Siete sets de fractura se quedaron sin actividad en Vaca Muerta

Julio dejó un dato que preocupa más de lo que muestran los números generales de Vaca Muerta: la ocupación de los sets de fractura se desplomó al 50% del tiempo disponible. En junio ese indicador había llegado al 68%, así que la caída fue abrupta y concentrada en pocas semanas. Así quedó establecido en el último informe de Tecnopatagonia.

En términos concretos, operó apenas la mitad de la flota nacional: 8 de los 15 sets de fractura activos en el país. Los 7 restantes no sostuvieron actividad de bombeo de manera continua durante todo julio, algo que rompe con la tendencia de meses anteriores.

De esos 7 equipos parados, 5 no ejecutaron ni una sola etapa en todo el mes. Es un número que llama la atención en un contexto donde la actividad de perforación viene en alza y la demanda de terminación debería acompañar ese ritmo.

La explicación de la baja de ocupación

El documento destaca que el fenómeno no responde a una sola causa. Entre los factores que circulan en el sector aparecen etapas de julio que se adelantaron al mes previo, la concentración del trabajo en pocos sets de alta eficiencia y la preparación de nuevos PADs multipozo.

Esa concentración en equipos puntuales generó una paradoja: mientras algunos sets trabajaron a máxima capacidad, otros quedaron directamente sin asignación. El resultado fue una flota desbalanceada, más que una caída generalizada de la demanda de fractura.

Las etapas caídas o perdidas de julio llegaron a un récord de 1.779, un número que confirma que el problema no fue únicamente de programación, sino también de eficiencia operativa en el terreno.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

El contraste con la perforación

Mientras la ocupación de fractura retrocedía, la actividad de perforación mostraba la cara opuesta: la flota de rigs llegó a 54 equipos activos, el mayor salto mensual del año, con el shale superando por primera vez los 40 rigs.

Ese contraste expone un problema de sincronización entre etapas del proceso: hay más pozos perforados esperando terminación, pero la flota de fractura no logró traducir esa disponibilidad en más días de bombeo efectivo.

Halliburton concentró el 55% de las etapas ejecutadas en julio, seguido por SLB con 26%, SPI con 10%, Tenaris con 8% y Calfrac con 1%, una distribución que confirma la concentración de actividad en pocas manos.

Lo que viene en Vaca Muerta

Las condiciones técnicas y logísticas están dadas para que la flota supere las 3.000 etapas de fractura mensuales, un promedio de 100 etapas por día, apenas se logre coordinar mejor la logística de última milla entre perforación y terminación.

YPF concentró el 51% de las etapas del mes, seguida por Vista Energy con 17%, Pluspetrol con 10%, Pan American Energy con 8%, Tecpetrol con 5% y Pampa Energía con otro 5%, un mapa que se mantuvo relativamente estable respecto de meses anteriores.

Las etapas mensuales vienen creciendo a una tasa anual compuesta cercana al 30%, aunque julio marcó una moderación a 65 etapas diarias, lejos del pico de 92 etapas por día alcanzado en junio.

Vaca Muerta bajo el análisis de la India: qué miran desde Nueva Delhi

No hace falta estar en Neuquén para entender lo que está pasando en Vaca Muerta. Desde las oficinas de Grant Thornton Bharat LLP en India, el consultor Nishant Kumar Sittu, de la división de Infraestructura de Petróleo y Gas, siguió de cerca los números de la roca madre y los volcó en un informe que circula entre inversores internacionales.

La comparación que elige no es casual. Así como Permian duplicó la producción de crudo en Estados Unidos y convirtió al país en el mayor productor mundial, Vaca Muerta corre un guion parecido en la Patagonia, con el Gobierno nacional reconociendo abiertamente que busca repetir esa historia.

Los números lo confirman. El informe remarca que la producción promedió 793.000 barriles diarios durante 2025, llegó a 874.000 en febrero de este año y apunta a tocar el millón de barriles antes de que termine 2026, un salto del 26% que dejaría atrás el récord histórico de 847.000 barriles vigente desde 1998.

Vaca Muerta sigue creciendo.

Qué hay detrás de la curva de producción

El análisis de Sittu establece que la geología nunca fue el problema en Vaca Muerta: durante casi veinte años, la falta de capacidad de evacuación, los controles cambiarios y los vaivenes fiscales frenaron una roca madre que hoy compite con los mejores yacimientos de Estados Unidos en costos de extracción.

Para entender por qué el mercado reacciona cómo reacciona, hay que mirar atrás. Entre 2005 y 2023 Argentina subió y bajó retenciones, suspendió y reactivó incentivos, redujo impuestos corporativos y los volvió a subir, en un ciclo que enseñó a los inversores a desconfiar de cualquier anuncio oficial sobre reglas estables.

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) intentó romper ese patrón: estabilidad fiscal garantizada por 30 años, reducción del impuesto a las Ganancias del 35% al 25%, depreciación acelerada y exención de retenciones a la exportación a partir del tercer año de un proyecto.

En este sentido, Sittu describe el recorrido del régimen como el de un Gobierno que fue ajustando el traje sobre la marcha: en febrero de 2026 el Decreto 105 extendió el plazo de inscripción hasta julio de 2027 y, sobre todo, abrió la puerta a proyectos de exploración y desarrollo upstream por encima de los U$S 600 millones, algo que en 2024 quedaba afuera.

