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Cuenca Neuquina

Vaca Muerta: quiénes dominan el fracking en el shale

En solo nueve meses, Vaca Muerta superó todas las fracturas registradas durante 2024. Las empresas completaron 1.831 etapas de fractura en septiembre, alcanzando 18.263 en lo que va de 2025, por encima de las 17.814 operaciones realizadas en todo el año anterior.

Aunque la actividad bajó un 18% respecto de agosto, el nivel de trabajo sigue siendo muy superior al del mismo período del año pasado, cuando se registraron 1.403 fracturas. Además, el promedio mensual de 2025 se mantiene en 2.029 etapas, un récord histórico para la formación.

Los jugadores de peso del shale

Según el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, YPF se consolida como la líder absoluta del fracking en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal acumula 9.715 etapas de fractura, lo que equivale al 53% de toda la actividad.

Si bien YPF marca el rumbo en materia de innovación y desarrollo, el segmento no convencional cuenta con otros actores de peso. En total, once operadoras solicitaron punciones en la roca madre neuquina, lo que refleja la madurez del ecosistema productivo.

En segundo lugar aparece Vista Energy, la compañía dirigida por Miguel Galuccio, con 1.966 operaciones, equivalentes al 11% del total.
El tercer puesto es para Pluspetrol, que sigue expandiéndose en el shale a través del desarrollo de La Calera y los activos adquiridos a ExxonMobil. Hasta el momento, completó 1.218 etapas, el 7% del total.

Detrás se ubica Pan American Energy (PAE), con 1.150 punciones, responsables del 6% de la actividad.
Un escalón más abajo está Pampa Energía, que también representa el 6% del total, con 1.102 fracturas.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

El mapa operativo de Vaca Muerta

Superar las mil fracturas anuales ya se convirtió en un estándar dentro del shale argentino. Las operadoras continúan creciendo impulsadas por la eficiencia, la tecnología y la innovación aplicada a cada etapa.

El informe de Fucello, también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, destaca que Shell, Tecpetrol y Chevron mantienen una actividad sostenida en sus respectivos bloques.

Shell suma 879 etapas de fractura, equivalentes al 5% del total, mientras que Tecpetrol continúa escalando en el shale con 782 punciones (4%).
Por su parte, Chevron, una de las supermajors más activas en la región, registra 544 operaciones, lo que representa el 3% de la actividad total.

Protagonistas en expansión

El relevamiento cierra con las operaciones de TotalEnergies, Phoenix Global Resources y Capsa–Capex, que en conjunto completan el 5% de las fracturas realizadas en Vaca Muerta.
Dentro de ese grupo, TotalEnergies y Phoenix, la compañía liderada por Pablo Bizzotto, concentran un 2% cada una, mientras que Capsa se queda con el 1% restante.

En números concretos, TotalEnergies completó 418 etapas, Phoenix registró 280 punciones y Capsa alcanzó 202 operaciones.
El mapa del fracking neuquino confirma así un escenario en expansión, con compañías que apuestan por la eficiencia y la productividad en uno de los polos energéticos más dinámicos de América Latina.

YPF logró un nuevo récord con un pozo de más de 8.200 metros en Vaca Muerta

El desarrollo de Vaca Muerta sigue marcando hitos que reafirman su rol central en el mapa energético argentino. Cada récord refleja no solo un avance técnico, sino también el empuje de la industria para superar los límites en materia de exploración y producción.

En esta oportunidad, YPF completó uno de los pozos más largos de la historia del shale en Argentina. El pozo LLL-1681, ubicado en Loma Campana, alcanzó una longitud de 8.206 metros, posicionándose como una marca técnica inédita para la cuenca neuquina.

El anuncio fue realizado por AESA a través de sus canales institucionales. La empresa de servicios explicó que el logro consistió en completar el rotado y lavado del pozo en una sola carrera, lo que implicó un salto de eficiencia en el proceso.

El trabajo estuvo a cargo del equipo HCU (Hydraulic Completion Unit), diseñado especialmente para intervenir pozos con ramas horizontales de gran extensión. En este caso, la rama lateral alcanzó los 4.947 metros, un desafío técnico superado con éxito en coordinación con YPF.

AESA destacó que el resultado fue posible gracias al alineamiento estratégico con la petrolera estatal, que impulsa la utilización de tecnologías avanzadas en el marco de su Plan 4×4. La operación fue el resultado de una planificación detallada y un monitoreo constante en tiempo real.

