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Hidrocarburos

PAE busca revitalizar Cerro Dragón de la mano de EOR

Pan American Energy (PAE) avanzará con la presentación de un proyecto de USD 680 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de desarrollar nuevas etapas de recuperación terciaria en Cerro Dragón.

La iniciativa contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, además de nuevas perforaciones y tareas de reacondicionamiento sobre cientos de pozos productores e inyectores. El foco del proyecto está puesto en sostener la producción convencional en una cuenca que enfrenta un marcado declino natural.

El anuncio fue realizado en el Palacio de Hacienda durante un encuentro encabezado por el ministro de Economía, Luis Caputo, junto al CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, autoridades provinciales y representantes sindicales del sector petrolero.

El desafío de sostener la producción

Con este proyecto, PAE intentará consolidar una nueva etapa de desarrollo en Cerro Dragón, el principal yacimiento convencional del país. La empresa apuesta a la incorporación de tecnología para mejorar los niveles de recuperación de crudo y extender la vida útil del área.

La recuperación terciaria aparece como una de las alternativas más utilizadas para incrementar extracción en campos maduros. A diferencia de las etapas primaria y secundaria, este sistema apunta a movilizar el petróleo que permanece atrapado en la roca mediante la inyección de compuestos químicos especializados.

En este caso, el esquema utilizará polímeros para mejorar la eficiencia del barrido dentro del reservorio. Según las estimaciones difundidas por la compañía, el proyecto podría aportar una producción incremental acumulada de aproximadamente 24 millones de barriles durante su vida útil.

El rol del RIGI en los proyectos petroleros

La decisión de encuadrar el proyecto dentro del RIGI refleja la importancia que las compañías le asignan al nuevo régimen de incentivos impulsado por el Gobierno nacional. El esquema ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios para inversiones de gran escala y largo plazo.

En la industria consideran que este tipo de herramientas puede resultar determinante para viabilizar proyectos complejos en cuencas maduras, donde los costos operativos suelen ser más elevados y los márgenes de rentabilidad dependen de condiciones de estabilidad económica.

El proyecto de PAE requerirá además importantes trabajos de infraestructura y operación sobre el campo. El plan contempla intervenir cerca de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, en una de las mayores campañas de recuperación avanzada previstas para la cuenca.

Impacto esperado en Chubut

Además de apuntar a sostener producción, la iniciativa busca mantener niveles de actividad en el entramado petrolero regional. La ejecución del proyecto demandará servicios de perforación, mantenimiento, transporte y operaciones especiales vinculadas a la industria hidrocarburífera.

En Chubut, la continuidad de la actividad convencional representa un tema central tanto para las empresas como para los sindicatos petroleros, debido al impacto que tiene sobre el empleo y la economía regional. La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa desde hace años un escenario de caída natural de producción.

Desde el sector empresario consideran que la incorporación de nuevas tecnologías puede ayudar a ralentizar ese proceso y habilitar zonas que anteriormente no resultaban económicamente viables para su explotación.

La conversión del Golfo San Jorge en la mira. PAE subirá un nuevo perforador.

El proyecto de PAE de largo plazo para Cerro Dragón

La petrolera estima que el desarrollo permitirá alcanzar picos de producción superiores a los 11.300 barriles diarios adicionales. Ese volumen tendría impacto tanto en los niveles de extracción como en las regalías provinciales asociadas a la producción incremental.

Durante el anuncio participaron el ministro de Economía, Luis Caputo; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; y dirigentes sindicales como Jorge Ávila y José Lludgar, además de funcionarios del área energética y directivos de la compañía.

Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

Chubut apunta a cerrar el 2026 con nueve perforadores activos

La provincia de Chubut busca consolidar una recuperación de la actividad petrolera convencional tras dos años marcado por despidos, equipos paralizados e incertidumbre laboral. El objetivo oficial es cerrar 2026 con nueve equipos perforadores activos.

El planteo fue realizado por el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, quien vinculó esa proyección con el desembarco de PECOM en áreas históricas de la Cuenca del Golfo San Jorge y con una mejora en las condiciones económicas para las operadoras que trabajan en la región. Según sostuvo, la provincia atraviesa una etapa de “reactivación incipiente” luego de un 2025 complejo para el sector.

“En todo el convencional de Argentina, salvo dejando fuera de Chubut, hay uno, máximo dos equipos perforadores activos. En Chubut tenemos seis y esperamos cerrar el año con nueve. Entonces, creo que eso habla mucho de lo que se está trabajando para revertir ese espiral de despidos que lamentablemente hubo el año pasado”, afirmó Ponce en diálogo con Seta TV.