Pluspetrol avanza en Bajo del Choique. Aunque Loma Campana sigue siendo el yacimiento más productivo de Vaca Muerta.

La cuenta financiera puesta a prueba

Que un régimen de incentivos suene bien en un discurso es una cosa; que la ecuación cierre en una planilla de cálculo es otra completamente distinta. Ahí es donde el trabajo de Grant Thornton Bharat LLP aporta algo más sólido que el optimismo oficial habitual.

El estudio tomó cuatro proyectos ya alcanzados por el RIGI como Argentina LNG, Bajo del Choique, El Trapial Este y Loma la Lata, con reservas combinadas cercanas a los nueve mil millones de barriles equivalentes de petróleo, y encontró que en los cuatro casos el flujo de caja de los inversores supera el 50% del valor del proyecto.

Sittu remarca que ese resultado no depende de un escenario favorable. El equipo forzó los números al extremo: sobrecostos del 50%, precios un 30% más bajos y producción un 20% menor a la proyectada, y aun así el esquema del RIGI siguió rindiendo más que el régimen fiscal estándar en los cuatro proyectos analizados.

Cien mil millones de dólares hacen fila para entrar

Esa solidez financiera no quedó en el papel. Ya hay más de U$S 100.000 millones en proyectos presentados bajo el régimen, con aprobaciones que incluyen el esquema Southern Energy por US$15.000 millones y el desarrollo de Pampa Energía en Rincón de Aranda, que busca más que duplicar su producción hacia mediados de 2027.

En la fila de espera figuran nombres pesados: el programa petrolero de YPF por U$S 25.000 millones, El Trapial Este de Chevron y los proyectos de Pluspetrol y Tecpetrol, con siete u ocho postulantes adicionales que se esperan antes de que cierre la ventana de inscripción.

Para el análisis elaborado desde India, el atractivo no es solo fiscal: anotarse antes de julio de 2027 funciona también como cobertura política, porque el registro fija las condiciones por 30 años sin importar qué gobierno llegue después, justo en la antesala de un año electoral.

El gas es el combustible de la transición energética.

Lo que todavía no está garantizado

La cuenta pendiente no es menor. La cuenca necesita unos U$S 13.000 millones anuales en inversión upstream durante la próxima década, haya o no RIGI de por medio, y el financiamiento de la cartera de cien mil millones de dólares todavía está por confirmarse en su mayor parte.

Las cláusulas de estabilidad fiscal, además, tienen un historial irregular en Argentina: se cumplen mientras conviene cumplirlas, y esa conveniencia se mueve con el precio del petróleo, la presión fiscal y el calendario electoral, algo que ningún decreto puede garantizar por sí solo.

Lo que cambió, según remarca el informe, es que los dólares de exportación de Vaca Muerta ya son un pilar de las cuentas públicas, lo que eleva el costo político de romper la promesa. Las solicitudes están adentro, los oleoductos se están construyendo. Falta ver si la producción sostenida y el capital comprometido confirman lo que hoy son, todavía, expectativas.

Vaca Muerta superó por primera vez en su historia los 40 rigs activos

Julio quedó marcado en la agenda de Vaca Muerta como el mes del salto de rigs: la flota pasó de 49 a 54 equipos activos, el mayor incremento mensual del año. De ese total, 41 quedaron asignados al no convencional y 13 a pozos convencionales. Así quedó establecido en un informe de Tecnopatagonia.

Por primera vez en la historia de la roca madre, el shale superó la barrera de los 40 rigs. Fue un dato que circuló rápido entre operadores y contratistas, casi como una marca simbólica más que estrictamente productiva, pero que confirma hacia dónde va la curva.

Tal como informó +e, las etapas de fractura retrocedieron a 2.085, con 2.010 correspondientes a pozos shale. La caída se explica frente al techo de 2.760 alcanzado en junio, aunque en el sector nadie habla de retroceso sino de un reacomodamiento técnico puntual.

Rigs operativos: quién sumó equipos

H&P fue protagonista del mes: sumó 3 rigs y puso en marcha su primera docena de equipos en la cuenca. Un dato que confirma el interés creciente de contratistas internacionales por la actividad local.

Asimismo, Naibors llegó a 15 rigs tras la incorporación del NBS-F37 para Vista, un equipo ya anunciado el mes anterior pero que recién ahora quedó plenamente operativo en el terreno.

Mientras que DLS mantiene 2 equipos en proceso de rig-up y sumará un tercero en los próximos meses. El DLS-4175 ya comenzó a perforar en Entre Lagos para YPF, y fue justamente ese pozo el que ayudó a cruzar el umbral de los 40 rigs shale.

Vaca Muerta y el camino a los 44 equipos

Las proyecciones que marca el informe de Tecnopatagonia establece un incremento adicional del 10% en los próximos meses, lo que llevaría la flota shale a 44 rigs perforando en Vaca Muerta. Con ese ritmo, 2026 podría cerrar con más de 500 pozos nuevos.

Ya hay perforaciones no convencionales previstas fuera del núcleo tradicional: PAE avanzará en la D-129 como también YPF tiene planes en Palermo Aike, dos frentes que amplían el mapa de la actividad más allá de los bloques ya consolidados.

Parte de esta expansión tiene una explicación técnica menos visible: la modernización de equipos. Los rigs locales se actualizaron digitalmente y mejoraron su velocidad de adaptación, lo que los convirtió en unidades “Super HighSpec” capaces de calificar en licitaciones exigentes.