YPF, innovación y eficiencia operativa

La empresa de servicios subrayó que el éxito se basó en tres pilares: el trabajo en equipo, la ejecución ajustada a cada detalle y la capacidad de realizar ajustes operativos sobre la marcha.

“Este resultado no solo representa un avance técnico, sino también una muestra del poder de la innovación y del compromiso con la eficiencia y la excelencia operativa que demanda el Plan 4×4 de YPF”, destacaron desde AESA.

De esta manera, YPF consolida su liderazgo en Vaca Muerta con la incorporación de técnicas que permiten optimizar tiempos y reducir riesgos en la operación de pozos de gran extensión.

Dos hitos en menos de una semana

El récord alcanzado con el pozo LLL-1681 se suma a otro logro reciente en la formación. Apenas seis días antes, YPF informó un nuevo récord de velocidad de fractura en Vaca Muerta, al completar 20 etapas por día con 21 horas de bombeo bajo la modalidad de fracturas simultáneas.

La noticia fue anunciada por el CEO y presidente de la compañía, Horacio Marín, a través de sus redes sociales. El directivo destacó que se trató de un resultado que “redefine los estándares operativos” y refuerza la capacidad de la empresa para enfrentar los próximos desafíos.

El hito se logró en el PAD LC335, donde se aplicó la modalidad de fracturas simultáneas para optimizar tiempos y recursos. Esta técnica, según explicó la compañía, permite mejorar la eficiencia en cada operación y marcar una diferencia competitiva dentro de la industria.

Tecnología y control remoto

Otro de los aspectos destacados de la marca alcanzada fue la operación remota. El procedimiento fue controlado en su totalidad desde la sala RTIC (Real Time Intelligence Center), que permite monitorear en tiempo real los parámetros de fractura y reducir los tiempos entre etapas.

YPF informó además que la operación se llevó a cabo de manera segura, sin registrar incidentes, lo que refuerza los estándares de seguridad que la compañía busca consolidar en cada nueva experiencia.

Marín resaltó la colaboración de los equipos que hicieron posible el logro. “Un gran trabajo del equipo YPF SA y SLB que representa un paso más hacia el futuro de la industria”, afirmó el directivo.

Con estos avances, Vaca Muerta ratifica su capacidad de seguir generando hitos en materia de desarrollo tecnológico, eficiencia operativa y producción energética. Los resultados de YPF muestran que la innovación y la excelencia técnica ya son parte de la nueva etapa de la cuenca neuquina.

Petroleros refuerzan conquistas: 85% por zona y seguro de vida sin precedentes

Ante una multitud de más de 20 mil trabajadores, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, oficializó un aumento de la zona al 85% y seguro laboral de 5 años para los operarios de la Cuenca Neuquina.

Los nuevos convenios implican el aumento de cinco puntos en el adicional por zona desfavorable, que llega ahora al 85%, y la puesta en marcha de un seguro por siniestros laborales y de vida, rubricado con YPF y Tecpetrol, que garantiza la continuidad de ingresos por cinco años para el trabajador en caso de accidente grave o para su familia en caso de fallecimiento.

“Lo dijimos siempre: la dignidad no se negocia. Conseguimos que la zona llegue al 85% y que, si hay un siniestro grave, la familia del trabajador tenga la tranquilidad de un salario por cinco años. Eso no es un favor: es justicia”, afirmó Rucci frente a la multitud.

La unidad de Petroleros

El dirigente advirtió que el gremio exigirá que todas las operadoras se sumen al esquema: “Hemos dejado la propuesta sobre la mesa: algunas empresas firmaron; otras todavía no. Si no lo hacen, nos van a tener en los yacimientos, porque el costo de implementación son monedas comparado con la vida y la tranquilidad de una familia”.

Rucci explicó que estos avances fueron posibles gracias a la unidad de los trabajadores, la confianza en la dirigencia y la capacidad de diálogo.

En ese marco, destacó el acompañamiento del gobernador Rolando Figueroa, quien dispuso medidas fiscales para sostener la actividad convencional y reincorporar a cientos de despedidos. “Cuando había más de 800 compañeros afuera, fuimos a pedir una mano y el gobernador nos la dio. Redujo regalías e ingresos brutos y comprometió que esos incentivos se destinen a recuperar puestos. Eso hoy significa que cientos de familias vuelven a tener trabajo. Gracias, Rolando”, subrayó.

