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Crown Point pisa fuerte en Chubut: cerró una compra clave

La operadora Crown Point Energía informó que completó la compra de la participación accionaria de Pampa Energía en las concesiones hidrocarburíferas de El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.

El anuncio se realizó mediante un hecho relevante presentado el 7 de octubre de 2025 ante la Comisión Nacional de Valores, en el que la compañía detalló el esquema económico de la operación, las condiciones regulatorias y los próximos pasos para sumar también las participaciones de Tecpetrol y YPF.

La transacción se enmarca en una estrategia de expansión que busca consolidar la posición de Crown Point en la región del Golfo San Jorge. La empresa señaló que el proceso incluye etapas diferenciadas de cierre, sujetas a aprobaciones regulatorias y condiciones contractuales.

Detalles de la compra a Pampa Energía

Según el comunicado enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), Crown Point adquirió la participación del 35,6706% que Pampa Energía poseía en las concesiones de explotación de las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga.

Para concretar esta primera etapa, la compañía pagó USD 300.000 a un tercero para asegurar el derecho a compra y USD 2 millones a Pampa Energía en contraprestación por la participación. Además, quedó establecida una contraprestación contingente de hasta USD 3,5 millones que podría abonarse posteriormente, de acuerdo con condiciones definidas en el contrato.

El hecho relevante aclara que esta adquisición ya se encuentra concretada, y representa un paso central dentro del esquema total de la operación planteada por Crown Point para quedarse con la mayoría accionaria en las concesiones hidrocarburíferas de Chubut.

Próximos pasos: Tecpetrol e YPF

En el mismo documento, la compañía confirmó que se encuentra en proceso de adquirir una participación adicional del 59,32947%, proveniente de Tecpetrol e YPF. El cierre de esta segunda etapa está previsto para el cuarto trimestre de 2025, sujeto al cumplimiento de una serie de condiciones regulatorias y contractuales.

Entre ellas se incluye la aprobación del Ministerio de Hidrocarburos de Chubut en los términos del artículo 72 de la Ley de Hidrocarburos N° 17.319, así como la autorización de la TSX Venture Exchange, dado que la empresa cotiza en ese mercado canadiense a través de su controlante Crown Point Energy Inc..

También se requiere la aprobación de socios en las uniones transitorias de empresas (UTEs) vinculadas a las concesiones, incluyendo a Petrominera Chubut S.E., así como el cumplimiento de condiciones de cierre habituales para este tipo de operaciones.

Crown Point llega a Chubut.

Financiamiento y condiciones regulatorias

Crown Point informó que está gestionando el financiamiento necesario para afrontar el precio de compra de las participaciones de Tecpetrol e YPF. La compañía no precisó montos en este hecho relevante, pero señaló que el objetivo es asegurar la operación dentro de los plazos previstos para el cierre definitivo.

Además, la transacción deberá superar instancias regulatorias clave, incluyendo la aprobación ambiental por parte de la provincia de Chubut y la validación de la operación en el mercado canadiense, donde la empresa cotiza.

La compañía destacó que el avance de este proceso forma parte de un plan estratégico más amplio, que busca fortalecer su posición operativa en la cuenca del Golfo San Jorge y consolidar su control sobre áreas productivas de larga trayectoria.

Un hito para Crown Point en Argentina

Con la compra del 35,67% de Pampa ya cerrada, Crown Point avanza hacia un esquema en el que controlaría una porción mayoritaria de las concesiones hidrocarburíferas en Chubut.

Este paso representa uno de los movimientos más significativos de la compañía en Argentina en los últimos años, dado que la operación combina activos en producción, infraestructura existente y la posibilidad de fortalecer la capacidad operativa en una zona clave para la industria energética.

La empresa ratificó que continuará informando al mercado a medida que se concreten las siguientes etapas de la operación y se obtengan las aprobaciones regulatorias correspondientes.

Cómo avanza la potenciación del Gasoducto Cordillerano

Camuzzi informó que el plan maestro de obras inherentes a la potenciación del Sistema Cordillerano Patagónico continúa avanzando a buen ritmo.