Servicios al pozo: workover, pulling y sets

El documento también hace un repaso por los equipos de workover, pulling y sets, que sumaron 171 equipos en julio, apenas por debajo del máximo de junio. Los sets de fractura marcaron un nuevo récord con 15 unidades, aunque eso no se tradujo en más actividad efectiva de bombeo.

El pulling se enfrió levemente a 72 equipos tras el pico de junio, aunque igual sostuvo más de 1.400 intervenciones en el mes, un volumen que sigue siendo alto para el promedio histórico de la cuenca.

El workover volvió a caer, esta vez a 47 equipos, un 17% menos que un año atrás. En pozos convencionales no hubo cambios de fondo, aunque para 2026 sigue en agenda una campaña fuerte de abandono de pozos.

Pluspetrol superó los 6.800 metros de profundidad en Bajo del Choique

Pluspetrol volvió a marcar terreno en Vaca Muerta. En el yacimiento Bajo del Choique-La Invernada, la operadora logró perforar 4.054 metros en una sola carrera, un número que en la jerga del sector ya se conoce como el nuevo récord de perforación de la compañía en la formación no convencional.

El dato técnico no es menor: se trató de la sección de producción, la parte más delicada del pozo, con una herramienta direccional RSS HT sin motorizar que trabajó bajo los 151°C de temperatura. Ese detalle explica buena parte del festejo puertas adentro de la compañía.

La profundidad total del pozo llegó a 6.898 metros MD, con una rama lateral de 3.440 metros. La sección de producción se completó en apenas 5,9 días, un ritmo que hace pocos años hubiera sonado directamente imposible en esta parte de la cuenca neuquina.

Un crecimiento que no es casualidad

El hito se conoció en paralelo al Supplier Day de EconoJournal, donde Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol, repasó la curva de producción de la compañía en Bajo del Choique-La Invernada, el área que la empresa tomó con apenas 4.500 barriles diarios.

Esa cifra escaló a 20.000 barriles hacia fines del año pasado y, más recientemente, superó los 50.000 con la puesta en marcha de una nueva planta. Hay otra en construcción que llevará la producción en Vaca Muerta de Pluspetrol a 70.000 barriles a mediados de 2027.

Una tercera planta, ya en licitación, debería empujar esa marca por encima de los 100.000 barriles diarios en 2028. A eso se suma el bloque La Calera, donde la compañía pasará de 30.000 a 45.000 barriles y de 14,5 a 17 millones de metros cúbicos de gas por día.

La apuesta por más equipos de perforación

Zelerteins fue claro sobre dónde está puesta la mira: bajar el costo por pozo para abrir más oportunidades de inversión. Para eso, la compañía trabajó en un nuevo portal de proveedores y en programas internos de mejora de procesos que, según dijo, ya se reflejan en los números.

También adelantó el lanzamiento de un programa de “inteligencia operativa”, pensado para bajar al territorio las mejoras que hoy se gestionan desde las oficinas, con apoyo de tecnología e inteligencia artificial aplicada a la operación diaria de los pozos.

En materia de equipos de perforación, Pluspetrol evalúa pasar de cinco —tres propios y dos alquilados— a siete: uno se sumaría en 2027 y otro en 2028. La compañía también planea reforzar sus sets de fractura para sostener este ritmo de desarrollo.

Bajo del Choique-La Invernada, de hecho, ya concentra cuatro de los diez mejores pozos del país, todos operados por Pluspetrol. Esa estadística confirma a la zona como uno de los puntos de mayor actividad exploratoria de toda la formación.

Tenaris sufrió el impacto del cierre de Ormuz y espera un tercer trimestre complicado

Las ventas de Tenaris alcanzaron los 3.000 millones de dólares en el segundo trimestre, un 4% menos que en el mismo período del año pasado y también por debajo del trimestre anterior. La principal explicación estuvo lejos de las plantas industriales: el cierre efectivo del estrecho de Ormuz trabó los envíos hacia una parte del Golfo.

El problema se concentró especialmente en Irak, Kuwait y Qatar, donde los clientes redujeron sus operaciones y los barcos dejaron de poder ingresar con normalidad. Tenaris pudo, en cambio, sostener los despachos hacia Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos, donde Aramco y ADNOC mantuvieron prácticamente intacta su actividad de perforación.

“Nuestros resultados del segundo trimestre reflejan claramente el impacto del conflicto en Oriente Medio y las perturbaciones en el estrecho de Ormuz, así como el consiguiente aumento de los costos logísticos y energéticos”, explicó Gabriel Podskubka, CEO de Tenaris, en diálogo con los inversores.

Un cambio en el escenario para Tenaris

El conflicto también obligó a la compañía a cambiar una de las premisas con las que había armado sus previsiones para la segunda mitad del año. Hasta el trimestre pasado, Tenaris contemplaba como escenario base una resolución relativamente rápida que permitiera recuperar la navegación por Ormuz.

Ahora la mirada es distinta. La reapertura del estrecho dejó de ser una condición incorporada al escenario base y pasó a ser, en caso de concretarse, un elemento adicional de mejora para las cuentas de la compañía. La diferencia es importante porque hay pedidos ya producidos que esperan poder salir.