El secretario general también recordó los episodios recientes de despidos y presiones empresariales: “No vamos a permitir que nadie pisotee a un compañero. Ningún petrolero es variable de ajuste. Si alguna empresa viola lo firmado o se niega a adherir al seguro, actuaremos con la misma firmeza con la que defendemos a nuestros afiliados”, aseguró

Fuerza Neuquina Federal

Durante la asamblea, Rucci remarcó además la necesidad de que los trabajadores cuenten con representación política propia. En ese sentido, anunció que el gremio avanza con la consolidación de Fuerza Neuquina Federal, el espacio creado para que “los destinos de los trabajadores no dependan de otros, sino de quienes conocen el esfuerzo del día a día”.

“Las decisiones en política no las toman los trabajadores, sino personas que no saben lo que significa el esfuerzo. Por eso decidimos formar un partido para que alguno de ustedes ocupe esos lugares en la Legislatura, en las intendencias y en los concejos. Ninguno de nosotros va a estar en esas listas, tienen que estar ustedes”, enfatizó Rucci.

El secretario adjunto del gremio, Ernesto Inal, respaldó el mensaje destacando la importancia de la unidad en los momentos más críticos. Recordó las luchas en La Pampa y Buta Ranquil y aseguró que el sindicato “tiene 28 mil soldados para dar la lucha” si algún trabajador es atacado.

Ambos dirigentes coincidieron en que el año que se inicia será complejo, pero remarcaron que la fuerza del gremio está en la unidad y el acompañamiento permanente a cada trabajador y su familia.

El futuro

Finalmente, Rucci expresó su respaldo a los candidatos de Rolando Figueroa en las próximas elecciones. “Tengo una amistad de muchos años con Julieta Corroza, que ha demostrado ser fiel y tener convicciones. Le dije que la voy a acompañar, y estoy seguro de que todos vamos a hacerlo junto a Pepe Ousset, porque necesitamos legisladores que levanten la mano para frenar la reforma laboral que busca quitarnos derechos y convertir a los trabajadores en esclavos”, afirmó.

El dirigente aclaró que el acompañamiento se debe al compromiso asumido por ambos candidatos en la defensa de los derechos laborales, y advirtió que “del otro lado hay quienes ya votaron en contra de los trabajadores”.

Asimismo, Rucci lanzó un mensaje directo: “Seguimos con el puño en alto. No vamos a bajar la guardia hasta que cada trabajador tenga garantizados sus derechos. Esto es apenas un paso: vamos por más trabajo, más seguridad y más dignidad para nuestra gente”.

Río Negro declaró la caducidad de concesiones de President Petroleum

El Gobierno de Río Negro declaró la caducidad de las concesiones de explotación de las áreas “Puesto Flores – Estancia Vieja”, “Puesto Prado” y “Las Bases”, así como de la concesión de transporte del gasoducto “Las Bases”, todas adjudicadas a la empresa President Petroleum S.A.

La quiebra de la compañía sembró una serie de interrogantes en la actividad hidrocarburífera de Río Negro. Con áreas clave en la provincia y también en Salta, la empresa no pudo sostener su estructura financiera y judicialmente se oficializó su salida del mercado, lo que abrió dudas sobre el futuro de esas concesiones.

La decisión, formalizada mediante el Decreto 839/25 publicado en el Boletín Oficial, obedece a la situación legal de quiebra en la que cayó la compañía, lo que la inhabilita para continuar desarrollando la actividad hidrocarburífera en el territorio provincial.

La decisión de Río Negro

Ante la importancia de las operaciones en el área Puesto Flores – Estancia Vieja, que en condiciones normales produce 132 m3/d de petróleo y 5.560 m3/d de gas, la provincia de Río Negro instruyó a la empresa estatal EDHIPSA a asumir la operación transitoria. El objetivo es preservar la producción y el empleo, así como evitar daños ambientales y técnicos que podría traer aparejado una suspensión abrupta de actividades.

La asignación excepcional a EDHIPSA tendrá una vigencia de 180 días, hasta tanto se realice el nuevo llamado a licitación pública, en el marco de la Ley 17.319 y la legislación provincial vigente.

La caducidad alcanza también a las áreas “Puesto Prado” y “Las Bases”, y al gasoducto asociado, inactivo desde 2023. Con esta medida, los pozos activos, instalaciones y bienes afectados a las concesiones pasan al dominio del Estado provincial.

A su vez, la Secretaría de Energía y Ambiente, junto con la Fiscalía de Estado, avanzará en la recuperación de las deudas por regalías, cánones, multas y compromisos de inversión pendientes, en resguardo de los intereses de la Provincia.

