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En agosto se licitarán las nuevas áreas de Vaca Muerta

El desarrollo de Vaca Muerta atraviesa una etapa de aceleración marcada por un cambio de escala. La combinación de mayor actividad, inversiones crecientes y un contexto internacional favorable empieza a configurar un escenario distinto para la industria energética argentina, con foco en exportaciones y proyectos de largo plazo como el GNL.

En ese contexto, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, planteó que el crecimiento del sector responde a una convergencia de factores estructurales.

“Hoy se da una sinergia entre industria, Estados nacional y provinciales, y el contexto energético mundial nos posiciona en un lugar preferencial. Si sumamos seguridad jurídica, estabilidad macroeconómica y respaldo político, las condiciones están dadas para que esta vez sea ‘sí’”, afirmó.

Un nuevo horizonte para el desarrollo energético

El mandatario subrayó que el crecimiento de la actividad no es coyuntural, sino que responde a políticas de largo plazo. En ese sentido, remarcó la importancia de sostener reglas claras que permitan proyectar inversiones más allá del corto plazo, especialmente en un sector que requiere planificación y previsibilidad.

Durante su exposición en el IEFA Latam Forum, Figueroa destacó que Neuquén y Río Negro lograron consolidar un esquema de estabilidad que resulta atractivo para los inversores. Según explicó, la seguridad política y jurídica es uno de los principales diferenciales frente a otros mercados.

Además, planteó que ese marco permitió comenzar a construir una nueva etapa para la industria, con la mirada puesta en el desarrollo del gas natural licuado y en la posibilidad de ampliar las exportaciones energéticas desde la Argentina hacia el mundo.

La integración regional como factor clave

Uno de los puntos centrales que destacó el gobernador fue la articulación entre provincias. En particular, puso en valor la complementariedad entre Neuquén y Río Negro para potenciar el desarrollo energético, especialmente en lo vinculado a infraestructura y salida al mar.

Figueroa señaló que esta integración permite pensar en esquemas más eficientes para la evacuación de la producción. En ese sentido, mencionó la posibilidad de utilizar puertos rionegrinos para exportar hidrocarburos producidos en la cuenca neuquina, lo que refuerza la lógica de desarrollo regional.

También hizo hincapié en el rol de los Estados provinciales en la construcción de condiciones para la inversión. Según sostuvo, no solo se trata de garantizar reglas de juego, sino también de generar sustentabilidad social en los territorios donde se desarrolla la actividad.

Nuevas áreas en Vaca Muerta

El gobernador insistió en que el desafío no pasa únicamente por atraer capitales, sino también por mejorar la competitividad de toda la cadena de valor. En ese marco, consideró que la eficiencia debe ser un objetivo compartido entre el sector público y el privado.

A su vez, remarcó que la macroeconomía, junto con herramientas como el RIGI, pueden potenciar el ingreso de inversiones, aunque aclaró que el rol de las provincias sigue siendo determinante para ordenar el crecimiento del sector y sostenerlo en el tiempo.

En paralelo, Figueroa confirmó que la provincia avanzará con la licitación de nuevas áreas de Vaca Muerta en agosto, lo que ya despertó interés de inversores internacionales. También indicó que se trabaja con Nación para reducir costos mediante la eliminación de aranceles a la importación de bienes de capital.

El mandatario agregó que el objetivo final es que el crecimiento de la industria tenga impacto directo en la población, a través del empleo y el desarrollo local, en un contexto donde la producción podría duplicarse hacia el final de la década.

Genneia consigue financiamiento por hasta U$S 320 millones para nuevos proyectos

Genneia y BID Invest anunciaron la firma de un acuerdo de financiamiento por 185 millones de dólares, en el marco de una estructura ampliable hasta 320 millones de dólares, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años. Este acuerdo no solo consolida el liderazgo de Genneia en la transición energética, sino que se posiciona como un catalizador fundamental para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas.

Esta inversión facilitará la ejecución de 4 Parques Solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires. Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.

