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Cuenca Neuquina

DLS suma dos rigs para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El desarrollo del shale en Vaca Muerta continúa impulsando una mayor demanda de servicios de perforación de alta complejidad. En ese contexto, DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo operativo que permitirá incorporar dos equipos perforadores de última generación, orientados a optimizar la eficiencia y la seguridad en las operaciones no convencionales de la Cuenca Neuquina.

La llegada de estos nuevos rigs se enmarca en el reciente contrato que DLS Archer suscribió con YPF, considerado el mayor acuerdo de perforación vigente en Vaca Muerta. La incorporación de tecnología de última generación busca acompañar el ritmo de actividad que proyecta la petrolera de mayoría estatal en sus áreas estratégicas de shale.

Los nuevos equipos están diseñados para operar en ambientes de alta exigencia, con foco en la optimización de tiempos, reducción de riesgos operativos y mejora del desempeño ambiental. Según explicaron desde la compañía, la iniciativa apunta a fortalecer la capacidad de respuesta frente a un mercado que muestra señales claras de expansión sostenida.

Vaca Muerta alcanzó un doble récord.

La apuesta de DLS por el shale

Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling en DLS Archer, destacó la relevancia del acuerdo para la estrategia corporativa. “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF y anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características”, afirmó el ejecutivo.

Molinaro también subrayó que esta decisión se vincula con el proceso de transformación iniciado hace dos años, tras la adquisición de ADA, empresa especializada en perforación con presión controlada. Esa operación permitió a DLS Archer diversificar su portafolio y consolidar su posicionamiento como proveedor integral para proyectos no convencionales.

El acuerdo con Patterson-UTI permitirá, además, optimizar recursos operativos, mejorar la coordinación entre compañías y ofrecer soluciones de alto valor agregado. Desde DLS remarcaron que el objetivo es seguir elevando los estándares de productividad, sin resignar los niveles de seguridad que exige la operación en formaciones complejas como Vaca Muerta.

Un contrato clave con YPF y una estrategia de largo plazo

El mayor contrato de perforación adjudicado por YPF a DLS Archer tiene una vigencia de cinco años y contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación. Todos los rigs incorporan tecnología de punta y servicios de Perforación Controlada por Presión (Managed Pressure Drilling – MPD), una herramienta clave para optimizar la eficiencia operativa.

Este esquema incluye mejoras sustanciales en los estándares actuales de la industria, reforzando el compromiso conjunto con la seguridad, la eficiencia y el cuidado ambiental. Para DLS Archer, el acuerdo representa un paso decisivo dentro de su estrategia de crecimiento en el mercado argentino y regional.

La incorporación de los dos nuevos equipos de perforación se inscribe así en una etapa de fuerte expansión para DLS Archer en Vaca Muerta, acompañando el ritmo de desarrollo del shale y consolidando una alianza estratégica que continúa ganando peso dentro de la industria energética argentina.

Shoe to shoe: la apuesta de Halliburton que sacude a Vaca Muerta

Halliburton es uno de los principales referentes de la industria hidrocarburífera global y mantiene una presencia decisiva en Vaca Muerta. La compañía continúa enfocada en elevar la eficiencia operativa y acompañar el desarrollo del shale, con una actividad sostenida en la Cuenca Neuquina que la posiciona entre las empresas de servicios con mayor despliegue.

En ese marco, la firma avanza con un pozo bajo el esquema “shoe to shoe”, una modalidad que permite gestionar la perforación de manera continua entre una zapata de casing y la siguiente. Este enfoque evita cambios de contratistas y de esquemas operativos, reduciendo tiempos no productivos y mejorando la coordinación integral del proceso.

El término shoe hace referencia a la zapata del revestimiento, ubicada en el extremo inferior de cada sarta de casing. Cada vez que una sección es corrida y cementada, se cierra una etapa del pozo. El concepto shoe to shoe integra todos esos tramos bajo una misma estrategia de ejecución.

“Como parte del equipo de Halliburton, estoy entusiasmado de participar en un pozo shoe to shoe en Vaca Muerta, actualmente perforando la sección lateral tras completar con éxito la tangente, la curva y el aterrizaje”, expresó Julio César Sánchez, Directional Driller de la compañía, en una publicación en LinkedIn.