Geopark desembarca en Vaca Muerta

Este jueves se llevó a cabo la firma del acta acuerdo que instrumenta la cesión de las concesiones de explotación entre Pluspetrol y Geopark para adquirir el 100% de participación operada en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, orientados a petróleo negro en la formación Vaca Muerta.

Como parte del acuerdo, se constituirá una Unión Transitoria para la explotación del área Puesto Silva Oeste entre la empresa Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y Geopark. De esta manera, la Provincia reafirma su participación directa en el desarrollo de Vaca Muerta a través de su empresa estatal.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó de la firma del acta acuerdo para la cesión de ambas concesiones a la operadora de origen colombiano. Lo hizo junto a Felipe Bayón, director Ejecutivo de Geopark, el Country Manager de Pluspetrol, Julián Escuder.

Tras los acuerdos alcanzados entre la Provincia y las empresas por esta cesión, se acordó un pago 12 millones de dólares en concepto de diferencial de regalías y pago compensatorio por contingencia de actividad diferida que serán íntegramente destinados a obras de infraestructura en la provincia. Se establece un seguimiento trianual de inversiones en el que los planes de desarrollo se presentan en bloques de tres años con carácter de compromiso firme.

Confianza en Vaca Muerta

En este marco, el gobernador neuquino enfatizó que “es muy importante la confianza que ha depositado la empresa en nosotros” y remarcó: “Mientras algunos piensan que el Estado se tiene que retirar, nosotros asociamos a nuestra empresa de gas y petróleo a esa compañía; es decir que vamos a recibir regalías por esa concesión”.

“Comenzamos a construir ese Neuquén de 2030 y vemos que va a tener una proyección totalmente diferente a la que tenemos actualmente. Lo tenemos que construir paso a paso, y esta incorporación de una nueva empresa ratifica el rumbo que nosotros queremos tomar”, finalizó.

De esta manera, se instrumenta, por un lado, la cesión de la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos Loma Jarillosa Este realizada por Pluspetrol S.A. a favor de GeoPark Argentina S.A., y por otro, la cesión de la Concesión de Explotación Puesto Silva Oeste, también efectuada por Pluspetrol S.A., junto con el otorgamiento de una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) y la autorización de transporte de gas natural hacia el gasoducto NEUBA II, también a favor de Geopark Argentina S.A.

Geopark Argentina S.A. asume la titularidad y operación del cien por ciento (100%) de ambas áreas, comprometiéndose a ejecutar inversiones de desarrollo en Loma Jarillosa Este, y a realizar un Plan Piloto en Puesto Silva Oeste.

Un acuerdo histórico para Geopark

Bayón señaló que “este acuerdo representa un hito histórico para GeoPark, al darnos la oportunidad de ocupar una posición muy buscada en uno de los desarrollos no convencionales más prolíficos del mundo”.

“Agradecemos al Gobierno de la Provincia de Neuquén por confiar en nosotros para el desarrollo y operación de estos activos. Vemos en ello una oportunidad única para aplicar y seguir construyendo nuestras capacidades distintivas para generar valor durante las próximas décadas”, remarcó el director Ejecutivo de la compañía colombiana.

Participaron de la firma, además, el ministro de Energía y Recursos Naturales de la Provincia, Gustavo Medele; y el presidente de Gas y Petróleo de Neuquén, Guillermo Savasta.

Por Geopark estuvieron Jaime Caballero Uribe (CFO); Ignacio Mazariegos (director de Nuevos Negocios); Adriana La Rotta (Comunicaciones); y Adrián Vilaplana (Asuntos Públicos). Por Pluspetrol participaron de la firma, además, Pedro Bernal (VP Nuevos Negocios) y Julián Seldes (gerente de Nuevos Negocios).

De esta manera, GeoPark establece una posición en Vaca Muerta, un desarrollo no convencional de clase mundial y en crecimiento; para contribuir activamente al ecosistema operativo de la Cuenca Neuquina.

Río Negro aprueba la primera concesión no convencional con PAE y Tango Energy

La provincia de Río Negro marcó un hito en su historia hidrocarburífera al otorgar la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en su territorio. La beneficiada es el área Loma Guadalosa, que será operada por Pan American Energy (PAE) junto con Tango Energy Argentina, compañía liderada por el ex YPF Pablo Iuliano.