La confianza del mercado internacional con Genneia

Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).

Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.

“Este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable”, destacó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

El líder de las renovables

Hay que recordar que Genneia inauguró en febrero el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, Mendoza. El proyecto, que demandó una inversión de 160 millones de dólares, representa un paso clave en la estrategia de expansión de la compañía, sumando 180 MW de capacidad instalada destinados a abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El Parque Solar Anchoris cuenta con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, una tecnología que permite captar la radiación directa y la reflejada por el suelo, maximizando la eficiencia. Se estima que el parque producirá anualmente 497.000 MWh, lo que equivale al consumo de 125.000 hogares y permitirá evitar la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono al año.

En términos de impacto social, durante su fase de construcción el proyecto generó más de 350 puestos de trabajo, fomentando el desarrollo de capacidades técnicas en la comunidad de Luján de Cuyo y zonas aledañas.

Con la puesta en marcha de Anchoris y la reciente operatividad de los primeros 140 MW del Parque Solar San Rafael, Genneia ya totaliza 630 MW de capacidad solar en la región de Cuyo, integrando los activos de Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I.

La proyección para el cierre de 2026 es alcanzar los 800 MW solares en la región con la finalización del proyecto San Juan Sur (130 MW), consolidando una matriz energética limpia, eficiente y orientada a la descarbonización de la economía argentina.

Argentina consolida su desembarco en el mercado de GNL

El consorcio Southern Energy South America (SESA) y la compañía alemana SEFE Securing Energy for Europe sellaron en Berlín el contrato definitivo más relevante en la historia de las exportaciones de gas natural licuado (GNL) desde Argentina. La operación compromete la venta de 2 millones de toneladas anuales durante 8 años, con inicio previsto para fines de 2027. Este volumen y plazo superan cualquier acuerdo previo del país en el mercado internacional de GNL.

La firma del Sales and Purchase Agreement (SPA) ocurrió en el AXICA Convention Centre de Berlín. Representaron a SESA: Rodolfo Freyre (Presidente), Marcos Bulgheroni (Group CEO de PAE), Martin Rueda (Director General de Harbour Energy Argentina), Patricio Da Ré (Project Integration Director de YPF), Karl Staubo (CEO de Golar LNG), Federico Petersen (CCO de Golar LNG) y Matías Lacabanne (CCO de SESA). Por SEFE asistieron Frédéric Barnaud (CCO), Dr. Egbert Laege (CEO), Doris Honold (miembro del Consejo de Supervisión), Jean-Manuel Conil-Lacoste (Vicepresidente Ejecutivo de LNG) y Sharif Islam (Vicepresidente de LNG Origination – Atlantic). La embajadora argentina en Alemania, Betina Pasquali de Fonseca, acompañó el acto.

Este contrato definitivo deriva del Heads of Agreement anunciado en diciembre de 2025. En apenas tres meses, las partes pasaron de un acuerdo marco a un compromiso vinculante, lo que refleja la solidez del proyecto y la urgencia europea por diversificar suministros.

El rol del buque Hilli Episeyo y la capacidad total del proyecto

El suministro se realizará principalmente desde el Hilli Episeyo, primer buque de licuefacción que SESA instalará en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. Este FLNG posee una capacidad de 2,45 millones de toneladas anuales. El volumen contratado con SEFE cubre más del 80% de esa producción.

SESA planea operar dos unidades flotantes con capacidad conjunta de 6 millones de toneladas anuales. El segundo buque (MK II) sumará 3,5 millones de toneladas a partir de fines de 2028. Por tanto, el contrato representa más del 30% de la capacidad total futura del proyecto.

Los ingresos generados monetizarán los recursos de Vaca Muerta, la segunda reserva mundial de gas no convencional. El proyecto asegura una fuente genuina de divisas para la balanza externa. Según estimaciones del sector, las exportaciones entre 2027 y 2035 podrían superar los USD 20.000 millones.

