Nuevos capitales en Vaca Muerta: JPM Energía compra áreas estratégicas de Pluspetrol

La petrolera Pluspetrol acordó este miércoles la cesión de parte de sus activos estratégicos en la Cuenca Neuquina a la firma de capitales estadounidenses JPM Energía S.A., en una operación que refuerza el ingreso de inversiones internacionales a Vaca Muerta.

La novedad surgió después de la visita del gobernador Rolando Figueroa a Houston esta semana. Un viaje que tuvo como objetivo mostrar las bondades de la roca neuquina al mundo, pero a la vez impulsar la llegada de nuevos capitales. En la oportunidad el mandatario anunció beneficios fiscales destinados al desarrollo de proyectos no convencionales.

Pluspetrol cedió su participación del 80 por ciento en la UTE Los Toldos I Sur y el 50 por ciento en la concesión no convencional y de transporte de gas en Pampa de las Yeguas I, áreas donde actualmente se desempeña como operador.

Un nuevo player en Vaca Muerta

JPM Energía, la compradora, es una sociedad con capitales de Estados Unidos, que refuerza la confianza externa en el potencial hidrocarburífero de la cuenca neuquina.

En su viaje, Figueroa también anunció beneficios fiscales específicos para proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y adelantó nuevas licitaciones en áreas de Vaca Muerta, con el objetivo de ampliar la base de operadores y acelerar el desarrollo productivo.

Desde el gobierno provincial recordaron que la combinación de reglas claras, incentivos fiscales y seguridad jurídica resulta clave para sostener el crecimiento del sector energético.

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

YPF, Eni y XRG formalizaron este jueves la firma de un Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA, por sus siglas en inglés) para impulsar el proyecto Argentina LNG. Este acuerdo, de carácter vinculante, marca un hito hacia la Decisión Final de Inversión y posiciona a la Argentina en el mapa de los grandes exportadores globales de gas natural licuado.

De esta forma se ratificó la incorporación formal de XRG como socio fundador, sumándose al trabajo que ya venían realizando la petrolera argentina YPF y la italiana Eni. Según explicó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, la llegada de este nuevo jugador de “clase mundial” busca fortalecer la competitividad del proyecto a nivel global.

Por su parte, los representantes de Eni y XRG destacaron el potencial de Vaca Muerta como una fuente confiable y flexible de suministro para los mercados internacionales, resaltando el liderazgo tecnológico involucrado en la iniciativa.

YPF creó una empresa subsidiaria para impulsar el GNL.

Hoja de ruta del megaproyecto Argentina LNG

Con la firma del JDA, el consorcio inicia de inmediato una fase de trabajo intensivo que incluye la realización de la Ingeniería Básica (FEED), la estructuración técnica y el diseño de los esquemas de financiamiento y el avance en los frentes comerciales necesarios para garantizar la exportación.

El diseño técnico de Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA). Para lograrlo, se utilizarán dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad para procesar 6 MTPA. El proyecto está concebido como un sistema integral que abarca desde la producción en boca de pozo (upstream) hasta el transporte y la exportación final (midstream).

El cronograma establecido por los socios apunta a alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026. De cumplirse los plazos previstos, se espera que para el año 2030 el país esté exportando los primeros 12 MTPA, con una visión estratégica que contempla escalar la producción hasta los 18 MTPA en el futuro.

El proyecto integrado de gran escala para la producción y licuefacción de gas permitirá monetizar el potencial de Vaca Muerta y consolidar la posición del país como proveedor global de GNL a largo plazo. El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL.

YPF y ENI firmaron un MOU sobre el GNL.

Qué dijeron los socios

Horacio Marín indicó que “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global. A partir de ahora, continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.

Por su parte, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, comentó que “con la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio – XRG – a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.

Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto. YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de GNL de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados interna

Con Vaca Muerta como punta de lanza: Neuquén cruzó la barrera de los 600 mil barriles

La producción bruta de hidrocarburos de la provincia del Neuquén registró en diciembre de 2025 un nuevo récord histórico, consolidando la tendencia de crecimiento sostenido del sector energético provincial, de acuerdo con datos del Capítulo IV de la Secretaría de Energía de la Nación.