“Estamos cambiando la premisa sobre la que basamos nuestras previsiones para el segundo semestre. La apertura del estrecho de Ormuz a corto plazo será un aspecto positivo para nuestro escenario, dada la incertidumbre que hemos sufrido en los últimos meses”, señaló Podskubka.

La magnitud de ese negocio también cambió. En la presentación anterior, Tenaris había informado que tenía alrededor de U$S 100 millones en materiales destinados al norte del Golfo que no podían ser despachados. En los últimos meses, lejos de reducirse, esa cartera aumentó y ahora llega a unos U$S 130 millones.

Tenaris puso en operación su tercer set de fractura en Vaca Muerta

A la espera de Ormuz

Ese monto corresponde principalmente a Irak, Kuwait y Qatar y actualmente quedó excluido de las previsiones de la empresa. No significa, sin embargo, que se trate de ventas perdidas. Si la navegación vuelve a la normalidad, Tenaris podrá comenzar a despachar ese material y convertir los pedidos acumulados en ingresos.

El plazo tampoco sería inmediato. Podskubka explicó que, una vez recuperada la navegabilidad, la compañía necesitaría entre 70 y 90 días para enviar los tubos desde sus fábricas y completar la facturación en los mercados del norte del Golfo. Por eso, una reapertura tendría impacto sobre todo hacia el cuarto trimestre.

“Hoy, esta cifra ascendería a 130 millones de dólares. Si en algún momento se resuelve el conflicto o se restablece la navegabilidad en el estrecho, tardaremos entre 70 y 90 días en enviar este material desde nuestras fábricas y facturarlo en la parte norte del Golfo”, dijo el CEO.

La compañía espera que el tercer trimestre de 2026 sea el período más afectado por este escenario. Para el conjunto del segundo semestre, la previsión apunta a ingresos y EBITDA en línea con los registrados durante la primera mitad del año, aunque con una recuperación más marcada en los últimos tres meses.

Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.

Ahí aparecen otros mercados. La interrupción del tránsito por Ormuz provocó una suba del precio del petróleo y, según Tenaris, ese escenario está generando incentivos para aumentar la actividad en distintas regiones. Estados Unidos, Canadá y Argentina aparecen entre los países donde la empresa espera una mayor demanda de tubos para perforación.

En Vaca Muerta, el crecimiento ya se refleja en los equipos que están operando. Desde comienzos de año se incorporaron nueve perforadoras de alta especificación y el número total llegó a 42 equipos en actividad. Para Tenaris, el desarrollo del shale argentino forma parte de una tendencia global de búsqueda de mayor seguridad y diversificación energética.

“La actividad de perforación en yacimientos no convencionales está aumentando en Estados Unidos, Canadá y Argentina. En Estados Unidos estamos ampliando los turnos de trabajo y nuestra planta de Bay City está produciendo a niveles récord”, sostuvo Podskubka durante la presentación.

La empresa también puso el foco en el proyecto de GNL de Argentina, impulsado por YPF junto con Eni y XRG. El desarrollo contempla inversiones por unos U$S 30.000 millones y tiene como objetivo alcanzar una decisión final de inversión hacia fines de este año. Para Tenaris, representa otra fuente potencial de demanda vinculada con la expansión energética.

Más capacidad para responder a la demanda

En Estados Unidos, la compañía está ampliando turnos y realizando inversiones para aumentar la capacidad de producción de su acería de Koppel y de la fábrica de tubos sin costura de Ambridge. En Canadá lanzó, además, un programa de U$S 230 millones para incrementar la capacidad efectiva de su planta de Sault Ste. Marie.

El movimiento no se limita al shale. Tenaris también está viendo una recuperación en los proyectos offshore, después de varios años en los que las inversiones de ciclo largo habían quedado condicionadas por costos y plazos. La empresa considera que los avances tecnológicos volvieron más competitivos estos desarrollos.

“Gracias a los avances tecnológicos y a los plazos de desarrollo reducidos, los proyectos de aguas profundas se han vuelto más competitivos en costes y son idóneos para garantizar la seguridad y la diversificación del suministro”, afirmó Podskubka.

En los últimos meses, Tenaris sumó trabajos vinculados con proyectos como Cronos, en Chipre y Egipto, y GranMorgu, en Surinam. También comenzó las entregas de tubos y revestimientos para Sakarya, en el Mar Negro. La compañía espera que el crecimiento de esta cartera offshore comience a reflejarse en las ventas desde el cuarto trimestre y se extienda durante 2027.

Costos más altos para Tenaris

Mientras intenta compensar el impacto de Medio Oriente con una mayor actividad en otros mercados, Tenaris enfrenta otro frente: el aumento de los costos de las materias primas. La empresa comenzó a trasladar parte de esa suba a sus precios y espera que ese movimiento tenga una incidencia favorable sobre sus ventas y márgenes durante el cuarto trimestre.

Para Podskubka, el escenario combina una dificultad concreta en el Golfo con oportunidades que aparecen en otras partes del negocio. La compañía mantendrá fuera de sus previsiones los US$130 millones pendientes mientras Ormuz siga cerrado, pero conserva la posibilidad de recuperarlos si la navegación vuelve a normalizarse.

“Sin esta parte norte del Golfo, nuestra proyección para el cuarto trimestre será prácticamente la misma. Si se garantiza la navegabilidad a corto plazo, podremos enviar y facturar esos 130 millones de dólares adicionales”, explicó el ejecutivo.