SESA comprometió una inversión superior a USD 15.000 millones a lo largo de 20 años de operación. Durante la fase de construcción se crearán 1.900 empleos directos e indirectos, mayoritariamente locales. La operación mantendrá alta participación de proveedores argentinos.

Freyre destacó: “El contrato con SEFE confirma el posicionamiento de Argentina como nuevo proveedor internacional y estratégico de GNL para la diversificación global de fuentes de suministro. Además, constituye un aporte clave para fortalecer la seguridad energética en Europa”.

“Este rápido progreso demuestra que SESA es el socio adecuado para ampliar nuestro portafolio en América del Sur. Con entregas desde 2027, seremos la primera compañía energética alemana en recibir cargamentos argentinos y el primer cliente mundial de GNL de largo plazo del país”, aseguró Barnaud, CCO de SEFE.

Vaca Muerta no para: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

Vaca Muerta no detiene su marcha. La roca madre rompe todos los estándares y se prepara para seguir empujando su techo de cara a una nueva etapa marcada por las exportaciones. Un parámetro para medir los proyectos en la formación son las etapas de fractura.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero. Las punciones se repartieron entre 464 destinas al gas y 1907 vinculadas al petróleo.

Además, la marca se acomodó en el podio de los mejores registros del fracking de Vaca Muerta. La cifra más alta fue de 2.588 punciones y se registró en mayo del año pasado. Le sigue la marca alcanzada en enero cuando se anotaron 2.401 etapas de fractura.

En el detalle por operadoras se detecta que YPF volvió a superar las mil punciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.087 fracturas, lo que implica el 46% del total de las operaciones.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 284 etapas de fractura. La empresa liderada por Miguel Galuccio registró el 12% de las punciones. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 238 operaciones lo que explica el 10% de la actividad en Vaca Muerta.

Golpe de timón en Vaca Muerta: SLB destronó a Halliburton en el fracking

El mapa de Vaca Muerta

Asimismo, Tecpetrol y Pluspetrol Cuenca Neuquina superaron las 150 fracturas durante febrero. La empresa petrolera de Grupo Techint realizó 174 punciones mientras que la compañía que adquirió los activos de ExxonMobil contabilizó 162 operaciones.

Un escalón más abajo se posicionó TotalEnergies y Pluspetrol (destinada a los trabajos en La Calera). La compañía francesa registró 140 etapas de fractura y la empresa de capitales nacionales sumó 131 punciones. Si se tomaran todas las operaciones de Pluspetrol, se contabilizaría 293 fracturas.

El cierre es para Pan American Energy (PAE), Shell y Phoenix Global Resources, quienes no superaron las 100 operaciones. PAE sumó 90 punciones, Shell contabilizó 54 fracturas y PGR registró 11 trabajos.

Cómo se movieron los sets de fractura

En lo que respecta a empresas de servicio se destaca que Halliburton y SLB concentraron el 71% de las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mamelucos rojos recuperó el primer lugar en el fracking del shale argentino que perdió en 2025.

Halliburton contabilizó 982 etapas de fractura que se dividieron entre 528 para YPF, 238 para Pampa Energía, 162 para Pluspetrol CN y 54 para Shell. Asimismo, SLB sumó 715 operaciones distribuidas entre 559 para YPF y 156 para Vista Energy.

En tercer lugar se ubicó Tenaris. La compañía del Grupo Techint se afianza en el servicio que exige el no convencional. En febrero se ocupó de 325 etapas de fractura repartidas entre 174 para Tecpetrol, 140 de TotalEnergies y 11 de PGR.

Además, Calfrac completó 218 fracturas que se distribuyeron entre 128 de Vista Energy y 90 de PAE.

