitividad, infraestructura y reglas de juego

Más allá del potencial geológico, Chevron considera que el desafío central para consolidar el crecimiento de Vaca Muerta pasa por mantener niveles de competitividad, reducir costos y ampliar la infraestructura necesaria para evacuar mayores volúmenes de producción.

“La clave va a estar siempre en la competitividad, y eso va a posicionar a Argentina a largo plazo en el sector energético”, sostuvo Simonato. En la misma línea, explicó que la compañía busca trasladar aprendizajes obtenidos en otros desarrollos globales para acelerar la curva de crecimiento local.

La ejecutiva también remarcó la importancia de alcanzar una escala productiva mayor y continuar ampliando las obras vinculadas al transporte y procesamiento de hidrocarburos. “Trabajar en los costos, alcanzar escala y seguir construyendo infraestructura es crítico para el desarrollo”, indicó.

2 junio, 2026

Vaca Muerta recuperó ritmo en mayo y registró la segunda mejor marca de fracturas de 2026

La actividad en Vaca Muerta volvió a crecer después de la baja registrada en abril. En mayo se contabilizaron 2.484 etapas de fractura, lo que significó un incremento del 6,3% respecto del cuarto mes del año. La marca fue la segunda más alta de 2026 y permitió que la roca madre acumulara 12.198 punciones durante los primeros cinco meses.

Así quedó reflejado en el informe que elabora Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, una de las referencias más consultadas para medir el pulso operativo del shale argentino. Los datos muestran que la actividad mantiene niveles elevados pese a la volatilidad observada durante algunos meses del año.

Del total registrado en mayo, apenas 94 fracturas estuvieron vinculadas a la ventana de gas, mientras que 2.390 correspondieron a la ventana de petróleo, confirmando que el desarrollo del shale oil continúa siendo el principal motor de crecimiento de Vaca Muerta. La actividad gasífera estuvo concentrada en los trabajos que Tecpetrol llevó adelante en Fortín de Piedra.

Los datos analizados por eolomedia muestran que en abril se completaron 2.335 etapas de fractura, mientras que en marzo se registraron 2.616 punciones. En febrero se contabilizaron 2.371 operaciones y en enero otras 2.401, lo que permite observar una actividad sostenida durante todo el año.

La evolución de las fracturas confirma que las operadoras continúan apostando por acelerar el desarrollo de los bloques más productivos de la formación neuquina. A pesar de algunas diferencias mensuales, la tendencia general continúa mostrando niveles de actividad históricamente elevados.

La división de los bloques

En lo que respecta a la actividad por áreas, Loma Campana, el bloque insignia de YPF y uno de los proyectos pioneros en el desarrollo de Vaca Muerta, volvió a posicionarse como el más activo de toda la formación. Durante mayo se realizaron allí 689 etapas de fractura.

El segundo bloque con mayor nivel de operaciones fue La Amarga Chica. El proyecto que YPF comparte con Vista Energy continúa consolidándose como uno de los principales desarrollos de shale oil del país y registró 323 etapas de fractura durante el quinto mes del año.

El podio fue completado por Bajada del Palo Oeste, el área estrella de Vista Energy. El bloque contabilizó 260 punciones y mantiene su lugar entre los desarrollos más productivos de la formación, apoyado en una estrategia de crecimiento sostenido y mejoras permanentes en productividad.

Detrás se ubicó El Trapial, uno de los proyectos que concentra las mayores expectativas dentro del hub norte de Vaca Muerta. El área operada por Chevron continúa ganando protagonismo dentro del shale oil neuquino y forma parte de la nueva generación de desarrollos que buscan incrementar la producción de crudo.

Por su parte, Shell también mantuvo un nivel de actividad relevante dentro de la ventana petrolera. La compañía realizó 131 etapas de fractura en Cruz de Lorena, uno de los activos que integra su portafolio de proyectos en la Cuenca Neuquina.

La distribución de las fracturas refleja cómo la actividad continúa concentrándose en un grupo reducido de bloques que explican buena parte de la producción incremental de petróleo no convencional. Los proyectos más maduros siguen liderando las estadísticas, aunque nuevas áreas comienzan a ganar terreno.

El rol de las operadoras en Vaca Muerta

Durante mayo fueron ocho las operadoras que marcaron el ritmo de la actividad en el shale neuquino. YPF volvió a liderar cómodamente el ranking al concentrar prácticamente la mitad de las operaciones realizadas en la formación.

La petrolera de mayoría estatal completó 1.242 etapas de fractura, una cifra que le permitió alcanzar el 50% de participación sobre el total de las operaciones registradas durante el mes. La diferencia respecto de sus competidores continúa siendo significativa.

La segunda empresa con mayor actividad fue Vista Energy. La compañía fundada y dirigida por Miguel Galuccio realizó 405 punciones, equivalentes al 16% del total de las fracturas efectuadas en Vaca Muerta durante mayo.

Detrás se ubicó Chevron, que logró posicionarse por primera vez en el año dentro de los tres primeros lugares del ranking. La empresa estadounidense completó 188 operaciones, una cifra que representó cerca del 7% de las fracturas totales.

Muy cerca apareció Pan American Energy (PAE). La compañía del grupo Bulgheroni realizó 178 punciones, lo que también equivale a aproximadamente el 7% del total. En tanto, Pluspetrol registró 164 operaciones dentro de la roca madre neuquina.