PECOM inicia la perforación en Cañadón Perdido

PECOM gana peso en la cuenca del Golfo San Jorge

El funcionario remarcó que el ingreso de Pecom ya se encuentra efectivizado en las áreas El Trébol – Escalante, Campamento Central-Cañadón Perdido y también en Manantiales Behr, tras concretarse recientemente el traspaso operativo. Para la administración provincial, el avance de la compañía del holding Pérez Companc representa una señal positiva para la continuidad de inversiones en la Cuenca del Golfo San Jorge.

En este sentido, Ponce destacó especialmente la visita del presidente de la firma, Luis Pérez Companc, a la provincia. Según indicó, el contacto directo con los trabajadores y referentes sindicales ayudó a transmitir previsibilidad en un contexto donde el empleo petrolero continúa siendo una de las principales preocupaciones sociales de Chubut.

“PECOM invierte en Chubut porque Chubut genera clima de negocios. Eso también le da mucha certeza a la gente de que se van a cumplir los compromisos de inversión que se vienen planteando”, señaló el ministro.

Asimismo, el titular de la cartera hidrocarburífera ponderó que la presencia del holding Pérez Companc aporta confianza dentro de la industria por su trayectoria en distintos sectores económicos y recordó también que PECOM ya había operado en la provincia hasta 2003 y aseguró que mantiene un fuerte arraigo con la Patagonia y con el negocio energético convencional.

La meta es recuperar niveles históricos de perforación

Uno de los principales objetivos del gobierno provincial es aumentar la cantidad de pozos perforados mensualmente hasta acercarse a niveles comparables con los mejores años de actividad convencional en Chubut. Ponce aclaró que actualmente la industria trabaja con otra eficiencia operativa, por lo que el número de equipos no puede compararse linealmente con el pasado.

Aun así, explicó que la provincia considera posible alcanzar un volumen de perforación similar al registrado en 2007, uno de los últimos períodos de estabilidad para la cuenca antes de la caída de inversiones en áreas maduras y del progresivo retiro de operadoras históricas.

“Si tenemos en cuenta que hasta fines de año estamos trabajando para lograr que hayan alrededor de nueve perforadores activos, sí podríamos ver un número similar de pozos perforados por mes a lo que fue allá por 2007”, aseguró el ministro.

Chubut subirá dos perforadores

La relación con Chubut – YPF

Sobre el vínculo entre la provincia e YPF tras la salida de áreas convencionales, Ponce evitó confrontaciones y sostuvo que el principal criterio debe ser el beneficio económico para Chubut y sus trabajadores.

El ministro planteó que, si en el futuro existiera interés concreto en desarrollar recursos no convencionales en la provincia, no debería descartarse la participación de YPF u otras grandes compañías con capacidad de inversión en shale oil y shale gas.

“Por lo pronto, eso son todas teorías, no hay nada concreto, y no vemos que haya un interés concreto en el petróleo chubutense de parte de YPF, pero de vuelta tiene que primar el beneficio de los chubutenses”, subrayó Ponce.

El plan con el que PECOM quiere revitalizar la Cuenca del Golfo San Jorge

PECOM ratificó su estrategia de expansión en Chubut con un plan de inversiones superior a los 200 millones de dólares para los próximos 18 meses. El anuncio se dio en el marco de una recorrida realizada en el área Manantiales Behr, tras el traspaso de áreas que anteriormente operaba YPF.

El encuentro reunió al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, al presidente de Pecom, Luis Pérez Companc, y a representantes sindicales y empresariales. También participaron el CEO de la compañía, Horacio Bustillo; el director de Operaciones de Upstream, Jorge López Kessler; y el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados, Jorge Ávila.

Actualmente, PECOM opera las áreas El Trébol-Escalante, Cañadón Perdido-Campamento Central y Manantiales Behr, que en conjunto superan los 35.000 barriles diarios de producción. La compañía busca fortalecer el desarrollo de los bloques convencionales mediante perforaciones, recuperación terciaria e intervenciones de workover.

Inversiones y continuidad operativa

Durante la reunión, Luis Pérez Companc ratificó el compromiso de la empresa de continuar invirtiendo en la provincia y desarrollar los activos adquiridos tras la salida de YPF. Desde la compañía también señalaron la importancia de sostener una mesa de trabajo permanente junto al Gobierno provincial y los gremios.

En este sentido, Torres destacó que el desembarco de PECOM “representa no solo inversión y confianza en la provincia, sino también la reactivación de una actividad fundamental para la economía”. Además, señaló que el objetivo es sostener una agenda de crecimiento y desarrollo para el sector hidrocarburífero.

Por su parte, Ávila remarcó la relevancia de que directivos de empresas nacionales recorran los yacimientos y mantengan contacto directo con los trabajadores. “Para nosotros es fundamental que quienes conducen las empresas de capitales nacionales conozcan la realidad del campo”, expresó el dirigente sindical.