El especialista agregó que, pese a enfrentar desafíos direccionales como altos doglegs y una sección negativa, el proyecto avanza por encima de los KPIs del cliente. Según detalló, el desempeño se apoya en tecnologías como MARSS, motor NitroForce, iCruise RSS y la broca HyperSteer, desarrolladas por Halliburton.

Avances en la perforación de Vaca Muerta

Hernán Carbonell, gerente de Desarrollo de Negocios de Halliburton en Argentina, destacó que los mayores avances tecnológicos se concentran actualmente en perforación y completación. En el primer segmento, remarcó la incorporación de herramientas inteligentes que optimizan los pozos horizontales mediante mayor información en tiempo real.

En completación, Carbonell subrayó la posibilidad de operar de forma remota con sistemas digitales que permiten mejorar la eficiencia operativa y reducir los costos de desarrollo. Este enfoque, explicó, se volvió clave para sostener la competitividad en proyectos no convencionales cada vez más exigentes.

Durante 2025, Halliburton desplegó en la Cuenca Neuquina tecnologías como el bombeo simultáneo de pozos (Simul Frac), el bombeo continuo y el uso de gas mediante la tecnología B-Fuel. Estas metodologías, según el ejecutivo, marcaron un salto relevante en productividad y en aprovechamiento de los recursos.

La evolución también alcanzó a las herramientas de perforación direccional. Carbonell señaló que el objetivo fue acompañar la creciente demanda de la industria, manteniendo altos niveles de productividad y, al mismo tiempo, reduciendo costos operativos. “Muchas de estas tecnologías ya están aplicadas en clientes de Argentina”, afirmó.

Uno de los desarrollos más relevantes fue la implementación de fibra óptica para capturar datos del subsuelo en tiempo real. Esta innovación permite que las decisiones en superficie sean más precisas y automatizadas, incrementando la eficiencia general de las operaciones y consolidando un nuevo estándar tecnológico en Vaca Muerta.

El dato que confirma que Vaca Muerta dejó atrás su fase experimental

Vaca Muerta transita un punto de inflexión que redefine su lugar en la industria energética regional. Los datos más recientes ya no hablan de promesas ni de pruebas piloto, sino de un cambio estructural en la forma de operar la cuenca. La transición que atravesó 2025 abre paso a un escenario operativo mucho más estable y maduro.

Según Ernesto Díaz, Senior Vice President Latin America de Rystad Energy, dos indicadores reflejan con claridad el pulso real de la actividad: los pozos iniciados y las etapas de fractura. Ambos muestran que la volatilidad de años anteriores empieza a quedar atrás, dando lugar a un patrón productivo más previsible y continuo.

Durante 2024, la actividad fue elevada, pero extremadamente irregular. De acuerdo con los datos difundidos por Díaz en LinkedIn, los pozos iniciados oscilaron entre 25 y 46 por mes, mientras que las etapas de fractura variaron entre 1.000 y 2.000 mensuales. Fue un año fuerte, aunque con altibajos operativos muy marcados.

El panorama de 2025 mostró una dinámica distinta. Ernesto Díaz destacó que noviembre cerró con 46 pozos iniciados y diciembre con 53, confirmando que la actividad real se mantuvo en niveles elevados. El dato más contundente fue mayo, cuando se alcanzaron 3.411 etapas de fractura, el máximo mensual histórico registrado en Vaca Muerta.

Ese récord marcó un antes y un después. Para Rystad Energy, el salto no fue solo cuantitativo, sino cualitativo, porque evidenció una capacidad operativa sostenida. La cuenca comenzó a consolidar un ritmo que ya no depende de picos aislados, sino de una planificación industrial con mayor consistencia y previsibilidad.

El cambio silencioso que puede convertir a Vaca Muerta en una potencia shale.

El punto de quiebre estructural para Vaca Muerta

Las proyecciones de Ernesto Díaz anticipan que 2026 será el cambio estructural más importante para Vaca Muerta. El nuevo régimen operativo prevé entre 48 y 55 pozos iniciados por mes, de forma constante, junto con 2.400 a 2.700 etapas de fractura mensuales. Por primera vez, la cuenca entraría en un plateau alto, estable y continuo.

Para la industria, este escenario implica mayor estabilidad en la producción y en las exportaciones, además de una demanda sostenida de servicios asociados como perforación, fractura, logística, arenas y midstream. También mejora la previsibilidad para los inversores, un factor clave para acelerar decisiones de largo plazo en proyectos de gran escala.