El material destinado a Irak, Kuwait y Qatar, además, tiene una característica que puede mejorar su impacto sobre las cuentas. Se trata de tubos de primera calidad y grados especiales, con un margen promedio superior al de buena parte de la cartera de Tenaris. Por eso, la eventual recuperación de esos pedidos tendría un efecto adicional sobre el resultado.

“El material que vendemos en Irak, Kuwait y Qatar es de primera calidad y grado especial. Por lo tanto, tiene un buen margen promedio en comparación con el resto de la cartera de Tenaris. Necesitaríamos unos 90 días para que esto se materialice”, indicó Podskubka.

YPF le vendió el 70% Metrogas a Edenor por US$780 millones

YPF aceptó la oferta de Edenor para venderle el 70% de Metrogas por US$780 millones, en una operación que marca un nuevo movimiento en el mercado de servicios públicos. La petrolera comunicó la decisión este lunes, en paralelo con la presentación de sus resultados y como parte de la revisión de su portafolio.

La propuesta de Edenor fue seleccionada después de un proceso competitivo que tuvo al banco Citi como asesor financiero. La operación llegó a la instancia final con cinco oferentes, luego de la auditoría de los estados contables y de los activos de la principal distribuidora de gas de la Argentina.

YPF informa que, en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos, aceptó la oferta presentada por Edenor para la compra de su participación accionaria en MetroGAS por un monto de US$780 millones”, informó la compañía al comunicar la decisión.

Quiénes compitieron por Metrogas

Entre los grupos que llegaron a la definición estuvieron Central Puerto, asociada con Ecogas; MSU, del empresario Manuel Santos Uribelarrea; Grupo Pierri, de Alberto Pierri; y Litoral Gas, cuya propiedad está repartida entre Grupo Sofía y Tecpetrol. Finalmente, la propuesta elegida fue la de Edenor.

La operación contempla US$780 millones por el 70% de Metrogas, una cifra significativa frente a una capitalización de mercado de la distribuidora cercana a los US$800 millones. La adquisición también tiene una particularidad: Edenor deberá realizar una oferta pública por las acciones que todavía no estén bajo su control.

El grupo que controla Edenor, integrado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, ya tiene exposición en Metrogas. Manzano posee el 9,23% de la compañía a través de Integra Gas Distribution, por lo que la operación profundizará su participación en el negocio de distribución de gas.

Metrogas y el desafío de la licencia

Metrogas abastece a unos 2,5 millones de usuarios y concentra aproximadamente el 28% del mercado argentino de distribución de gas. La compañía atravesó en los últimos años una mejora de sus resultados, acompañada por el proceso de recomposición tarifaria que comenzó en 2024.

Entre 2023 y 2025, Metrogas duplicó su ganancia bruta, cuadruplicó su resultado operativo y redujo su endeudamiento a un tercio. La mejora de sus números permitió que la empresa volviera a distribuir dividendos entre sus accionistas, algo que no ocurría desde 2001.

Uno de los puntos que deberá resolver el nuevo accionista será la licencia de Metrogas, cuya vigencia termina en diciembre de 2027, después de 35 años. El Enargas ya elevó al Poder Ejecutivo una recomendación para extenderla durante otros 20 años, aunque todavía no existe una resolución definitiva.

Una operación que suma gas y electricidad

La compra permitirá al grupo controlante de Edenor ampliar su presencia en los dos principales servicios públicos domiciliarios del Área Metropolitana de Buenos Aires. La compañía eléctrica tiene unos 3,41 millones de clientes en el norte del AMBA, mientras que Metrogas concentra una parte central del negocio gasífero.

El cierre de la transacción, sin embargo, todavía no está asegurado. YPF informó que la operación quedó sujeta al cumplimiento de las condiciones previstas en la oferta, entre ellas las autorizaciones regulatorias y las garantías de cumplimiento correspondientes.

La expansión de Edenor hacia el gas comenzó a tomar forma con esta venta de YPF, mientras el grupo que controla la distribuidora eléctrica busca consolidar una posición más amplia en el mercado energético metropolitano. Manzano, Vila y Filiberti habían adquirido Edenor en 2021, cuando Pampa Energía decidió desprenderse de la compañía.

El boom de Vaca Muerta y la minería podría llevar las exportaciones a US$51.000 millones

La energía y la minería quedaron en el centro de las proyecciones oficiales sobre el ingreso de dólares a la Argentina. El Banco Central recalculó sus estimaciones y ahora espera que ambos sectores aporten unos 51.000 millones de dólares en 2030, frente a los 13.000 millones de dólares registrados en 2025.

El cambio en las perspectivas está relacionado con el avance de las exportaciones energéticas, el desarrollo de Vaca Muerta y la puesta en marcha de nuevos proyectos mineros. A eso se suman los incentivos del RIGI, que el Gobierno busca ampliar con nuevas iniciativas para atraer inversiones de gran escala.

El escenario fue detallado en el último Informe de Política Monetaria (IPOM) del BCRA, que revisó las estimaciones realizadas en el período anterior. El organismo señaló que las reformas económicas, junto con una mayor apertura y estabilidad jurídica, pueden ampliar la capacidad de generar divisas de distintos sectores.

Los Azules uno de los proyectos de cobre más grande del mundo.