El decreto provincial N° 827 habilita la reconversión del bloque por un plazo de 35 años, transformando una concesión convencional en un proyecto no convencional que apunta a la formación Vaca Muerta. Con esta decisión, Río Negro se suma con fuerza a la ola de inversiones que dinamizan la Cuenca Neuquina.

Un plan piloto millonario en Loma Guadalosa

Las compañías anunciaron un plan piloto de 36 millones de dólares que contempla la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral. El primero comenzará en 2026 e incluirá además un pozo vertical de igual profundidad.

Este piloto, que se extenderá por tres años, servirá para evaluar la productividad de la formación. Según los resultados, el desarrollo podría escalar hasta 44 pozos horizontales adicionales, consolidando a Loma Guadalosa como un nuevo polo de producción no convencional.

El área, ubicada a 60 kilómetros de Cipolletti y con una superficie de 101 km², cuenta con recursos prospectivos estimados en 48 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBOE).

Impacto económico y regalías para la provincia

El desarrollo no solo promete inversiones millonarias sino también mayores ingresos en regalías para Río Negro, generación de empleo local y un nuevo flujo de proveedores regionales. Además, la provincia recibirá un 2,5% del volumen total de hidrocarburos producidos en la CENCH, a través de su participación en la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial (EDHIPSA).

Previo a la reconversión, la concesión estaba en manos de Petrolera Aconcagua Energía, ahora bajo control de TANGO, junto con EDHIPSA. El decreto también aprobó la nueva distribución de participaciones: PAE retiene el 65% como operador, mientras que TANGO conserva el 35% restante.

Río Negro se suma al mapa del shale

Con este paso, la provincia se suma al grupo de jurisdicciones con proyectos no convencionales en marcha, un terreno hasta ahora dominado por Neuquén. El éxito del plan piloto será clave para definir la magnitud de las futuras inversiones y la consolidación de Río Negro como actor dentro del desarrollo de Vaca Muerta.

Vaca Muerta llevó a YPF a un récord histórico de producción: 11,56 millones de barriles

YPF lidera el desarrollo de Vaca Muerta y la compañía enfoca todos sus cañones a impulsar la producción del shale. Bajo esa premisa, la empresa se desprende de sus activos menos rentables y busca inyectar todos sus esfuerzos para impulsar el no convencional.

En este marco, la producción de petróleo de YPF durante agosto alcanzó un nivel récord de 11,56 millones de barriles, lo que equivale a un promedio de 373.214 barriles diarios. Según datos de la Secretaría de Energía analizados por Freelance Consultant y difundidos por el analista energético Fernando Salvetti, se trata de un crecimiento mensual del 2,28% frente a julio.

El desempeño estuvo claramente dominado por la Cuenca Neuquina, que aportó el 85% del total y marcó un alza del 2,94% mensual. En contraste, las cuencas Austral y del Golfo San Jorge registraron retrocesos. La influencia de Vaca Muerta resultó decisiva, ya que la formación explicó el 77% de la producción total del mes.

El peso del shale en el crecimiento

El motor principal de YPF fue el no convencional, que sumó 282.262 barriles diarios, equivalentes al 75,6% del total. Dentro de este segmento, el shale representó 280.266 barriles diarios, con un salto mensual del 3,31%. El tight, con un aporte menor de 1.996 barriles por día, también creció un 1,27% respecto a julio.

En paralelo, la producción convencional mostró un retroceso. El segmento aportó 90.953 barriles diarios, un 24,37% del total, con una baja del 0,74% frente al mes anterior. La tendencia confirma el desplazamiento progresivo del convencional frente al dinamismo del shale.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

Neuquén, la columna vertebral de YPF

Al desagregar por cuenca, los números ratifican la centralidad de Neuquén. En agosto, produjo 316.778 barriles diarios, equivalente al 84,88% del total nacional operado por YPF. En segundo lugar se ubicó el Golfo San Jorge con 55.254 barriles por día, un 14,81%, mientras que la cuenca Austral quedó reducida a apenas 1.181 barriles diarios (0,32%).

El análisis por formaciones también refleja la supremacía neuquina. Vaca Muerta aportó 280.409 barriles diarios, es decir el 76,85% del total. Bastante por detrás aparecen el Grupo Chubut con 24.957 barriles por día (6,84%), Bajo Barreal con 21.347 barriles (5,85%) y Rayoso con 13.242 barriles (3,63%). Cañadón Seco, con 7.362 barriles diarios, cerró en 2,02%.