Servicios Petroleros Integrados (SPI) fue quien cerró el informe con 131 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

Figueroa impulsa una ley para renegociar regalías del GNL y fortalecer Vaca Muerta

El gobernador Rolando Figueroa dejó inaugurado el 55° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura de Neuquén, donde presentó el Plan 2030 para la provincia, enfocado en la generación de obra pública, la reducción de la deuda y el fortalecimiento de la infraestructura estratégica. En ese marco, anunció el envío de un proyecto de ley para renegociar regalías vinculadas al gas natural licuado (GNL) y la creación de un nuevo fideicomiso con petroleras para financiar rutas.

Durante su discurso ante legisladores provinciales, funcionarios, representantes del sector energético y referentes de la comunidad, el mandatario repasó las proyecciones productivas de Vaca Muerta y detalló dos iniciativas clave orientadas al desarrollo del GNL y a la expansión de la matriz exportadora.

Figueroa estructuró su exposición en cuatro ejes: “De dónde venimos”, “Estado presente”, “Relación Estado-privados” y “Hacia dónde vamos”. Dentro de este último apartado, enmarcó el anuncio de una iniciativa legislativa que buscará establecer condiciones específicas para impulsar la producción y exportación de gas natural licuado.

“Viene una nueva etapa para Neuquén. Vaca Muerta se pudo lograr, se creyó en ello, empezó a tomar relieve y ahora visualizamos la nueva era de 2030 de la mano de dos proyectos de GNL que se abastecerán con gas neuquino”, sostuvo, en referencia al proyecto Argentina LNG liderado por Southern Energy y al desarrollo impulsado por YPF junto a ENI y ADNOC.

 

Figueroa y el camino de Neuquén

El gobernador remarcó que el futuro económico de la provincia está directamente vinculado con la monetización acelerada de los recursos de Vaca Muerta. En ese sentido, confirmó que el Ejecutivo provincial trabaja junto a YPF en un proyecto de ley específico para los emprendimientos de GNL, que sería presentado formalmente en las próximas semanas.

Según explicó, la iniciativa incluirá la renegociación del esquema de regalías en las áreas donde se extraiga gas destinado a estos proyectos, con el objetivo de mejorar la rentabilidad, promover nuevas inversiones y estimular la creación de empleo. A su vez, buscará garantizar el desarrollo de infraestructura asociada a la actividad exportadora.

La propuesta se apoya en la necesidad de generar mayor competitividad para el GNL argentino y en los cambios introducidos por la Ley Bases, que habilitaron a la provincia a establecer nuevas condiciones en las concesiones y a extender los contratos por períodos de hasta diez años.

Ser más competitivos

Desde el año pasado, al otorgar nuevas concesiones no convencionales, Neuquén aplica un canon del 6% destinado a obras de infraestructura y establece una participación accionaria del 10% a través de la empresa provincial GyP.

Bajo este esquema, Figueroa explicó que las futuras concesiones orientadas al gas licuado serán evaluadas con nuevos parámetros, que tendrán en cuenta el valor específico del metano en el mercado internacional. Si bien evitó brindar mayores precisiones —debido a que el tema continúa en negociación con las operadoras—, dejó en claro que el objetivo es mejorar el posicionamiento del GNL argentino.

“Tenemos que ser competitivos porque hoy se reconocen los valores de nuestro subsuelo, pero cuando salimos a competir con el mundo, debemos ser eficientes”, afirmó el mandatario, al subrayar la importancia de consolidar un marco regulatorio que favorezca las exportaciones y el desarrollo sostenido del sector energético.

Conflicto entre EEUU e Irán: cómo puede cambiar el mercado petrolero y el impacto en Argentina

La creciente inestabilidad geopolítica volvió a sacudir al mercado energético global tras el recrudecimiento del conflicto entre Estados Unidos e Irán y el impacto de la misión “Epic Fury”. Este escenario reconfigura las expectativas sobre precios, flujos comerciales y abastecimiento de petróleo y gas en los próximos meses.

Según el análisis elaborado por la consultora Aleph Energy, el nuevo contexto de tensión regional vuelve a poner en primer plano los riesgos estructurales del sistema energético mundial, especialmente en zonas estratégicas para el comercio de hidrocarburos.