Vaca Muerta y el salto de las exportaciones

Uno de los principales motores de esa mejora será la energía, con el crecimiento de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta. El organismo también incorporó el impacto de nuevos proyectos de infraestructura, entre ellos el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá ampliar la capacidad de evacuación y exportación de crudo.

El contexto internacional también modificó las cuentas. La suba del precio del petróleo vinculada a la guerra en Medio Oriente mejoró las perspectivas de ingresos, aunque el impulso esperado para los próximos años está asociado principalmente al aumento de los volúmenes exportados desde la Argentina.

Según el IPOM, entre 2026 y 2029 la revisión de las estimaciones implicó unos US$3.000 millones adicionales respecto del cálculo anterior. El documento ubicó a la energía, la minería, el agro y los servicios basados en conocimiento entre las actividades con mayor capacidad para aportar dólares a la economía.

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Una proyección que crece año tras año

El BCRA proyecta que el aporte conjunto de energía y minería pasará de US$13.000 millones en 2025 a unos US$50.000 millones en 2030, lo que representa un incremento superior al 290%. Para 2026, la estimación contempla US$8.000 millones provenientes de energía y US$5.000 millones de minería.

En 2027, el aporte de ambos sectores treparía a US$24.000 millones, con US$16.000 millones correspondientes a energía y otros US$8.000 millones a minería. Ese año aparece como un punto de inflexión por la entrada en operación del VMOS, infraestructura clave para sacar más petróleo de Vaca Muerta hacia el mercado internacional.

La proyección continúa en ascenso: para 2028, energía y minería aportarían US$28.000 millones; en 2029 alcanzarían US$34.000 millones. El mayor salto aparece en 2030, cuando el BCRA calcula US$34.000 millones de energía y US$17.000 millones de minería, hasta llegar a un total de US$51.000 millones.

El organismo sostuvo que la agenda de reformas busca revertir el histórico sesgo contra las exportaciones y favorecer un crecimiento apoyado en la generación de divisas. En ese escenario, el desarrollo de Vaca Muerta, la expansión de la infraestructura petrolera y la llegada de nuevas inversiones mineras serán determinantes para alcanzar las cifras proyectadas.

Alerta en Vaca Muerta: Petroleros denunció que Halliburton presiona a las pymes con un recorte del 23%

El pedido de Halliburton para reducir un 23% los valores de los contratos vigentes abrió una fuerte discusión entre las empresas que forman parte de la cadena de Vaca Muerta. La compañía comunicó a sus proveedores que la rebaja comenzará a aplicarse en agosto y continuará hasta diciembre de 2026.

Según trascendió, los proveedores recibieron un plazo de siete días para aceptar las nuevas condiciones comerciales. La decisión generó una rápida reacción del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que cuestionó el mecanismo utilizado por la empresa de servicios petroleros.

En este marco, el secretario general del gremio, Marcelo Rucci, sostuvo que las compañías locales no tienen margen suficiente para absorber un recorte de semejante magnitud sin trasladar parte del impacto a sus estructuras. “Esto es una calamidad”, afirmó el dirigente, al advertir por las consecuencias sobre el entramado empresarial de la cuenca.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

Rucci apuntó contra el impacto sobre el empleo

Para Petroleros Privados, el problema no pasa solamente por una discusión entre Halliburton y sus proveedores. El sindicato entiende que una reducción de este nivel puede terminar repercutiendo sobre los trabajadores si las pymes neuquinas se ven obligadas a recortar gastos, inversiones o puestos de trabajo para sostener sus operaciones.

“Acá no hay una propuesta ni una mesa de diálogo. Una empresa dominante decide mejorar sus números y descarga el ajuste sobre quienes menos margen tienen para soportarlo”, señaló Rucci, quien dejó en claro que el sindicato seguirá de cerca la situación y no aceptará que el costo termine trasladándose al personal.

El dirigente también cuestionó el contexto en el que se produce la decisión. Mientras Vaca Muerta atraviesa una etapa de crecimiento de la actividad y recibe nuevas inversiones, Rucci planteó que no resulta razonable que las empresas más pequeñas sean las que absorban el peso de una reducción contractual de estas características.

“Esto no puede afectar a un solo compañero. La industria recibió enormes beneficios para invertir y producir. No puede ser que nuevamente pretendan que los más débiles paguen los platos rotos”, sostuvo el titular del sindicato, que ubicó al empleo petrolero como uno de los principales puntos de preocupación.

La posición del gremio también se apoya en la situación financiera de Halliburton a nivel global. La compañía informó una ganancia neta de US$534 millones durante el segundo trimestre de 2026 y destinó alrededor de US$200 millones a la recompra de acciones, datos que Rucci utilizó para cuestionar la necesidad de trasladar el ajuste a las pymes.

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CEISA también rechazó el recorte

La reacción no quedó limitada al ámbito sindical. La Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) difundió un comunicado en el que expresó su “profunda preocupación” y su “absoluto rechazo” frente al pedido de reducción del 23% realizado por Halliburton a sus proveedores durante el período agosto-diciembre.

La entidad advirtió además por la posibilidad de que el mismo criterio sea adoptado por otras empresas de servicios especiales u operadoras que trabajan en la Cuenca Neuquina. Para CEISA, una decisión de este tipo puede tener un efecto multiplicador sobre compañías que vienen acompañando el desarrollo de Vaca Muerta desde sus primeras etapas.