El 02 de Junio comenzaron las tareas para la construcción de la nueva Planta Compresora de Alto Rio Senguer, como así también al montaje del nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa, habiendo movilizado recientemente a campo las maquinarias, herramientas, obradores, retroexcavadoras y equipos necesarios para su ejecución.

Es oportuno destacar que la obra que dará solución definitiva a la problemática de las factibilidades en la región es mucho más amplia que la que se había planteado oportunamente, dado que el paso del tiempo y las nuevas condiciones operativas sobre el Sistema Cordillerano Patagónico hicieron necesario reconfigurar el diseño original.

De esta forma, a la concreción de las Plantas Compresoras de Gobernador Costa y Rio Senguer previstas en el plan inicial, se sumaron 2 nuevos frentes de obra necesarios que también ya han iniciado.

Por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martin, que permitirá reemplazar la actual inyección de gas natural desde un único yacimiento en el extremo sur del sistema. De esta forma, el gasoducto quedará conectado en forma directa con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, otorgando una mayor confiablidad y sostenibilidad a la operación.

Finalmente, y a los efectos de incrementar la presión del gas natural en este punto, para que pueda ser transportado a las distintas localidades en las condiciones operativas necesarias, próximamente se dará inicio a la construcción de una nueva Planta Compresora, en la localidad de Holdich, también en la provincia del Chubut.

La finalización de las obras inconclusas de Gobernador Costa y Rio Senguer son financiadas por los Bancos Provinciales del Chubut y Neuquén, por un monto de $24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi, en tanto que la interconexión mencionada y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la Licenciataria, de $25.812 millones adicionales.

Esta obra tan importante y esperada para la cordillera patagónica, que permitirá garantizar la incorporación de nuevos usuarios al sistema tras su habilitación integral, implica una inversión superior a los 50.600 millones de pesos.

El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 km. de gasoductos troncales y más de 200 km. de loops, superando los 1.700 km. de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas. El Sistema abastece a un total de 25 localidades de las provincias de:

 

  • Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.
  • Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.
  • Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.

 

Como consecuencia del incremento de la demanda de gas natural y la falta de concreción – en tiempo y forma – de las obras necesarias que permitan acompañar operativamente esta evolución del consumo,  la compañía se vio en la obligación, de acuerdo con el marco regulatorio vigente, de condicionar las factibilidades para nuevos usuarios a partir del año 2022.

Gracias al trabajo mancomunado entre las gobernaciones provinciales, el ENARGAS, la Secretaria de Energía de la Nación y ENARSA, la obra pudo ser retomada para, tras su habilitación, permitir el desarrollo sostenido y a largo plazo de las 25 localidades de toda esta región.

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.

Vaca Muerta acelera con fracking digital e inteligencia artificial

Vaca Muerta se posiciona como una de las principales plays del mundo. Su crecimiento no solo depende de la magnitud de sus recursos, sino también de la capacidad para aplicar tecnología en las operaciones de fracking.

En esta transformación, las empresas de servicios energéticos cumplen un papel decisivo al incorporar digitalización, inteligencia artificial y sistemas de monitoreo.

SLB, antes conocida como Schlumberger, encabeza el desarrollo de soluciones que combinan datos masivos, simulaciones avanzadas y algoritmos predictivos. Con estas herramientas, logra optimizar cada etapa de la fractura hidráulica, ajustando en tiempo real presiones, volúmenes de arena y fluidos.

El resultado es un fracking más eficiente, con menores riesgos operativos y reducción de costos, un factor clave para la competitividad internacional de la cuenca neuquina.

La capacidad de procesar información instantánea marca un cambio profundo en la operación. Los pozos se diseñan con mayor precisión y las fracturas alcanzan mejores resultados, consolidando a Vaca Muerta como un polo atractivo para inversiones en un mercado global cada vez más exigente.

Empresas que apuestan a la digitalización

Halliburton también impulsa un fracking digital en la cuenca. Su estrategia combina sensores avanzados, software de modelado y sistemas de predicción que permiten entender mejor el comportamiento de los reservorios.

La información recopilada durante cada operación se procesa con algoritmos que anticipan fallas y sugieren medidas correctivas antes de que ocurran interrupciones.