Díaz remarca que Vaca Muerta ya no discute si puede producir gas de clase mundial. El debate ahora se centra en cómo escalar, diversificar y capturar más valor. La productividad se ubica en niveles comparables a los mejores shales, con capacidad de respuesta rápida a la demanda regional y avances concretos en infraestructura y LNG.

En ese marco, el gas argentino se posiciona como un recurso flexible, competitivo y estratégico. La integración entre upstream y midstream, nuevas formas de monetizar el gas fuera del invierno y la innovación operativa en campo aparecen como los ejes del próximo salto. Para Rystad Energy, la oportunidad está abierta y el momento es ahora.

Asimismo, Ernesto Díaz también advierte que Vaca Muerta debe aprender de la experiencia del shale estadounidense. En Estados Unidos, la longitud de los laterales se redujo tras comprobar que más metros no garantizan mayor producción. El foco pasó a la eficiencia de diseño, buscando el equilibrio técnico y económico, una lección clave para el desarrollo argentino.

SLB es el nuevo rey del fracking de Vaca Muerta

Los números de 2025 en el fracking de Vaca Muerta dejó varias cuestiones para analizar. La industria completó casi 24 mil etapas de fracturas en el segmento shale estableciendo un crecimiento del 34% con respecto al 2024. El nivel de actividad se mantuvo acorde a lo proyectado, pero hubo cambios de liderazgo entre las empresas de servicio.

Tal como viene informando eolomedia, SLB le arrebató el primer puesto a Halliburton en el fracking de la roca madre. La tendencia se consolidó en el segundo semestre ya que, en la primera parte del año, los trabajadores de mamelucos rojos mantuvieron el histórico liderazgo en las punciones por una diferencia mínima de 200 etapas de fractura. Esa distancia quedó en el olvido ni bien comenzó julio.

Según el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, seis empresas de servicio estuvieron presentes en Vaca Muerta en 2025. SLB y Halliburton fueron las más requeridas, Tenaris se consolidó en el tercer puesto y un nuevo actor irrumpió en la escena del shale neuquino.

SLB, el nuevo rey del fracking

En 2025, SLB se quedó con el trono de las etapas de fracturas. Los trabajadores de mamelucos azules completaron 9.312 operaciones frente a las 9.023 de Halliburton. Este crecimiento estuvo asociado a la implementación de tecnologías avanzadas, como el Dual Frac.

Las fracturas en simultaneo permitió que se realicen 401 punciones en un mes con un solo crew y reducir el tiempo muerto logrando incrementar la eficiencia operativa en un 26%. Además, el Real Time Intelligence Center de YPF le permitió obtener visibilidad y coordinación en tiempo real, optimizando la gestión de las operaciones en campo.

SLB cosechó cuatro clientes a lo largo de 2025. YPF fue la compañía que más requirió sus servicios. La empresa de mayoría estatal solicitó 6.350 etapas de fractura. Detrás se ubicó Vista Energy con 2.655 punciones, Capex con 202 etapas de fractura y Pampa Energía con 105 operaciones.

Dinamismo en las etapas de fractura

Halliburton fue quien dominó históricamente el fracking de Vaca Muerta y quién implementó por primera vez el Dual Frac en la Cuenca Neuquina. Es un peso pesado de la industria a nivel mundial y su nombre está asociado a la eficiencia.

En este marco, los trabajadores de mameluco rojo cosecharon 5.557 etapas de fractura en todo 2025 gracias a los trabajos solicitados por cinco compañías.

La principal operadora que requirió sus servicios fue YPF con 5.557 punciones. Detrás se ubicó Pampa Energía con 1.486 operaciones y Pluspetrol con 313. Además, completó 883 etapas de fractura para Shell y 784 para Chevron.

Asimismo, Tenaris se afianzó en el tercer puesto del fracking de Vaca Muerta. La compañía del Grupo Techint realizó tareas para tres compañías del shale neuquino y sumó 2.134 operaciones durante el año pasado. Las operadoras que requirieron sus equipamientos fueron Tecpetrol – su hermana del Grupo Techint- con 1.414 fracturas, TotalEnergies con 418 punciones y Phoenix Global Resources (PGR) con 302 operaciones.