Las empresas neuquinas sostienen que realizaron inversiones en infraestructura, capacitación, tecnología y seguridad para responder al crecimiento de la actividad. Desde la cámara remarcaron que muchas asumieron riesgos importantes para cumplir con las exigencias de la industria y que ahora no cuentan con capacidad financiera para absorber una baja de casi una cuarta parte de sus contratos.

Para CEISA, el recorte no representa simplemente una negociación comercial. “Una reducción del 23% en los valores contractuales no constituye una simple adecuación comercial”, planteó la cámara, que considera que la medida implica una transferencia de costos hacia los proveedores con menor capacidad de negociación dentro de la cadena.

El fracking en Vaca Muerta bajó en abril, pero sigue por encima de 2025.

La disputa por los costos de Vaca Muerta

La cámara empresarial enumeró algunas de las consecuencias que podría generar una reducción de esta magnitud: menos empleo, menor inversión, postergación de capacitaciones y pérdida de capacidad de innovación. También señaló que una presión excesiva sobre los proveedores puede terminar afectando los estándares de seguridad que exige una industria de alta complejidad.

El planteo de CEISA excede, por lo tanto, la situación particular de Halliburton. La entidad sostiene que cualquier ajuste sobre los proveedores puede terminar repercutiendo en el comercio local y la economía regional, especialmente en localidades cuya actividad está directamente vinculada con el desarrollo de Vaca Muerta y la expansión de los servicios petroleros.

En ese escenario, la cámara reclamó que las discusiones sobre costos se desarrollen mediante una mesa de trabajo en la que participen operadoras, empresas de servicios especiales, proveedores, cámaras empresariales, sindicatos y el Gobierno provincial. La propuesta apunta a encontrar mecanismos que permitan sostener la competitividad sin concentrar el esfuerzo en las empresas locales.

“Las empresas neuquinas no son un costo; son parte de la solución”, afirmó CEISA. La cámara destacó que esos proveedores generan empleo, invierten en la provincia, desarrollan capacidades y sostienen buena parte del entramado económico que acompaña el crecimiento de Vaca Muerta.

La entidad empresarial también reclamó responsabilidad a las compañías que integran la cadena. Según su posición, las decisiones que tienen impacto sobre numerosos proveedores no deberían tomarse de manera unilateral ni trasladar en forma desproporcionada el esfuerzo hacia quienes tienen menor capacidad de negociación.

Neuquén registró un nuevo récord en Vaca Muerta.

El reclamo por una mesa de diálogo

Tanto Petroleros Privados como CEISA coincidieron en la necesidad de evitar que la discusión por los costos termine afectando el empleo regional. El sindicato se declaró en alerta, mientras que la cámara empresarial pidió abrir un ámbito de diálogo urgente con Halliburton, las operadoras, las empresas de servicios y las autoridades provinciales.

El planteo aparece en un momento en el que la competitividad de Vaca Muerta ocupa un lugar central en las decisiones de las compañías. La presión por reducir costos atraviesa a toda la cadena, pero las entidades locales advierten que los proveedores necesitan previsibilidad para sostener estructuras, personal e inversiones.

CEISA sostuvo que está de acuerdo con la necesidad de mejorar la eficiencia de la industria, aunque planteó que ese objetivo debe alcanzarse mediante innovación, planificación conjunta y acuerdos equilibrados. “La competitividad debe construirse entre todos o terminará perjudicando a toda la cadena de valor”, señaló la cámara.

El reclamo de la entidad empresarial apunta ahora a que Halliburton revise la decisión y acepte discutir las condiciones con sus proveedores. Mientras tanto, el sindicato que conduce Rucci mantiene la situación bajo seguimiento y anticipó que no permitirá que una eventual reducción de contratos termine trasladándose a los trabajadores petroleros.

H&P llevó la perforación automatizada a Vaca Muerta

La automatización de la perforación sigue ganando espacio en Vaca Muerta. La empresa estadounidense Helmerich & Payne (H&P) anunció que completó junto a Phoenix Global Resources una sección clave de un pozo mediante tecnologías que eliminaron por completo las maniobras manuales de perforación direccional, un avance que marca un nuevo paso en la digitalización de las operaciones no convencionales.

El anuncio fue realizado por la compañía a través de sus redes sociales, donde calificó el resultado como “otro primer logro en Vaca Muerta”. Según explicó, la operación se llevó adelante utilizando las herramientas Bit Guidance System™ y AutoSlide®, que permitieron perforar la segunda sección intermedia y parte de la curva del pozo sin realizar un solo “manual slide”, una maniobra que tradicionalmente depende de la intervención del perforador direccional.

En los pozos no convencionales, la transición entre la perforación vertical y el tramo horizontal es una de las etapas más sensibles de toda la operación. Mantener la trayectoria dentro de la ventana productiva mejora la calidad del pozo y puede traducirse en menores tiempos de perforación y una mayor eficiencia operativa.

Un paso más hacia la perforación inteligente

Las tecnologías utilizadas por H&P funcionan como un sistema de automatización de la perforación direccional. Bit Guidance System™ monitorea en tiempo real la posición de la barrena y la trayectoria planificada, mientras que AutoSlide® ejecuta automáticamente las correcciones necesarias para mantener el pozo dentro del recorrido diseñado, reduciendo la intervención humana.