En el caso del petróleo, la producción alcanzó los 601.274 barriles diarios, superando la barrera de los 600 mil barriles por día. Esto representa un incremento del 1,85% respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento interanual del 28,62% en comparación con diciembre de 2024. En términos acumulados, la producción de petróleo de 2025 fue 24,7% superior a la registrada durante todo el año 2024.

El aumento mensual estuvo impulsado principalmente por una mayor producción en las áreas Loma Campana (+9.465 bbl/d), Bajo del Choique – La Invernada (+5.722 bbl/d), La Angostura Sur I (+3.715 bbl/d), Bandurria Sur (+1.900 bbl/d) y La Amarga Chica (+1.677 bbl/d).

El gas de Neuquén

Por su parte, la producción de gas natural alcanzó en diciembre los 90,81 millones de metros cúbicos diarios, lo que implica un incremento del 11,75% respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento del 10,41% interanual. En el acumulado enero–diciembre, la producción de gas fue 1,74% superior a la del mismo período de 2024.

El crecimiento mensual del gas se explicó principalmente por el aumento en las áreas Aguada Pichana Oeste (+2,58 MMm³/d), El Mangrullo (+2,41 MMm³/d), Fortín de Piedra (+2,11 MMm³/d), Sierra Chata (+0,8 MMm³/d) y Aguada Pichana Este (+0,66 MMm³/d).

En cuanto a la participación por tipo de producción, el petróleo no convencional representó el 96,96% del total, con 582.972 barriles diarios, mientras que el gas no convencional explicó el 90,73% de la producción total, alcanzando los 82,39 millones de m³ diarios. De ese volumen, el gas shale aportó 72,61 millones de m³ diarios (79,96%) y el gas tight 9,78 millones de m³ diarios (10,77%).

Estos resultados ratifican el rol estratégico de Neuquén como principal provincia productora de hidrocarburos del país y el liderazgo de los desarrollos no convencionales en la matriz energética nacional.

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.

Continental Resources llega a Vaca Muerta tras la compra de Los Toldos II Oeste a Pluspetrol

Pluspetrol anunció un acuerdo clave con Continental Resources. La operadora cedió el 90% de su participación en la concesión Los Toldos II Oeste, en Neuquén. El cierre definitivo de esta venta está sujeto a condiciones precedentes. Entre ellas, se requiere la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.

Este acuerdo es el resultado de un proceso competitivo organizado por Pluspetrol. Dicho proceso generó un alto nivel de interés en el mercado. Continental Resources será la nueva operadora del bloque petrolero y esta movida refleja una estrategia de optimización de portafolio para la compañía.

Tras adquirir Exxon Argentina, Pluspetrol prioriza el desarrollo de sus áreas clave. El objetivo es consolidarse como una de las empresas más relevantes de Vaca Muerta. De esta manera, la compañía reafirma su compromiso con la eficiencia operativa y la innovación. También con el desarrollo sostenible, pilares de su crecimiento en la región.

Asimismo, Pluspetrol destacó el perfil de su nuevo socio estratégico. Continental Resources es la compañía privada de Oil&Gas más grande del mundo y es un referente global en el desarrollo de recursos no convencionales. Su experiencia y tecnología serán un gran aporte para la Cuenca Neuquina.

Pluspetrol alcanza nuevos hitos operativos en Vaca Muerta

El avance comercial se complementa con hitos operativos en Vaca Muerta. Pluspetrol puso en producción su primer PAD de pozos en Bajo del Choique. Este es uno de los bloques más prometedores de la formación neuquina. El anuncio fue realizado a través de las redes sociales de la empresa.

El PAD está compuesto por tres pozos horizontales de 3.400 metros cada uno. En ellos se implementaron innovadoras soluciones técnicas de perforación. Esto logró una producción temprana que marca un punto de inflexión para la zona. La producción inicial se dirige a una Planta Modularizada de Producción Temprana.

Esta planta fue construida en un tiempo récord de solo siete meses. La compañía celebró este logro como un gran avance operativo. Este hito consolida su posición como operadora en el bloque Bajo del Choique. Demuestra su capacidad de ejecución en el corazón de Vaca Muerta.