Calfrac fue otra de las compañías que tuvo una fuerte presencia en Vaca Muerta. La compañía de mamelucos verdes realizó 1.740 operaciones en la roca madre que se explica gracias al trabajo completado para dos operadoras: YPF y Pan American Energy. Para la empresa de mayoría estatal realizó 531 etapas de fractura y para PAE completó 1.209 operaciones.

El visto bueno para Vaca Muerta Asimismo, rechazó la intención de invertir la carga probatoria y calificó de inverosímil el planteo según el cual correspondería a las empresas demostrar la inexistencia de daño ambiental. Para los jueces, la actora no justificó por qué estaría eximida de precisar las circunstancias de los hechos denunciados. El tribunal tampoco consideró suficiente el relevamiento técnico presentado por ASSUPA, al señalar que no menciona pasivos ambientales concretos ni vincula daños con eventos específicos atribuibles a los demandados. Con esa evaluación, la Corte descartó el pedido y mantuvo la continuidad de las operaciones en Vaca Muerta.

Un nuevo viejo actor

Servicios Petroleros Integrados (SPI) y Weatherford son los encargados de cerrar el listado de las empresas de servicio en Vaca Muerta. Sin embargo, hay que hacer una salvedad sobre el desempeño de ambas compañías.

En febrero, Pluspetrol adquirió la división de servicios de fractura de Weatherford, conocida como Newco. El acuerdo implicó que se respeten los compromisos comerciales asumidos con clientes y contratistas por parte de Weatherford. La compañía continuará proveyendo tecnologías y servicios en el país. De esta manera, Pluspetrol conformó su propia empresa de servicios que denominó SPI.

Según el documento de la Fundación Contactos Petroleros, Weatherford prestó servicios hasta abril mientras que SPI empezó sus tareas en mayo.

Los trabajadores de mameluco rojo realizaron 427 operaciones en la roca madre y todas fueron para Pluspetrol. En tanto, SPI realizó 1.148 etapas de fractura, todas ejecutadas para Pluspetrol.

PAE incorpora a Continental Resources para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources se asociaron con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. El acuerdo consiste en la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de PAE en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro, Aguada Cánepa, ubicadas en la provincia del Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.

Durante décadas Continental ha sido pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable. A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta.

El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.

“Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy”, dijo Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources. “PAE es un operador altamente capacitado con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta”.

PAE lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y actualmente es uno de los protagonistas del desarrollo no convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED). En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.

Explosión en Vaca Muerta: récord de fracking, un líder indiscutido y un podio inesperado

El 2025 consolidó lo que se venía haciendo en Vaca Muerta. La industria siguió rompiendo récords y se prepara el terreno para el gran salto exportador de la mano de las obras de infraestructura que se vienen haciendo en la Cuenca Neuquina.

La actividad se mantuvo a tono a las proyecciones esperadas. La Fundación Contactos Petroleros adelantó que en 2025 se completarían unas 24 mil etapas de fractura en el segmento shale y las empresas no defraudaron. Es que según el registro que realiza Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, durante el año pasado se completaron 23.784 punciones.

El incremento de actividad con respecto a lo realizado en 2024 fue de 5.988 operaciones, lo que se traduce en un crecimiento del 34%.

Más allá de las proyecciones, el foco estuvo puesto en el desempeño de las compañías. En total 11 operaciones tuvieron participación en Vaca Muerta donde YPF siguió sacando una amplia diferencia con respecto al resto. Sin embargo, el tablero del fracking acuso diferentes movimientos para tener en cuenta para lo que viene.

Las primeras tres

YPF es la reina del shale argentino. La compañía de mayoría estatal sumó 12.438 etapas de fractura durante el año pasado, lo que significó el 52% de la actividad en Vaca Muerta. La actividad seguirá creciendo en 2026 de la mano de los activos adquiridos a TotalEnergies y la consolidación de sus tres pilares: Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica.

Vista Energy se consolidó como la segunda operadora más dinámica de Vaca Muerta. La compañía liderada por Miguel Galuccio logró 2.655 punciones. La cifra es el 11% del total de fracturas en el shale y encara el 2026 enfocada en seguir acelerando la actividad en sus bloques.

El batacazo estuvo a cargo de Pluspetrol. La compañía aumentó su actividad en un 52% y logró subirse al podio del fracking de la roca madre de la Cuenca Neuquina. La empresa de capitales nacionales registró 1.888 punciones, lo que se traduce en el 8% del total.