Este enfoque mejora la seguridad, agiliza la ejecución y aumenta la productividad. Además, permite a las operadoras planificar fracturas más eficientes y con mayor continuidad, factores que repercuten en la reducción de costos y en la consolidación de Vaca Muerta como motor energético de Argentina.

Calfrac Well Services, por su parte, incorpora equipos de alta potencia que logran fracturas más rápidas y potentes. La compañía complementa su capacidad técnica con sistemas de control digital y sensores que generan información en detalle sobre el desempeño de cada etapa. Estos datos se convierten en un insumo clave para la mejora continua de procesos.

Vaca Muerta y la eficiencia

La apuesta de Calfrac no se limita a la eficiencia técnica. También promueve prácticas que reducen emisiones, optimizan el consumo energético y aprovechan de forma más efectiva los recursos locales. Su enfoque coloca a la empresa como un socio estratégico para un desarrollo sostenido y responsable de la cuenca neuquina.

Tenaris, en tanto, aporta innovación desde la industria del acero. Sus tubos de alta resistencia están diseñados para soportar las exigencias del fracking no convencional. La compañía además avanza en procesos digitalizados y soluciones integradas que permiten conectar la producción industrial con las necesidades específicas de las operadoras en Vaca Muerta.

La combinación de innovación en materiales y abastecimiento ágil desde sus centros industriales en Argentina contribuye directamente a la productividad. La empresa refuerza la competitividad de la cadena de valor al ofrecer productos adaptados a las condiciones locales y con tiempos de entrega más cortos.

Vaca Muerta rompe récords en etapas de fractura de la mano de YPF.

Un fracking potenciado por datos y equipos

El despliegue tecnológico en Vaca Muerta no es un esfuerzo aislado de cada empresa. Se trata de un ecosistema integrado en el que operadoras, pymes y proveedores locales trabajan en conjunto para adaptar soluciones globales a la realidad de la cuenca.

Cada innovación amplía la capacidad de producción, genera empleo calificado y promueve un crecimiento con base tecnológica.

Los efectos ya se reflejan en los resultados productivos. En los últimos años, Vaca Muerta registró récords de extracción de petróleo y gas. La digitalización y la inteligencia artificial aplicadas al fracking permitieron aumentar la productividad por pozo, al mismo tiempo que los costos operativos se mantienen en descenso.

La transición hacia un fracking digital implica también un cambio cultural en la manera de operar. El monitoreo remoto, la automatización de procesos y la toma de decisiones basada en datos consolidan un modelo más ágil, previsible y eficiente para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales.

La proyección es clara: la innovación seguirá marcando el rumbo. Empresas como SLB, Halliburton, Calfrac y Tenaris continúan ampliando sus soluciones, con nuevos equipos, algoritmos más sofisticados y procesos industriales diseñados para potenciar la producción.

El fracking digital y la inteligencia artificial ya forman parte del presente de Vaca Muerta. La combinación de conocimiento global, adaptación local y nuevas tecnologías transforma a la cuenca en un centro de referencia energética.

Su evolución continuará de la mano de quienes integran esta cadena, impulsando a Argentina hacia una mayor competitividad en el mercado mundial de hidrocarburos.

EEUU suma rigs, pese a la caída del precio del crudo

Las compañías de energía en Estados Unidos (EEUU) sumaron esta semana equipos de perforación de petróleo y gas por cuarta vez consecutiva, algo que no ocurría desde febrero, informó la firma de servicios Baker Hughes en su reporte semanal.

El conteo de plataformas, indicador temprano de producción futura, aumentó en siete hasta alcanzar 549 al 26 de septiembre, el nivel más alto desde junio.

Pese al incremento, Baker Hughes señaló que el total sigue siendo 38 equipos menor que hace un año, lo que representa una baja del 6%.

En detalle, las plataformas petroleras crecieron en seis hasta 424, el mayor número desde julio, mientras que las de gas cayeron en una hasta 117, el nivel más bajo desde ese mes.

Asimismo, en Permian, en Texas y Nuevo México, la principal formación de shale de EEUU, el conteo cayó en uno hasta 253, el menor nivel desde septiembre de 2021.