En las semanas previas al estallido del conflicto, el mercado ya mostraba señales de alerta. El precio del crudo había aumentado cerca de 10 dólares por barril, anticipando posibles interrupciones en la oferta y reforzando la volatilidad en los mercados internacionales.

Este movimiento previo reflejó la sensibilidad de los inversores ante cualquier indicio de inestabilidad en Medio Oriente, una región clave para el suministro global. Con el inicio de las acciones militares, ese escenario de incertidumbre se profundizó.

Para Argentina, el nuevo contexto abre una combinación de oportunidades y desafíos. La evolución de los precios internacionales tendrá un impacto directo sobre la balanza comercial energética y sobre las estrategias de inversión en el sector.

Las exportaciones petroleras alcanzaron un récord.

Un mercado condicionado por la geopolítica

De acuerdo con Aleph Energy, uno de los principales focos de preocupación es el rol de Irán como quinto productor mundial de petróleo, con una producción cercana a los cuatro millones de barriles diarios. Una parte relevante de ese volumen se canaliza hacia los mercados asiáticos.

Además, por el Estrecho de Hormuz circula aproximadamente un tercio del tráfico mundial de petróleo y cerca de un quinto del comercio global de gas. Cualquier interrupción en esa vía impacta de forma inmediata en los precios.

Los informes de la consultora advierten que, en escenarios de bloqueo parcial o demoras logísticas, los mercados tienden a sobrerreaccionar. Esto genera subas abruptas que no siempre responden a una escasez real, sino a expectativas y movimientos especulativos.

En este contexto, el petróleo Brent y el WTI ya habían pasado de la franja de 60 a 70 dólares por barril antes del inicio formal del conflicto. La evolución posterior dependerá del grado de afectación real sobre la infraestructura y el transporte.

En paralelo, el mercado del gas natural licuado mostraba una relativa estabilidad previa. Sin embargo, la incertidumbre sobre el tráfico marítimo y la seguridad regional introduce un nuevo factor de presión sobre las cotizaciones.

Aleph Energy también remarca que, en gas, las zonas productoras y consumidoras están más equilibradas, con Norteamérica, Rusia y Medio Oriente como grandes exportadores, y Europa y Asia como principales demandantes.

Argentina LNG: YPF, Eni y XRG avanzan hacia la inversión final para exportar gas al mundo

Impacto en Argentina y perspectivas hacia 2026

Para la Argentina, el informe señala efectos diferenciados según la evolución de los precios. Si el valor del crudo se mantiene elevado, el país podría mejorar su balanza comercial energética en 2026 gracias al aumento de las exportaciones.

Antes del conflicto, el alza de 10 dólares por barril ya había incrementado en unos 1.300 millones de dólares la proyección del saldo energético, llevándolo a cerca de 10.000 millones. Con el nuevo escenario, esa cifra podría ampliarse en un monto similar.

En cambio, un aumento sostenido en el precio internacional del gas implicaría mayores costos de importación durante 2026. Esto afectaría especialmente los meses de mayor demanda, aunque también podría fortalecer proyectos de gas licuado en el largo plazo.

La consultora advierte que estos efectos combinan impactos coyunturales y estructurales. A corto plazo, predominan la volatilidad y la incertidumbre. A mediano plazo, se redefinen estrategias de abastecimiento e inversión.

En sus proyecciones, Aleph Energy subraya que el comercio mundial de GNL sigue mostrando una fuerte interdependencia regional, con Medio Oriente orientado a Asia y Estados Unidos consolidando su rol como proveedor de Europa.

YPF invertirá más de U$S 4 mil millones en Vaca Muerta

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció este viernes que la compañía proyecta invertir aproximadamente 6000 millones de dólares durante este año con el objetivo de posicionarse como un operador shale de clase mundial.

Durante la presentación de los resultados 2025 ante inversores y analistas, Marín señaló que el 70% de dicha inversión estará destinado a Vaca Muerta con un objetivo de producción diaria de 215.000 barriles, lo que representa un crecimiento del 120% respecto a diciembre 2023, cuando asumió la actual gestión.