En Pluspetrol hay que hacer la salvedad que sus operaciones se dividen en dos entidades: Pluspetrol y Pluspetrol CN. La primera está destinada a la actividad en La Calera donde se realizaron 1.575 etapas de fractura y la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada) donde se llevaron a cabo 313 punciones.

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

Tres pesos pesados

El mapa del shale también arrojó otra sorpresa. Después de YPF, Pampa Energía fue la empresa que más creció en Vaca Muerta. Entre 2024 y 2025, la compañía creció aumentó 1.341 etapas de fractura. Esto se traduce que durante el año pasado registró 1.591 operaciones, lo que explica el 7% del total de las operaciones. La principal razón de este crecimiento fueron los trabajos en Rincón de Aranda, su ariete en el shale oil.

Otra de las compañías que explica el nuevo récord de Vaca Muerta es Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint sumó 1.414 operaciones, lo que se traduce en el 6% de las punciones en Vaca Muerta.

Mientras que Pan American Energy (PAE) registró 1.209 operaciones en la roca madre. Esto es el 5% del total.

Vaca Muerta y el objetivo de seguir creciendo

El ranking es cerrado por cinco compañías que no alcanzaron a superar las mil etapas de fractura. Sin embargo, sus tareas son vitales para el impulso de la actividad en la Cuenca Neuquina.

Shell cosechó 883 etapas de fractura, Chevron contabilizó 784 punciones, TotalEnergies sumó 418 operaciones, Phoenix Global Resources acumuló 302 fracturas y Capex contabilizó 202 punciones.

La actividad en Vaca Muerta no da señales de desaceleración. Según el relevamiento elaborado por Fundación Contactos Petroleros, las compañías podrían superar las 28 mil etapas de fractura en 2026, marcando un nuevo récord en la roca madre. Esto representaría un incremento interanual del 22%.

El fracking de Vaca Muerta aumentó un 34% en 2025

Vaca Muerta tiene la misión de llevar los niveles de actividad hidrocarburífera al siguiente nivel. La roca madre es el motor energético del país y se prepara para conquistar a la región de la mano de la sinergia, innovación y eficiencia que impulsan las empresas.

La mejor manera de observar este avance son los datos de las etapas de fractura en la Cuenca Neuquina. El informe de country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, establece que en 2025 se realizaron 23.784 punciones, lo que se traduce en un crecimiento del 34% con respecto al 2024. La diferencia entre un año y otro fue de 5.988 operaciones.

Si se desglosa los registros por mes se destaca que en enero se completaron 1.761 punciones, en febrero 1.978 operaciones, en marzo 1.960 fracturas, en abril -segunda marca top del año- se completaron 2.214 etapas, en mayo – cifra histórica para el shale- se realizaron 2.588 punciones y en junio se contabilizaron 1.968 operaciones.

En tanto, julio cerró con 1.793 punciones y en agosto se completaron 2.163 fracturas. Mientras que en septiembre se realizaron 1.831 punciones y en octubre las compañías completaron 2.020 etapas de fractura.

Noviembre fue un mes flojo con 1.762 operaciones y diciembre cerró el registro con 1.791 fracturas.

El fracking de Vaca Muerta en diciembre

El podio en Vaca Muerta

La actividad en diciembre no presentó grandes cambios con respecto a lo que se registró a lo largo del año. YPF fue la principal operadora en el shale. La compañía de mayoría estatal se anotó 778 punciones, lo que significa el 43% de las operaciones en Vaca Muerta.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 260 etapas de fractura. La compañía liderada por Miguel Galuccio se adjudicó el 15% del fracking en la Cuenca Neuquina.

El tercer lugar fue para Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint logró la marca de 201 operaciones, lo que significa el 11% de las etapas de fractura en la roca madre.

El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.

La actividad del último mes del año

El trabajo del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros también estableció que Pampa Energía registró 158 punciones, lo que explica el 9% del total de las operaciones.

Chevron, la única multinacional que registró actividad en diciembre, sumó 124 punciones. La misma cifra registró Pluspetrol, con la salvedad que sus operaciones se dividieron en dos entidades: Pluspetrol (115) y Pluspetrol CN (9). La primera está destinada a la actividad en La Calera mientras que la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada)

El registro fue cerrado por Phoenix Global Resources (PGR) con 87 etapas de fractura, lo que explica el 5% de las operaciones y por Pan American Energy (PAE) que sumó 59 punciones, que significó el 3% de las tareas en Vaca Muerta.