En Utica (Pensilvania, Ohio y Virginia Occidental), que junto con Marcellus conforma la mayor cuenca gasífera del país, los equipos subieron en uno hasta 14, la cifra más alta desde marzo de 2023. En Ohio, el conteo también subió en uno, llegando a 13, el mayor nivel desde febrero de 2024.

EEUU sigue creciendo

El número de plataformas de petróleo y gas cayó un 5% en 2024 y un 20% en 2023, debido a los menores precios que llevaron a las compañías a priorizar retornos a los accionistas y reducción de deuda en lugar de incrementar la producción.

Las firmas independientes de exploración y producción (E&P) analizadas por TD Cowen planean recortar inversiones en torno a un 4% en 2025 respecto de 2024. Esto contrasta con un gasto estable en 2024, pero con fuertes aumentos previos: 27% en 2023, 40% en 2022 y 4% en 2021.

Aunque los analistas proyectan que los precios del crudo seguirán bajando por tercer año consecutivo en 2025, la Administración de Información Energética (EIA) estima que la producción crecerá de un récord de 13,2 millones de barriles diarios en 2024 a 13,4 millones en 2025.

Mientras que en el gas, la EIA prevé que un incremento del 61% en los precios al contado en 2025 impulsará la perforación, tras la caída del 14% en 2024 que redujo la producción por primera vez desde la pandemia de 2020. Se espera que la oferta de gas suba a 106,6 billones de pies cúbicos diarios en 2025, frente a los 103,2 de 2024 y el récord de 103,6 de 2023.

Vaca Muerta bate récords con sensores y drones

Vaca Muerta vive un salto productivo gracias a la digitalización. El monitoreo con sensores, drones y sistemas satelitales permitió reducir en más de 40% las fallas en ductos y optimizar la seguridad operativa. El avance tecnológico también modificó la organización laboral, con una reducción de tareas de campo y mayor centralización en centros de control remoto.

Hoy, desde oficinas ubicadas a cientos de kilómetros, se supervisan pozos en Neuquén en tiempo real. Datos de presión, temperatura y vibraciones llegan de inmediato a las salas de control, lo que permite anticipar fallas, ajustar procesos y garantizar continuidad. La operación evolucionó hacia un esquema más eficiente y digitalizado.

“Integrar tecnología no es solo instalar sensores o renovar hardware, es rediseñar la operación completa”, explica Christian Rodríguez, de Newtech Group. El crecimiento de la cuenca obligó a desarrollar sistemas capaces de sostener la complejidad de una producción en constante aumento.

Producción en crecimiento

Según Rystad Energy, Vaca Muerta llevó a Argentina a la autosuficiencia energética. En el primer trimestre de 2025, la producción de petróleo creció 26% y alcanzó los 447.000 barriles diarios. El gas seco subió 16%. Estos niveles redujeron importaciones y fortalecieron la balanza energética nacional.

Las inversiones son el otro gran motor. McKinsey estima que el desarrollo pleno de la formación requerirá unos US$ 45.000 millones. El plan proyecta duplicar la producción de crudo en cinco años y triplicarla hacia 2032, consolidando a Vaca Muerta como uno de los polos energéticos más relevantes del mundo.

YPF busca ser la más eficiente del mundo.

La infraestructura sigue siendo el principal desafío. Por eso, YPF, Shell, PAE, Tecpetrol, Vista, Total, Pampa, Chevron, Pluspetrol y Phoenix firmaron un acuerdo con Neuquén para pavimentar más de 60 kilómetros de rutas en Añelo, epicentro del shale. Además, avanza la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros hacia Punta Colorada.

El proyecto, adjudicado a la UTE Techint-Sacde, prevé estar operativo en 2026 con capacidad de 180.000 barriles diarios, y escalar hasta 550.000 en 2027. También contempla una terminal de exportación estratégica que permitirá a Argentina convertirse en un jugador global, con ingresos estimados en US$ 15.000 millones hacia 2030.

La tecnología de Vaca Muerta

Las nuevas redes de sensores ópticos y electromagnéticos, según el Departamento de Energía de Estados Unidos, anticipan eventos críticos con alta precisión. Así se reducen traslados innecesarios y exposición a riesgos. “Hoy los sensores son parte activa de la estrategia operativa”, afirma Rodríguez.