Además, Marín estimó que la compañía podría alcanzar un EBITDA de 6000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo cercanos a los 60 dólares promedio, un 50% más que en 2023.

En el marco del Plan 4×4, el presidente adelantó algunas definiciones sobre los principales proyectos estratégicos que lidera la compañía que le permitirán generar exportaciones por más de 30.000 millones de dólares y más de 40.000 nuevos puestos de trabajo.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

El impulso del GNL

Tras la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante con Eni y XRG, el proyecto Argentina LNG buscará este año cerrar el financiamiento y lanzar las licitaciones para la construcción de las primeras líneas de transporte. El proyecto implica una inversión en infraestructura de 20 mil millones de dólares a lo que se suman 10 mil millones de dólares en el desarrollo de los Bloques de gas en Vaca Muerta. En esa nueva sociedad, YPF tendrá una participación del 35%. En paralelo, avanza el proyecto que lidera Southern Energy, del cual YPF forma parte, con la construcción del gasoducto y la firma de los primeros contratos de exportación en firme.

Con la puesta en funcionamiento del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la industria dará una un salto cuantitativo en sus exportaciones de crudo. A un precio promedio de 65 dólares el barril, el proyecto podría generar 13.000 millones de dólares adicionales de exportaciones por año, con una capacidad de transporte de 550.000 barriles día para 2027. La obra registra un 54% de avance.

La capacitación y la seguridad de las personas son un pilar central en esta estrategia de crecimiento que describió el presidente de YPF. El Instituto Vaca Muerta es una realidad con más de 13.000 inscriptos para los primeros cursos de los futuros trabajadores de la industria.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

YPF y la búsqueda de la eficiencia

En Downstream, se esperan finalizas las obras NEC en la Refinería Luján de Cuyo y seguir trabajando en la optimización de las Refinerías que este año registraron niveles récord de procesamiento de crudo. A su vez, la compañía avanza en la transformación de su red de estaciones de servicio, con un rediseño integral de la experiencia del cliente y el desarrollo de nuevas tiendas.

El 2026 será un año clave para la concreción y puesta en marcha de los principales proyectos exportadores del país y consolidar a YPF como un actor clave del sector energético a nivel internacional.

YPF ganó U$S 5.000 millones y tuvo su mejor año en una década

YPF presentó los resultados del segundo año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 con un EBITDA ajustado (la rentabilidad limpia) de 5.000 millones de dólares, el más alto de los últimos 10 años.

“El foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias y el manejo activo del portafolio permitieron a YPF alcanzar resultados operativos y financieros récord en un contexto de caída de precios internacionales”, informó la compañía a través de un comunicado.

Durante 2025, las inversiones alcanzaron los 4.477 millones de dólares en 2025 de los cuales el 72% se destinó al no convencional, principalmente en Vaca Muerta.

Aumentó la producción de YPF en Vaca Muerta

La producción shale promedió los 165.000 barriles diarios un crecimiento del 35% interanual. En diciembre, la producción alcanzó los 204 mil barriles día, un 43% superior a 2024 superando el objetivo previsto para fin de año.

Actualmente, el shale oil representa el 70% del total de la producción de petróleo de la compañía y permite compensar los efectos de la salida de los campos maduros. En ese sentido, la estrategia que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros permitió reducir el costo unitario de extracción un 44% en el cuarto trimestre de 2025 frente al mismo período del año anterior.

Las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 1.128 millones de barriles equivalentes en 2025, un crecimiento del 32% interanual. Hoy representan el 88% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 3,2x, lo que implica que las reservas crezcan más del triple de lo que se extrajo en el año.

YPF busca ser la más eficiente del mundo.

Mejoró la venta de combustibles

En el segmento del Downstream, en 2025 las ventas de combustibles crecieron un 3% respecto al año anterior y las refinerías alcanzaron niveles récord de procesamiento en el último trimestre mejorando sustancialmente sus márgenes.