La Corte frenó un intento judicial que pudo paralizar Vaca Muerta

La Corte Suprema de Justicia de la Nación rechazó una medida cautelar que pretendía frenar la actividad en Vaca Muerta y confirmó la continuidad de las operaciones de petróleo y gas en la Cuenca Neuquina. La decisión alcanza también a desarrollos no convencionales ubicados en Río Negro y Mendoza, donde se extiende parte de la roca madre.

El fallo está fechado el 18 de diciembre y se conoció una semana después de que YPF anunciara que continuará explorando el sector mendocino con una nueva perforación en el bloque CN VII A.

El rechazo evita un freno generalizado a la industria. La Corte desestimó el planteo presentado por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (ASSUPA), que había solicitado una medida cautelar urgente contra compañías del sector como YPF, Chevron y Pampa Energía, además del Estado nacional y de varias provincias, entre ellas Neuquén, Mendoza Buenos Aires y La Pampa.

Las acciones pedidas incluían la recomposición progresiva de la zona en litigio y controles ambientales que, de prosperar, hubieran paralizado la actividad hidrocarburífera en toda la cuenca.

Para el tribunal, no hay razones que justifiquen la medida solicitada, ya que el reclamo no acreditó verosimilitud en el derecho ni peligro irreparable en la demora, requisitos mínimos de una tutela anticipada. En términos prácticos, el fallo evita que los proyectos queden sujetos a una suspensión judicial amplia pese a no haber sido denunciados de manera específica.

La resolución fue firmada por el presidente del tribunal, Horacio Rosatti, junto a los conjueces Luis Renato Rabbi Baldi Cabanillas, Silvina Andalaf Casiello y Rocío Alcalá, convocados especialmente para intervenir en este expediente.

Las razones del rechazo

Uno de los argumentos centrales fue la falta de delimitación precisa del reclamo. Según la Corte, ASSUPA no localizó con claridad los hechos contaminantes invocados y se limitó a identificar en forma genérica a la Cuenca Neuquina como zona en conflicto.

Para el tribunal, determinar con precisión el área supuestamente afectada era indispensable para admitir la medida precautoria, ya que su competencia en materia ambiental se restringe a daños interjurisdiccionales.

En ese sentido, los jueces advirtieron que la actora no explicó de qué manera el caso involucraba problemas ambientales compartidos por más de una jurisdicción. Ese punto resulta relevante para Río Negro y Mendoza, ya que los hechos se apoyaron en información ambiental proveniente de Neuquén, sin describir impactos concretos en otras provincias.

El tribunal también cuestionó la prueba aportada. Señaló que el informe de la Subsecretaría de Ambiente de Neuquén citado por la organización no fue acompañado a la demanda, y que su sola mención permite inferir que los supuestos incidentes habrían ocurrido únicamente en esa provincia.

Vaca Muerta y la mirada sobre la reforma laboral.

El visto bueno para Vaca Muerta

Asimismo, rechazó la intención de invertir la carga probatoria y calificó de inverosímil el planteo según el cual correspondería a las empresas demostrar la inexistencia de daño ambiental. Para los jueces, la actora no justificó por qué estaría eximida de precisar las circunstancias de los hechos denunciados.

El tribunal tampoco consideró suficiente el relevamiento técnico presentado por ASSUPA, al señalar que no menciona pasivos ambientales concretos ni vincula daños con eventos específicos atribuibles a los demandados. Con esa evaluación, la Corte descartó el pedido y mantuvo la continuidad de las operaciones en Vaca Muerta.

Pluspetrol proyecta exportar gas de Vaca Muerta a Chile hasta 2078

La industria energética argentina recibió una señal de previsibilidad inédita a partir de una decisión estratégica de Pluspetrol. La compañía presentó una oferta para exportar gas natural desde Vaca Muerta hacia Chile durante 52 años, con un horizonte que se extiende hasta 2078.

La iniciativa apunta a asegurar capacidad de transporte en firme y blindar la comercialización futura de su producción. Se trata de una apuesta de largo plazo que no tiene antecedentes en la historia reciente de la Cuenca Neuquina.