Un récord con proyección exportadora

Los datos de agosto confirman la consolidación de YPF como operador clave en la expansión de Vaca Muerta. El crecimiento sostenido del shale impulsa la producción hacia nuevos máximos históricos y abre perspectivas para incrementar exportaciones de crudo en el corto plazo. Con la compañía alcanzando un récord de 11,56 millones de barriles, la proyección de un salto estructural en la balanza energética argentina gana cada vez más fuerza.

Si bien los números son sorprendentes, la compañía seguirá empujando su techo de la mano de los proyectos de exportación como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el Argentina LNG, que tal como informó +e, demandará un oleoducto que permitirá sumar nuevas reservas al Banco Central de la República Argentina (BCRA).

Cuáles son las provincias más golpeadas por la baja de perforadores

La industria hidrocarburífera argentina atraviesa una baja histórica en la cantidad de equipos de perforación y de servicios. Entre enero de 2024 y agosto de 2025, la cifra total pasó de 230 a 163 equipos. Esto implica una caída del 29%, con impacto directo en el empleo, en la cadena de proveedores y en la proyección de inversiones.El retroceso no es uniforme: algunas provincias muestran descensos más suaves, mientras que otras enfrentan reducciones profundas.

El caso más crítico se observa en Santa Cruz, donde la actividad se contrajo casi a la mitad. En contraste, Neuquén sigue liderando en números absolutos, pero también registró una baja importante.

En el segmento no convencional, el número de rigs pasó de 37 en enero de 2024 a 34 en agosto de 2025, una disminución del 8%. Aunque la caída parece menor, refleja señales de cautela en el principal polo productivo del país, que depende de inversiones sostenidas para alimentar su crecimiento.

En el convencional, el panorama es mucho más severo. La actividad pasó de 25 equipos a apenas 10 en el mismo período. La reducción del 60% marca un deterioro que, según especialistas, compromete la base productiva que sostiene a Vaca Muerta.

El mapa de la caída en las provincias

Neuquén, epicentro del shale argentino, pasó de 85 equipos en enero de 2024 a 64 en agosto de 2025. La disminución del 25% equivale a 21 equipos menos en operación.

En Chubut, la merma fue del 17%, con un descenso de 72 a 60 equipos. Santa Cruz registró la baja más pronunciada en valores relativos: de 48 equipos a 25, lo que representa una caída del 48%. En términos absolutos, la provincia perdió 23 unidades.

Mendoza también mostró retrocesos. De 17 equipos en enero de 2024, se bajó a 13 en agosto de 2025. La caída del 23% significó la salida de cuatro unidades. En el resto de las provincias productoras, la cifra pasó de 8 a apenas 1 equipo, un desplome del 87%.

Las provincias más golpeadas por la baja de perforadores.

En total, el país perdió 67 equipos en un año y medio. La tendencia genera inquietud en la industria, que reconoce que la perforación es el motor central para sostener niveles de producción y asegurar la capacidad de evacuación de proyectos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Daniel González, secretario de Coordinación de Energía de la Nación, buscó llevar calma en la reciente AOG 2025. “Nadie debería asustarse que el nivel de actividad se ajuste en el país para tener una industria sana”, señaló. Recordó que la caída de equipos también se produjo en la cuenca del Pérmico, en Estados Unidos, como parte de un proceso de eficiencia.

El funcionario insistió en que la clave está en la competitividad. Destacó que los costos de perforación en Vaca Muerta son 35% más caros que en Permian, aunque subrayó que la comparación es con “el país más eficiente del mundo”.

El riesgo de no llenar el VMOS

El recorte de equipos genera preocupación en Neuquén por la proximidad de la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). El proyecto, considerado estratégico para multiplicar las exportaciones de crudo, requiere mantener e incluso aumentar la perforación de pozos.

Daniel Horacio González, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene), lo planteó con claridad: “Si no empieza la perforación antes de fin de año, no podrá llenar el VMOS”.

El dirigente reconoció que el sector atraviesa un “bache momentáneo”, pero advirtió que la recuperación no puede esperar demasiado. “Sí o sí tienen que empezar a perforar y a fracturar más pozos para poder alimentar el oleoducto”, señaló durante la Expo Argentina Oil & Gas 2025.

Para González, el parate tiene múltiples causas: la baja del precio del barril, la incertidumbre en la evacuación de crudo y la inestabilidad política. “Los inversores buscan seguridad jurídica y reglas de juego claras”, enfatizó.