Los centros de control cuentan con videowalls de alta duración, procesadores de múltiples señales, cámaras PTZ y sistemas de videoconferencia de alto nivel. Todo se respalda con racks industriales protegidos, UPS y cableado certificado, capaces de soportar ambientes hostiles y garantizar continuidad operativa sin interrupciones.

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.

Neuquén le quitó a Pluspetrol un bloque en Vaca Muerta por incumplir inversiones

El Gobierno de la Provincia del Neuquén declaró la caducidad de la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos del área Puesto Silva Oeste.

La medida se oficializó mediante el Decreto N.º 1148/25, firmado por el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele. La decisión se tomó tras constatar el incumplimiento de los compromisos de inversión establecidos en el Acta Acuerdo aprobada por el Decreto 1280/22 en el año 2022.

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales, a través de la subsecretaría de Energía e Hidrocarburos, verificó que la compañía no ejecutó el Plan Piloto comprometido para Vaca Muerta. Dicho plan incluía:

La perforación, terminación y puesta en producción de un pozo horizontal con objetivo a la Formación Vaca Muerta, la instalación de una batería de producción y la inversión comprometida para esta etapa ascendía a 14,2 millones de dólares.

Neuquén y un rechazo a las prórrogas solicitadas

La compañía solicitó varias prórrogas, argumentando razones comerciales vinculadas a una eventual cesión del área a un nuevo operador. A lo que la Provincia rechazó estos pedidos al considerar que los fundamentos no reunían los requisitos legales ni técnicos exigidos. La normativa establece que una prórroga solo puede autorizarse ante circunstancias excepcionales (como contingencias geológicas o fuerza mayor), lo que no fue acreditado por la empresa.

Al declararse la caducidad, el área volverá al estado previo a su otorgamiento no convencional. Esto implica que queda vigente únicamente la Concesión de Explotación Convencional otorgada originalmente en 1997 y prorrogada en 2008, cuyo vencimiento es en mayo del año 2032.

La decisión busca resguardar los recursos naturales de la provincia y asegurar una explotación sustentable y responsable de los hidrocarburos.

Una petrolera clave del fracking analiza oportunidades en Vaca Muerta

El atractivo de Vaca Muerta continúa sumando interesados en el plano internacional. La productividad de la formación neuquina lleva a que nuevos jugadores evalúen su desembarco en el país. Entre ellos se encuentra Continental Resources, cuyos máximos referentes dialogaron con el mandatario argentino sobre el futuro energético nacional.

De la reunión participaron también el CEO Doug Lawler, la presidenta del Consejo de Administración Shelly Lambertz, el director de Operaciones Aaron Chang y el vicepresidente de HSE y Asuntos Regulatorios Blu Hulsey. Por parte del Gobierno estuvo presente el secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González.

El peso de Continental Resources

Fundada en 1967 por Harold Hamm, la compañía se consolidó como una de las productoras independientes más relevantes de petróleo y gas natural en Estados Unidos. Su aporte fue decisivo para la expansión del fracking en las últimas dos décadas, transformándola en un referente del sector no convencional.

Aunque no siempre es reconocida fuera del mercado energético norteamericano, Continental es considerada un actor de enorme influencia. En 2022, Hamm retiró a la empresa del Nasdaq mediante una operación de casi 27.000 millones de dólares, buscando mayor flexibilidad estratégica y menor exposición a las restricciones del mercado bursátil.

Con base en Oklahoma City, concentra gran parte de su actividad en la cuenca Bakken, que se extiende por Dakota del Norte y Montana. También mantiene operaciones de peso en SCOOP y STACK, zonas clave de la cuenca Anadarko. Su modelo combina exploración y producción, destacándose como pionera en fractura hidráulica y perforación horizontal. En 2024, la compañía superó los 400.000 barriles equivalentes diarios.

Vaca Muerta, un laboratorio de eficiencia

El desarrollo del shale neuquino refleja cómo la experiencia del Permian se trasladó a la Argentina. La curva de aprendizaje impulsó mejoras en eficiencia, innovación y tecnología que permiten alcanzar cifras récord en las operaciones de fractura.