El movimiento se dio en el marco de una licitación abierta, conocida como open season, organizada por Transportadora de Gas del Norte (TGN). El proceso buscaba asignar capacidad de exportación solicitada por la generadora chilena Colbún.

Sin embargo, Pluspetrol aprovechó la instancia para presentar una oferta propia. La propuesta garantiza la evacuación de su producción de gas a partir del 1 de enero de 2026 y durante más de cinco décadas, utilizando el sistema de transporte que conecta con el gasoducto Gasandes.

La decisión no solo impacta en el mercado argentino, sino que también refuerza el vínculo energético con Chile. El acuerdo permite consolidar flujos de exportación estables y previsibles en un contexto regional marcado por la necesidad de seguridad de abastecimiento.

En términos estratégicos, la jugada busca transformar recursos no convencionales en contratos de largo plazo. De ese modo, la empresa gana previsibilidad para sus inversiones y para el desarrollo masivo de sus áreas productivas en Vaca Muerta.

Pluspetrol presentó su informe de sustentabilidad.

Volúmenes, tarifas y capacidad disponible para exportación

Fuentes vinculadas al proceso detallaron los principales aspectos técnicos y económicos de la oferta. Pluspetrol espera la adjudicación de 4,1 millones de metros cúbicos diarios de gas natural para exportación.

El volumen total puesto a disposición en el sistema alcanzaba los 4,8 millones de metros cúbicos diarios. No obstante, la distribuidora EcoGas solicitó 700.000 metros cúbicos diarios para cubrir la demanda residencial prioritaria de la provincia de Mendoza.

Al contar con prioridad normativa, ese volumen quedará destinado al consumo interno. De esta manera, el saldo disponible para exportación se reduce a los 4,1 millones de metros cúbicos diarios solicitados por la operadora.

Desde la compañía también precisaron el costo logístico asociado a la operación. La tarifa de transporte pactada con TGN para estos envíos de exportación fue fijada en 0,57 dólares por millón de BTU.

Ese valor resulta clave para evaluar la competitividad del gas argentino en el mercado chileno. La combinación de costos de transporte y precios regionales define el atractivo de Vaca Muerta frente a otras fuentes de abastecimiento.

El contrato no requiere, en principio, nuevas obras de ampliación de gasoductos. El open season asigna capacidad existente, aunque la magnitud de la demanda podría abrir la puerta a futuras expansiones de infraestructura.

El shale gas cada vez más cerca de Brasil.

El mercado chileno y el respaldo productivo de Vaca Muerta

La magnitud del acuerdo responde a una lectura precisa del mercado energético chileno. El consumo de gas en la zona central del país trasandino ronda los 10 millones de metros cúbicos diarios.

Actualmente, cerca del 60% de ese volumen se abastece con gas proveniente de Argentina. El 40% restante se cubre mediante importaciones de gas natural licuado, una alternativa más costosa y expuesta a la volatilidad internacional.

Con esta operación, Pluspetrol busca capturar una porción estructural de esa demanda. La empresa apunta a posicionar moléculas de Vaca Muerta como una fuente estable y competitiva para el mercado chileno.

Para cumplir con el compromiso asumido, la compañía se apoyará en la producción de dos áreas clave de su portafolio: La Calera y Bajo del Choique. Ambas resultan centrales para su estrategia de crecimiento.

La iniciativa también ratifica el perfil expansivo de Pluspetrol tras la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Neuquén por 1.700 millones de dólares. A partir de esa operación, la firma se consolidó como un actor de peso en el segmento gasífero.

Ahora resta que el Enargas valide la propuesta presentada por EcoGas. Con esa aprobación, se formalizará la adjudicación final y se dará inicio a un contrato que marcará el ritmo de las exportaciones de gas argentino durante las próximas cinco décadas.

Licitación petrolera en Mendoza: 17 áreas, incentivos fiscales y foco en atraer capital privado

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.

“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.

“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.

 

“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.

“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.

Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros. El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.

 

Áreas de exploración que se incluyen en el llamado

Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.

En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.

En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:

Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.

Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.

Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.

Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.

Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².

Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.

Áreas de explotación: reactivación de campos

Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.

Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.

También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.

El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente
https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/licitaciones-hidrocarburos/.

Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.

Trabajo público-privado para atraer inversiones

El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.

Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.

Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.

En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.

La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.