Desde Nación, Daniel González remarcó que la única forma de sostener la competitividad es con un trabajo conjunto de todos los actores. “Nación, provincias, sindicatos y operadoras tienen que estar en el mismo barco”, sostuvo.

El contexto internacional también condiciona. El secretario de Energía recordó que el precio del barril difícilmente supere los 65 dólares en el corto plazo, lo que limita las perspectivas de mayores ingresos. En ese escenario, cada dólar invertido en perforación debe ser eficiente y sostenible.

El masterplan de Iuliano: Aconcagua Energía mejorará la eficiencia del convencional para ir por el shale

Luego de atravesar una reestructuración financiera que despejó su futuro inmediato, Aconcagua Energía se prepara para dar un paso clave: el diseño de un plan no convencional en Río Negro. Así lo adelantó su nuevo CEO, Pablo Iuliano, quien asumió tras el desembarco de Tango Energía como accionista mayoritario.

“Hemos tenido una reunión muy buena con el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, y con la secretaria de Energía, Andrea Confini, donde les contamos nuestros planes de corto plazo. Vamos a presentar un plan de trabajo para poner en valor las áreas con potencial no convencional”, aseguró el ex directivo de YPF.

El objetivo es aprovechar bloques que, según Iuliano, ofrecen oportunidades para el despegue productivo de la compañía. La estrategia se basa en estabilizar primero la producción convencional y, a partir de allí, apalancar el crecimiento en activos no convencionales.

El diseño del plan: desriskeo y productividad de los pozos

El proyecto no convencional de Aconcagua seguirá una hoja de ruta conocida en la industria: primero la identificación de las áreas más prometedoras, luego la etapa de desriskeo, seguida por el diseño de pozos que equilibren inversión y productividad. “Lo importante es plantear un caso de desarrollo sólido, donde la ecuación técnica y económica esté optimizada”, explicó Iuliano en diálogo con eolomedia.

El ejecutivo resaltó que la compañía cuenta con un equipo de trabajo con trayectoria probada en Loma Campana con YPF y en proyectos de Tecpetrol, lo que les otorga confianza para llevar adelante el desafío. “Antes de Vaca Muerta, muchos de nosotros ya teníamos 15 o 20 años de experiencia en campos maduros. Sabemos cómo operar en contextos exigentes y estamos convencidos del potencial que tienen nuestros bloques en Río Negro”, afirmó.

Aconcagua Energía se esperanza con el no convencional.

Una sede en Cipolletti para consolidar el proyecto

Un aspecto central del plan de Aconcagua es que la oficina principal de la empresa estará en Cipolletti, Río Negro. Desde allí se coordinarán tanto las operaciones convencionales como los futuros proyectos no convencionales.

“Queremos estar cerca de las operaciones y de las comunidades donde trabajamos. La mayoría de nuestro personal vive en la región y no tiene sentido manejar la compañía desde Buenos Aires. Esta es una decisión cultural que forma parte de la identidad que queremos construir”, señaló Iuliano.

Esta cercanía territorial fortalece el vínculo con el gobierno provincial y con la comunidad, dos actores claves para que el proyecto no convencional logre avanzar sin obstáculos. La empresa busca ser reconocida no solo por su capacidad técnica, sino también por su integración con el desarrollo regional.

Una apuesta a futuro con bases sólidas

El desembarco de Tango Energía, con el respaldo de Vista Energy y Trafigura, le permitió a Aconcagua superar su “cáncer de deuda” y capitalizarse con US$36 millones. Con ese oxígeno financiero, la compañía comenzó a recuperar producción en sus campos convencionales, proyectando un crecimiento de entre 5% y 10% hasta fin de año.

Pero el horizonte de largo plazo está puesto en los activos no convencionales. Allí Aconcagua busca consolidar su nueva identidad como operador relevante en la Cuenca Neuquina. “El convencional hay que hacerlo eficiente, pero el crecimiento verdadero tiene que traccionarse desde los no convencionales”, remarcó Iuliano.

Hösel: “Las operadoras pueden producir todo lo que quieran”

La Cuenca Neuquina atraviesa una etapa clave en su desarrollo. Durante la Argentina Oil & Gas 2025 (AOG), Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, aseguró que la infraestructura de transporte no será un freno para la expansión productiva de Vaca Muerta. Según explicó, los avances en los proyectos de ampliación permitirán evacuar todo el petróleo que las operadoras puedan producir en los próximos años.