En agosto, se registraron 2.163 etapas de fractura, el tercer mejor resultado del año. Según datos de NCS Multistage, esto representó un aumento del 20% frente a julio, cuando se contabilizaron 1.793 punciones.

En lo que va de 2025, Vaca Muerta acumula 16.425 fracturas, un crecimiento del 32% respecto al mismo período de 2024. Estas cifras confirman las proyecciones que la industria había anticipado hacia finales del año pasado.

El detalle mensual muestra un ritmo sostenido: en enero se completaron 1.761 punciones, en febrero 1.978, en marzo 1.960, en abril 2.214 —segunda mejor marca del año—, en mayo un récord de 2.588 operaciones, en junio 1.968, y en agosto se alcanzaron las ya mencionadas 2.163 etapas.

El dinamismo de estos números refuerza la expectativa de que Vaca Muerta será clave para atraer nuevas inversiones internacionales, con Continental Resources como uno de los potenciales protagonistas.

“Llegar al millón de barriles será como crear una nueva industria”

La Argentina abrió oficialmente la Argentina Oil & Gas Expo 2025 (AOG 2025) en Buenos Aires, y el inicio estuvo marcado por un mensaje contundente. El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, advirtió que para que el país logre superar el millón de barriles diarios de petróleo, como se proyecta desde Vaca Muerta, será necesario levantar una industria completamente nueva.

El directivo recordó que el sector ya duplicó en los últimos años su capacidad productiva, pero señaló que los próximos objetivos “serán mucho más exigentes”.

Vaca Muerta en expansión

La exposición abrió sus puertas con una magnitud inédita. Según López Anadón, la muestra se expandió hacia afuera del predio y espera recibir más de 30 mil visitantes durante sus jornadas. La agenda incluye conferencias técnicas, rondas de negocios, presentaciones de jóvenes profesionales y actividades específicas para proveedores.

“Esta expo es apenas una pequeña porción de lo que representa la cadena de valor. Aquí se encuentran pymes nacionales, empresas internacionales y actores que, en conjunto, facturan en promedio 4.000 millones de dólares por año”, remarcó el presidente del IAPG.

La relevancia de la AOG quedó plasmada en la diversidad de empresas y organismos presentes, consolidándola como una de las muestras más importantes de la industria energética en la región.

Capex avanza en la ventana petrolera de Vaca Muerta.

El desafío del millón de barriles

López Anadón fue claro al plantear que el horizonte productivo argentino no puede conformarse con los niveles actuales. “Desde hace tiempo Vaca Muerta debería estar superando el millón de barriles diarios. La industria ya comenzó a trabajar para duplicar esas cifras”, aseguró.

Sin embargo, reconoció que llegar a esa escala no será un proceso lineal. “Para alcanzar un millón y medio de barriles por día, debemos pensar en una infraestructura equivalente a la de una nueva industria. Es una tarea compleja y extremadamente demandante”, explicó.

El presidente del IAPG respaldó sus palabras con datos del instituto, que señalan la necesidad de ampliar capacidad de transporte, logística, servicios petroleros, almacenamiento y procesos industriales que acompañen el salto productivo.

El discurso en la inauguración de la AOG 2025 también dejó en claro que el esfuerzo de la industria no se mide solo en inversiones o en volumen de extracción. López Anadón remarcó que el objetivo tendrá un impacto directo en la economía nacional.

“Nos espera una tarea titánica. Estoy convencido de que la industria cumplirá con sus objetivos. No hace falta ser redundante sobre el efecto que tendrá en la economía, pero todos sabemos que el impacto será enorme”, sostuvo.

El rol de los proveedores y pymes

Uno de los puntos destacados de la exposición es la presencia de empresas proveedoras, tanto grandes como pequeñas, que forman parte esencial de la cadena energética. El IAPG subrayó que estos actores no solo generan miles de puestos de trabajo, sino que también serán determinantes en la posibilidad de alcanzar los nuevos niveles de producción.

López Anadón insistió en que sin la articulación entre operadoras, pymes, servicios y la logística adecuada, el desafío de superar el millón de barriles será inalcanzable.