La compañía avanzó en la transformación tecnológica que permitió mejorar la eficiencia de sus operaciones. En el último año, YPF inauguró siete Real Time Intelligent Centers (RTICs) en sus operaciones que permiten optimizar la toma de decisiones.

YPF sigue creciendo en Vaca Muerta.

Venta de activos

YPF profundizó su estrategia de manejo activo de su portfolio con la venta de activos no estratégicos – como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr – por una suma total de más de 1.000 millones de dólares. Asimismo, en enero de 2026, se firmó un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol para adquirir el 50% adicional de tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG: Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, además de sumar participación en los yacimientos Bandurria Sur y Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.

En relación con el proyecto Argentina LNG, en febrero de 2026, YPF, ENI y XRG firmaron el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante, para iniciar el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA.

Adicionalmente, en noviembre 2025, YPF se adhirió al plan de facilidades de pago establecido por ARCA para saldar deudas relacionadas con la actualización de quebrantos del impuesto a las ganancias, con impacto en el resultado neto contable de 2025, pero sin generar prácticamente impacto en el flujo de caja del año.

Finalmente, en el plano financiero, YPF obtuvo financiamiento por 3.700 millones de dólares mostrando su capacidad para financiar el ambicioso plan de inversiones en Vaca Muerta

 

Vista aumentó su producción en Vaca Muerta un 59%

Vista, el mayor productor independiente de crudo de la Argentina, reportó en el cuarto trimestre de 2025 una producción total de 135.414 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un crecimiento interanual del 59% y de 7% con respecto al trimestre anterior. La producción de petróleo alcanzó los 118.825 barriles por día (bbl/d), registrando un crecimiento interanual del 61% y de 8% contra el tercer trimestre.

Los ingresos totales del trimestre fueron de USD 689 millones, 46% por encima los registrados en el mismo periodo del año anterior. La compañía exportó el 64% de sus volúmenes en ventas de crudo.

Además, la empresa que dirige Miguel Galuccio continúa optimizando su estructura de costos: el lifting cost fue de USD 4,1 por boe en el cuarto trimestre de 2025, lo que siginfica una reducción del 8% respecto del trimestre anterior.

El EBITDA ajustado alcanzó USD 444 millones, un incremento del 62% en comparación con el mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo en los bloques operados por la compañía y la adquisición del 50% de La Amarga Chica en abril de 2025. El margen de EBITDA ajustado se ubicó en 64%, 8 puntos porcentuales por encima del registrado en el cuarto trimestre de 2024.

La empresa generó un free cash flow positivo de USD 76 millones en el trimestre. La utilidad neta del periodo fue de USD 86 millones, comparada con USD 94 millones en el cuarto trimestre de 2024.

Cuánto invirtió Vista en Vaca Muerta

Durante 2025, Vista invirtió USD 1,331 millones para perforar y poner en producción 74 pozos de petróleo no convencional. La compañía lleva invertidos en Vaca Muerta más de USD 6,500 millones para acelerar crecimiento.

Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2025 alcanzaron 588 MMboe, un incremento del 57% comparado con 375 MMboe al cierre de 2024. La producción total fue 115,479 boe/d, un 66% mayor a la de 2024. Vista exportó 22.2 MMbbl de petróleo, un incremento interanual del 109%, representando el 61% del volumen vendido de petróleo. Este hito representó ingresos superiores a USD 1.400 millones.

El costo operativo fue 4.4 $/boe durante 2025, por debajo del 4.6 $/boe durante 2024, reflejando los beneficios de una mayor escala y el foco continuo en la eficiencia.

Los ingresos totales durante 2025 fueron USD 2,444 millones, un aumento del 48% comparado con USD 1,648 millones durante 2024, explicado por el crecimiento en la producción de petróleo en los bloques operados y la adquisición de La Amarga Chica.