“Hoy podemos decir que la Cuenca no tiene cuello de botella en petróleo. En marzo se inauguró Duplicar Plus y, después de tres años de trabajo, confirmamos que los productores pueden producir todo lo que quieran”, sostuvo Hösel. Actualmente, la capacidad de la Cuenca alcanza los 730 mil barriles diarios, mientras que la producción se encuentra en torno a 600 mil barriles.

El ejecutivo remarcó que, con la puesta en marcha de Duplicar Norte y el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la capacidad de transporte se elevará hasta 1,3 millones de barriles diarios. “El transporte de crudo no será un desafío. El verdadero reto es que las obras estén listas en los tiempos que necesitamos”, subrayó.

La obra de Oldelval que marcará un antes y un después

Hösel explicó que el proyecto Duplicar Norte está diseñado para atender el crecimiento del hub norte de Vaca Muerta, donde tienen operaciones Chevron, Pluspetrol, YPF y Tecpetrol. El nuevo ducto, de 24 pulgadas, tendrá una capacidad inicial de 300 mil barriles por día, con la posibilidad de ampliarse hasta 500 mil barriles.

Las obras comenzarán en noviembre de este año y se prevé que entren en funcionamiento en marzo de 2027. “Nuestros clientes nos han dado una indicación firme: no podemos pasarnos de esa fecha. Los operadores planean avanzar a una nueva etapa de desarrollo hacia finales de 2026, por lo que la infraestructura debe estar disponible”, explicó el CEO de Oldelval.

El proyecto no solo garantizará la evacuación del crudo, sino que también ofrecerá mayor flexibilidad para las exportaciones. “Este ducto va a permitir que los clientes tengan más facilidades para exportar su producción”, agregó Hösel.

La compañía también contempló alternativas para evitar cualquier restricción en caso de que la producción alcance los 730 mil barriles antes de que finalicen las obras. “Desde Oldelval tenemos planes de evacuación alternativos. Lo importante es que los productores tengan certeza de que podrán colocar su crudo”, sostuvo.

Oldelval llenó el proyecto Duplicar.

Una visión de eficiencia para el futuro del transporte

Durante su exposición en la AOG 2025, Hösel puso el foco en la necesidad de mejorar la eficiencia en el transporte y la comercialización del crudo. “En esta industria no manejamos el precio. Lo que podemos controlar son los costos, y allí está nuestra responsabilidad”, afirmó.

Según el CEO, el modelo de downstream debería orientarse hacia una operación unificada para evitar ineficiencias. “Hoy la Cuenca tendrá tres operadores en el downstream, pero no vemos sentido en que sean más de uno. El sistema se haría más eficiente si se coordina bajo un solo operador”, señaló.

Otro de los puntos clave es la calidad del petróleo que se produce en Vaca Muerta. Hösel explicó que existen diferentes rangos de crudo dentro de la formación, lo que plantea un desafío adicional. “Necesitamos mover las moléculas de la manera más eficiente posible. Eso implica coordinar sistemas, integrar redes y garantizar que nunca se interrumpan las exportaciones”, detalló.

El directivo también destacó la importancia de contar con puertos adaptados a las necesidades del mercado. “Vamos a tener a Punta Colorada como puerto estratégico, con barcos de mayor tamaño, y Ensenada, que trabajará con buques más pequeños. La clave es dar flexibilidad a los productores”, afirmó.

Las claves de los proyectos

Hösel recordó que el origen del proyecto Duplicar Plus, inaugurado en marzo, estuvo marcado por la urgencia. “En 2021 surgió la necesidad inmediata de ampliar la capacidad de transporte. Tuvimos que acelerar los plazos y encontrar una solución rápida”, indicó.

La obra fue posible gracias a un esquema de financiamiento compartido: el 80% del capital lo aportaron las operadoras de Vaca Muerta y el 20% restante se obtuvo en el mercado de capitales. El modelo fue replicado para Duplicar Norte, con contratos de largo plazo en dólares que garantizan la sustentabilidad del proyecto.

“Son contratos a trece años que han sido un desafío en sí mismos, porque implicaron consensuar intereses entre distintas compañías. Pero es lo que permitió que estas obras se concreten”, explicó Hösel.

El CEO de Oldelval resaltó que el éxito de estos proyectos se basa en la confianza de las operadoras y en la convicción de que la infraestructura de transporte es esencial para sostener el crecimiento de Vaca Muerta. “Nuestra tarea es dar seguridad a los productores. Ellos deben tener la certeza de que su producción siempre podrá ser evacuada”, concluyó.