El crecimiento se refleja en los números. En septiembre de 2025, la producción de shale oil creció 93% interanual. Se alcanzaron los 41,2 mil barriles diarios. La producción de shale gas también aumentó un 36,2% en el mismo período. Estos datos confirman el acelerado crecimiento de la empresa en la roca madre.

Pluspetrol comienza a ver la vida siguiente de Vaca Muerta.

Metas ambiciosas y una estrategia claramente definida

El impulso de Pluspetrol incluyó un récord operativo en el bloque La Calera. Allí se perforó un pozo de más de 5.900 metros de profundidad. Este trabajo se completó en un tiempo inferior al promedio histórico del área. San Antonio Internacional, a cargo de los servicios, destacó la mejora en eficiencia.

Estos hitos confirman el crecimiento acelerado tras la compra de ExxonMobil. Esa operación incluyó el bloque Bajo del Choique–La Invernada. Esta zona es una de las más productivas de toda la formación Vaca Muerta. La integración de estos activos fue un paso fundamental.

Aconcagua Energía y un proyecto para impulsar la producción petrolera

Aconcagua Energía traza un nuevo camino en la industria hidrocarburífera. La compañía reestructuró su deuda y renovó su cúpula directiva para establecer una brújula de sus proyectos.

En este sentido, el nuevo CEO de Aconcagua Energía, Pablo Iuliano; el CFO, Diego Celaa; el gerente de Operaciones, Andrés Ponce y Fernando Biscardi, gerente de Laborales Corporativo, se reunieron con secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Cuyo, Julián Matamala, y el secretario gremial, Sebastián Aguilar, para definir la estrategia de crecimiento en los yacimientos de Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado y Atuel Norte.

Durante la reunión, se abordaron puntos estratégicos enfocados en optimizar la actividad operativa, garantizar la continuidad laboral y fortalecer la inversión en la zona. El objetivo es alcanzar mayores niveles de eficiencia y productividad en los yacimientos y por sobre todas las cosas asegurar la sostenibilidad de las operaciones.

Un compromiso renovado

El equipo directivo estableció una hoja de ruta conjunta que prioriza el crecimiento sostenido, la seguridad de las operaciones y el compromiso con el desarrollo regional. Asimismo, los directivos destacaron que estos yacimientos son un pilar fundamental para el futuro energético y económico de la compañía.

“Este diálogo refleja el compromiso de Aconcagua Energía de trabajar de manera coordinada entre sus áreas de dirección, finanzas y operaciones. La colaboración estratégica entre el Sindicato de Personal Jerárquico Petrolero de Cuyo y Iuliano, Celaa, Ponce y Biscardi demuestra la visión de la empresa de lograr un desarrollo equilibrado que beneficie a la industria y a los trabajadores vinculados a la actividad”, subrayaron desde Petroleros de Cuyo.

El objetivo shale de Aconcagua Energía

Hay que recordar que las autoridades de la compañía también se reunieron el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

Allí, el nuevo CEO de la compañía comunicó que el plan de Aconcagua Energía se basará en explorar el potencial de la lengua mendocina de Vaca Muerta. El proyecto estará centrado en el bloque Payún Oeste, ubicado en Malargüe, donde tenía previsto invertir 8 millones de dólares en los próximos diez años, de los cuales 7 millones se ejecutarán en los primeros cinco.

El plan de trabajo ─contempla la reactivación de pozos inactivos, estudios geológicos avanzados, la perforación de un nuevo pozo, la instalación de infraestructura de superficie y el saneamiento de pasivos ambientales─ se mantendrá tal como fue planificado.

Se trata de un bloque que llevaba más de una década sin actividad y cuya puesta en valor aportará producción incremental, generación de empleo y nuevas regalías para la Provincia.

Payún Oeste presenta un potencial no convencional validado por estudios provinciales, con parámetros de calidad de roca favorables para proyectos de ese tipo.

Además de Payún Oeste, Aconcagua Energía opera en Mendoza las áreas Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado Oriental, Atuel Norte Explotación y Confluencia Sur, lo que representa más de 130 millones de dólares comprometidos en proyectos de oil and gas (petróleo y gas) donde han sobrecumplido los montos de inversión.

Cuál es el plan de Aconcagua Energía para Vaca Muerta

Los días grises parecen haber terminado para Aconcagua Energía. La compañía logró reestructurar su deuda financiera lo que significó que Tango Energy se convirtiera en su accionista controlante. Además, Pablo Iuliano asumió como el CEO de la compañía para incrementar su capacidad productiva.