La compañía aseguró que el proyecto recién comienza. En el mismo comunicado adelantó que Phoenix Global Resources será el primer cliente de H&P en desplegar RSS Downlinking sobre un equipo internacional de la empresa, una tecnología que permitirá incorporar nuevas funciones de automatización durante la perforación.

Ese desarrollo forma parte de un programa más amplio que también incluye Advanced Well Engineering (AWE), además de las tecnologías Bit Guidance System™ y AutoSlide®, con el objetivo de extender la automatización a distintas etapas del proceso de perforación de los pozos.

 

Una relación que ya venía mostrando resultados

El anuncio llega apenas tres semanas después de otro hito compartido entre ambas compañías. En aquella oportunidad, H&P informó que había participado junto a Phoenix Global Resources en la perforación del pozo más rápido de la historia de la operadora dentro de Vaca Muerta.

Según detalló entonces la empresa, el pozo fue terminado un 13% más rápido que el récord anterior y con un costo 15% inferior al presupuesto original (AFE). El resultado fue atribuido a una combinación de planificación, coordinación entre los equipos y la incorporación de nuevas prácticas operativas durante toda la campaña de perforación.

Para Jorge Rojas, director regional de Operaciones Terrestres para Latinoamérica de H&P, la experiencia refleja el papel que Argentina viene ganando dentro de la estrategia global de la compañía. “Argentina continúa siendo una región de crecimiento significativo dentro de nuestro portafolio global, y nuestro trabajo con Phoenix refleja ese impulso. Llevar este nivel de automatización de la perforación direccional a un equipo internacional por primera vez demuestra lo que pueden lograr dos equipos cuando trabajan juntos con foco en el desempeño y la innovación”, afirmó.

Vaca Muerta: Sierra Chata fue el bloque gasífero que más creció

La producción de gas de Argentina volvió a mostrar señales de fortaleza en junio. Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación establecen que el país alcanzó un promedio de 159 millones de metros cúbicos por día, un 1,53% más que en mayo, mientras que la comparación interanual se mantuvo prácticamente estable, con una leve baja del 0,22%.

El dato más relevante volvió a aparecer en la Cuenca Neuquina, que registró un nuevo máximo histórico con 122,7 millones de metros cúbicos diarios. Esa producción representó el 77,2% del total nacional, luego de crecer un 2,9% respecto de mayo y un 4,6% frente al mismo mes de 2025, consolidando el peso de Vaca Muerta en el abastecimiento del mercado argentino.

Aunque la cima del ranking prácticamente no se modificó, el movimiento estuvo algunos escalones más abajo. Varias áreas exhibieron incrementos de dos dígitos durante junio y fueron las que terminaron explicando buena parte del crecimiento mensual de la producción nacional.

Fortín de Piedra es la nave insignia de Tecpetrol en Vaca Muerta.

Los bloques que más crecieron en junio

En el análisis que hizo el consultor Fernando Salvetti se destaca que el mayor avance correspondió a Sierra Chata, operada por Pampa Energía, que elevó su producción un 11,87% hasta los 9,336 millones de metros cúbicos diarios. Ese desempeño le permitió consolidarse entre las principales áreas gasíferas del país y aportar el 5,87% de toda la producción nacional.

Muy cerca quedó Loma La Lata–Sierra Barrosa, de YPF, con una expansión mensual del 11,80%. El bloque produjo 5,251 millones de metros cúbicos diarios, una recuperación que lo mantuvo dentro del grupo de los diez desarrollos más productivos de Argentina.

El tercer mayor crecimiento fue para Aguada Pichana Oeste, operada por Pan American Energy, que incrementó su producción un 10,79% respecto de mayo hasta alcanzar 9,787 millones de metros cúbicos diarios. Con ese resultado, el bloque reafirmó su posición como uno de los desarrollos más importantes de Vaca Muerta.

TotalEnergies conectó los tres pozos del proyecto Fénix.

El liderazgo sigue sin cambios

En la parte alta del ranking no hubo modificaciones. Cuenca Marina Austral 1, operada por TotalEnergies, volvió a ocupar el primer lugar con una producción de 20,831 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 13,1% del total nacional, pese a registrar una leve caída mensual del 0,38%.

Muy cerca apareció Fortín de Piedra, de Tecpetrol, con 20,665 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 13%. El principal yacimiento gasífero de Vaca Muerta también mostró una baja marginal del 0,38%, aunque mantuvo una diferencia cómoda sobre el resto de las áreas.

El tercer puesto quedó para La Calera, operada por Pluspetrol, que produjo 14,433 millones de metros cúbicos diarios. El bloque también fue uno de los destacados del mes al aumentar su producción un 7,48%, consolidándose como uno de los pilares del crecimiento gasífero neuquino.

Vaca Muerta volvió a romper récords. El GNL ya está reglamentado.

Un regreso al top 10 y algunas caídas

El ranking también dejó lugar para algunos movimientos. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge, volvió a ubicarse entre los diez bloques con mayor producción del país al alcanzar 4,541 millones de metros cúbicos diarios, pese a una leve baja mensual del 0,80%.

Entre las áreas que retrocedieron sobresalió Rincón del Mangrullo, de YPF, con una caída del 12,63%, mientras que Aguada Pichana Este, operada por TotalEnergies, disminuyó un 1,66% respecto del mes anterior. Aun así, ambas conservaron un lugar dentro del top 10 de los principales productores de gas del país.