Durante 2025, Vista redujo la intensidad de emisiones de GEI, de alcance 1 y 2, en 23% comparada con 2024, de 8.8 kg CO2e/boe a 6.8 kg CO2e/boe.

El EBITDA ajustado para 2025 fue USD 1,596 millones, resultando en un margen de EBITDA ajustado de 65%, y un aumento del 46% comparado con el EBITDA ajustado de USD 1,092 millones durante 2024. La utilidad neta de 2025 alcanzó USD 719 millones, comparada con USD 478 millones en 2024

Los bloques de Vaca Muerta que ya pisan los 100.000 barriles diarios

Vaca Muerta se prepara para vivir una etapa marcada por las exportaciones. La combinación de tecnología, financiamiento y escala productiva permitió consolidar un escenario de crecimiento sostenido, con bloques que superan ampliamente los 50.000 barriles diarios y comienzan a acercarse a registros históricos.

En este contexto, YPF mantiene un rol central como principal operador del país. Según el informe del consultor Fernando Salvetti, en enero de 2026, la empresa de mayoría estatal alcanzó una producción total de 390.508 barriles diarios, con incrementos mensuales y anuales que reflejan la madurez progresiva de sus activos no convencionales y la creciente eficiencia operativa en sus áreas estratégicas.

La mayor parte de este desempeño se concentra en la Cuenca Neuquina, que aportó 363.791 barriles diarios durante el mismo período. Ese volumen representó un nuevo récord y confirmó el peso específico del shale en la matriz energética nacional, al explicar más del 90% de la producción total de YPF.

Los datos oficiales de la Secretaría de Energía muestran que las diez áreas más productivas concentran más del 94% del crudo extraído por YPF. Esta elevada concentración refleja una estrategia focalizada en bloques de alto rendimiento, donde las economías de escala y la optimización de pozos resultan determinantes para sostener la rentabilidad.

Dentro de ese esquema, Loma Campana continúa encabezando el ranking nacional, con más de 103 mil barriles diarios. El bloque, que marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta, fue el primero en superar la barrera de los 100 mil barriles diarios en enero.

Loma Campana llegó a los 100 mil barriles diarios.

Superando las barreras de 50 mil barriles

Detrás de Loma Campana aparece La Amarga Chica, con casi 84.000 barriles diarios, consolidándose como uno de los activos más relevantes del shale neuquino. El bloque es uno de los activos con mayor crecimiento en la industria gracias a la sinergia YPF – Vista Energy.

Bandurria Sur completa el podio con más de 63.000 barriles diarios, posicionándose como otro pilar del esquema productivo. Su desempeño está vinculado a la incorporación progresiva de equipos, al aumento de la densidad de perforación y a la reducción de tiempos operativos, factores clave para maximizar la recuperación de recursos.

Loma Campana es uno de los bloques más productivos de Vaca Muerta. Neuquén sigue creciendo en producción.

Cómo es el mapa productivo

En un segundo escalón se ubican áreas como La Angostura Sur, Aguada del Chañar y La Angostura Sur II, que registraron desempeños relevantes durante enero de 2026 bajo la operación de YPF. La Angostura Sur alcanzó los 34.752 barriles diarios, Aguada del Chañar llegó a 21.862 barriles, mientras que La Angostura Sur II sumó 11.361 barriles.

Más atrás en el ranking aparecen bloques como Chachahuen, con 10.936 barriles diarios, Chihuido de la Sierra Negra, con 6.283 barriles, y Loma La Lata–Sierra Barrosa, con 5.911 barriles. Estas áreas, si bien presentan menores volúmenes, cumplen un rol estratégico al sostener la base productiva y aportar estabilidad al sistema operativo de la compañía.

Fuera del núcleo shale, Manantiales Behr mantiene su presencia entre las principales áreas productivas, con 25.318 barriles diarios en enero. Ubicado en la cuenca del Golfo San Jorge, el bloque atraviesa una transición entre el retiro de YPF y el ingreso de PECOM como operador del mítico bloque del convencional.