En este marco, las nuevas autoridades de Aconcagua Energía se reunieron con el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

Acompañaron a Iuliano, Diego Celaá, director de finanzas o chief financial officer (CFO); Andrés Ponce, gerente de Operaciones, y Juan Crespo, gerente de Relaciones Institucionales e Inversión Social.

Un espacio de trabajo

Al finalizar el encuentro, Latorre aseguró que los nuevos directivos “destacaron cuáles son las perspectivas que tienen respecto de las inversiones de la empresa en Mendoza, y las acciones que van a realizar para mantener los niveles de producción e incluso buscar incrementarlos”.

“A su vez, los directivos destacaron el potencial no convencional de la provincia de Mendoza y nos comentaron los trabajos que se están proponiendo para desarrollar esas oportunidades, con especial foco en el (no convencional) NOC del área de Payún Oeste”, agregó Latorre.

Por su parte, Iuliano destacó que “Mendoza con el no convencional tiene una oportunidad que no se ha explorado del todo ni desarrollado. Para entender cómo funciona el sistema no convencional se requiere seguir avanzando. Sabemos que el recurso está, y creemos que se trata de una gran oportunidad para el futuro energético de la provincia”.

Iuliano también resaltó la importancia de fortalecer la producción convencional. “Hay un negocio que todavía tiene margen para crecer. Debemos ser eficientes y avanzar en la incorporación de capital y materiales. Vamos a estabilizar la producción. Eso es clave para apuntalar el desarrollo inmediato”, aseguró.

Aconcagua Energía ratificó su interés en seguir apostando por Mendoza aprovechando la solidez de sus profesionales y las condiciones naturales de la provincia, que la posicionan como un actor estratégico en el mapa energético nacional.

Tango Energy se hará cargo de Aconcagua Energía.

El plan de trabajo de Aconcagua Energía

El proyecto hidrocarburífero Payún Oeste, ubicado en Malargüe, tenía previsto invertir 8 millones de dólares en los próximos diez años, de los cuales 7 millones se ejecutarán en los primeros cinco.

El plan de trabajo ─contempla la reactivación de pozos inactivos, estudios geológicos avanzados, la perforación de un nuevo pozo, la instalación de infraestructura de superficie y el saneamiento de pasivos ambientales─ se mantendrá tal como fue planificado.

Se trata de un bloque que llevaba más de una década sin actividad y cuya puesta en valor aportará producción incremental, generación de empleo y nuevas regalías para la Provincia.

Payún Oeste se ubica sobre la lengua mendocina de Vaca Muerta y presenta un potencial no convencional validado por estudios provinciales, con parámetros de calidad de roca favorables para proyectos de ese tipo.

Además de Payún Oeste, Aconcagua Energía opera en Mendoza las áreas Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado Oriental, Atuel Norte Explotación y Confluencia Sur, lo que representa más de 130 millones de dólares comprometidos en proyectos de oil and gas (petróleo y gas) donde han sobrecumplido los montos de inversión.

Reestructuración financiera y nuevos accionistas

La visita de Iuliano se dio en el marco del proceso de reestructuración financiera y comercial que llevó adelante la compañía con un nivel de adhesión superior al 94,4% de su pasivo. En este contexto, Tango Energy adquirió el 93% del capital social de Aconcagua Energía y de su subsidiaria Aconcagua Energía Servicios, convirtiéndose así en la accionista controlante.

La operación incluyó una capitalización de 36 millones de dólares, recursos que ─según destacó la empresa en un comunicado a la Comisión Nacional de Valores─ fortalecerán el patrimonio y respaldarán una visión de crecimiento sostenido, con foco en la eficiencia operativa, el desarrollo de Vaca Muerta, la sustentabilidad y la consolidación de la red de operaciones en Argentina.

En simultáneo, la asamblea de accionistas aprobó un aumento de capital mediante la emisión de más de 26,6 millones de acciones ordinarias Clase A, suscriptas íntegramente por Tango Energy. Con esta integración de $ 12.138 millones, el capital social de Aconcagua Energía se elevó de $ 2 millones a $28,5 millones.