Por su parte, Shell contabilizó 131 etapas de fractura, representando alrededor del 5% de la actividad mensual. El listado fue completado por Tecpetrol, con 94 operaciones, y Phoenix Global Resources, que alcanzó 82 punciones. Ambas compañías representaron el 4% y el 3% de la actividad total, respectivamente.

La mirada en el servicio

En el segmento de las empresas de servicios, no se observaron cambios significativos respecto de los meses anteriores. Halliburton continúa siendo el principal actor del mercado de fractura hidráulica en Vaca Muerta y amplía progresivamente la distancia frente a sus competidores.

La compañía registró 1.303 etapas de fractura durante mayo, lo que representó el 52% del total de las operaciones realizadas en la formación. De ese volumen, 984 trabajos correspondieron a YPF, mientras que Chevron aportó 188 etapas y Shell otras 131.

Detrás se ubicó SLB, que completó 651 operaciones y concentró el 26% del total. Entre sus principales clientes se destacaron YPF, con 258 etapas de fractura, Vista Energy, con 260 operaciones, y Pan American Energy, con otras 133 punciones.

Tal como viene informando +e, Calfrac continúa ganando participación dentro del mercado de servicios especiales. La empresa completó 190 etapas de fractura en mayo, equivalentes al 8% de la actividad total registrada en la formación.

Los trabajos de Calfrac se distribuyeron entre Vista Energy, que demandó 145 operaciones, y Pan American Energy, que requirió otras 45. El crecimiento de la compañía se produce en un contexto de mayor competencia por contratos dentro de la Cuenca Neuquina.

Por su parte, Tenaris mantuvo una actividad alineada con los niveles observados durante los últimos meses. La empresa realizó 176 etapas de fractura, equivalentes al 7% del total. De ellas, 94 fueron para Tecpetrol y otras 82 para Phoenix Global Resources.

El informe se completa con la participación de SPI (Servicios Petroleros Integrales), la compañía creada por Pluspetrol tras la adquisición de los activos de Weatherford. Durante mayo realizó 164 operaciones destinadas exclusivamente a la petrolera que controla la firma, manteniendo una participación estable dentro del mercado de servicios de Vaca Muerta.

12 mayo, 2026

Halliburton supera el 50% de las fractura de Vaca Muerta

El mapa de las empresas de servicios en Vaca Muerta volvió a exhibir un escenario de fuerte movimiento. Durante 2025, el gran cambio había sido el avance de Halliburton sobre SLB como la firma más demandada para las tareas de fracking en el shale argentino, aunque ahora ese reordenamiento parece haber sido apenas temporal.

De acuerdo con el relevamiento elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la compañía identificada por sus mamelucos rojos inició 2026 con una aceleración marcada y ya se encuentra cerca de alcanzar las 1.500 fracturas mensuales en el no convencional.

Los datos recopilados por eolomedia reflejan que Halliburton contabilizó 932 punciones en enero, 982 en febrero, 1.147 etapas de fractura en marzo y 1.317 durante abril. El volumen del cuarto mes del año representó el 56% de toda la actividad desarrollada en la roca madre, muy por encima de sus competidores, que quedaron debajo de las 400 operaciones.

El rendimiento de Halliburton estuvo impulsado principalmente por las 931 operaciones realizadas para YPF. A eso se sumaron 236 punciones para Shell en Cruz de Lorena, 113 fracturas para Chevron en El Trapial y otras 37 tareas ejecutadas en Sierra Chata para Pampa Energía.

La competencia en el fracking

En abril se concretaron 2.335 etapas de fractura en Vaca Muerta y, aunque fue uno de los registros más bajos del año, implicó igualmente un crecimiento interanual del 15%. El nivel de actividad ayuda a explicar los cambios que comenzaron a verse en el tablero de las compañías de servicios petroleros.

La principal novedad del mes fue protagonizada por Tenaris. La empresa perteneciente al Grupo Techint desplazó a SLB del histórico segundo lugar y avanzó un puesto dentro del ranking del fracking en el shale argentino. La compañía completó 340 etapas de fractura, equivalentes al 15% de la actividad total.

El mayor volumen de operaciones de Tenaris estuvo asociado a Tecpetrol, su compañía vinculada dentro del Grupo Techint, con 196 intervenciones en Fortín de Piedra. Además, ejecutó 73 fracturas para Phoenix Global Resources en Mata Mora y otras 71 para TotalEnergies en Aguada Pichana.

El tercer lugar quedó en manos de Calfrac. La firma de mamelucos verdes realizó 321 operaciones en la roca madre, impulsadas principalmente por 176 fracturas requeridas por Pan American Energy en Lindero Atravesado y 145 punciones encargadas por Pluspetrol en Bajo del Choique.

La caída de SLB

El dato más relevante del informe fue que SLB quedó ubicada, por primera vez desde la pospandemia, en el anteúltimo puesto entre las cinco empresas de servicios activas en el shale neuquino. La firma de mamelucos azules completó 319 etapas de fractura, muy lejos de los niveles que había mantenido durante los tres meses anteriores.

Aunque mantuvo actividad con sus principales clientes, la compañía concretó únicamente 205 punciones para YPF y 114 fracturas para Vista Energy, una cifra considerablemente menor frente a sus registros recientes.

El cierre del ranking correspondió a Servicios Integrales Petroleros (SPI), la división creada por Pluspetrol luego de adquirir los activos de Weatherford. La empresa llevó adelante 38 etapas de fractura en el área La Calera.