Producción y áreas maduras

Uno de los ejes centrales de la actividad fue el sostenimiento de los puestos de trabajo vinculados a las operaciones convencionales. Según se informó durante la recorrida, la compañía se comprometió a mantener la totalidad de los empleos vigentes y garantizar una transición operativa sin despidos tras la salida de YPF.

El esquema impulsado por PECOM apunta a extender la vida útil de las áreas maduras mediante inversiones orientadas al desarrollo de reservas y a la optimización de activos. La estrategia contempla nuevos pozos, expansión de proyectos de recuperación terciaria y un programa de intervenciones sobre pozos existentes.

La compañía aseguró que ya se observan resultados en El Trébol-Escalante y Área Central, donde la producción registró un crecimiento del 12% desde que asumió la operación. La proyección de la empresa es cerrar 2026 con niveles productivos un 20% superiores a los iniciales.

El rol de Manantiales Behr

La visita a Manantiales Behr se produjo en un contexto marcado por el proceso de reconfiguración de las áreas convencionales en la cuenca del Golfo San Jorge. El traspaso de activos abrió una nueva etapa para los yacimientos maduros, con foco en sostener la actividad y evitar una caída acelerada de la producción.

Desde el Gobierno provincial remarcaron que el traspaso se desarrolló de manera ordenada y con participación de todos los actores involucrados. Según aseguró Torres, el objetivo fue reducir la incertidumbre laboral y garantizar continuidad operativa en una actividad clave para la economía provincial.

En paralelo, el contexto internacional del mercado petrolero aparece como un factor que favorece los planes de inversión sobre áreas maduras. Con precios del crudo en niveles elevados, las operadoras buscan mejorar la productividad de los campos convencionales y sostener la actividad en regiones históricas como Chubut.

Offshore: por qué un FPSO puede producir petróleo y un FSO solo almacenarlo

La industria offshore utiliza distintos sistemas flotantes para producir, almacenar y exportar hidrocarburos en alta mar. Entre los más importantes aparecen los FPSO y los FSO, dos unidades que suelen confundirse porque ambas almacenan petróleo y lo transfieren a buques lanzadera. Sin embargo, existe una diferencia operativa que cambia completamente su función dentro de un proyecto energético.

Aunque a simple vista puedan parecer similares, el nivel de complejidad de cada sistema es muy distinto. La principal diferencia radica en que el FPSO puede procesar el crudo directamente a bordo, mientras que el FSO únicamente actúa como una unidad flotante de almacenamiento y descarga de hidrocarburos ya tratados.

Esa capacidad de procesamiento convierte al FPSO en una pieza estratégica para el desarrollo de campos submarinos remotos, especialmente en aguas profundas donde construir infraestructura fija resulta demasiado costoso o técnicamente inviable. En cambio, el FSO funciona como complemento de plataformas de producción que realizan previamente la separación del petróleo.

Cómo funciona un FPSO en alta mar

El término FPSO significa Floating Production, Storage and Offloading. Se trata de una unidad flotante capaz de producir, almacenar y exportar petróleo desde un yacimiento submarino sin necesidad de instalaciones adicionales en superficie.

El fluido que sale desde un pozo submarino no es petróleo listo para exportar. En realidad, se trata de una mezcla de crudo, gas y agua de formación que debe ser separada antes de poder almacenarse o comercializarse. Esa tarea se realiza directamente dentro del FPSO mediante equipos instalados sobre cubierta.

El hidrocarburo asciende desde el fondo marino a través de tuberías flexibles conocidas como risers. Una vez dentro de la unidad, los sistemas de procesamiento separan cada componente. El gas puede reutilizarse como combustible, reinyectarse al reservorio o enviarse a tierra mediante gasoductos, mientras que el agua tratada se descarga bajo estrictas normas ambientales.

Un sistema autónomo para campos remotos

Después del procesamiento, el petróleo estabilizado se almacena en los tanques del doble casco del FPSO hasta que llega un shuttle tanker para retirarlo. Gracias a esa autonomía, la unidad puede operar de manera independiente sobre un campo submarino durante largos períodos.

La versatilidad del FPSO explica por qué es ampliamente utilizado en desarrollos offshore de Brasil, África y el Golfo de México. Su capacidad de producir y almacenar en simultáneo permite reducir infraestructura fija y acelerar proyectos en zonas alejadas de la costa.

Por su parte, el FSO —Floating Storage and Offloading— cumple una función mucho más simple. Esta unidad no procesa hidrocarburos ni puede recibir directamente el fluido proveniente del pozo. Su tarea se limita exclusivamente al almacenamiento y transferencia de petróleo previamente tratado.

El rol del FSO dentro de un campo offshore

Para que un FSO pueda operar, el procesamiento debe realizarse en otra instalación. Generalmente, una plataforma fija o semisumergible separa el crudo, estabiliza el petróleo y luego lo envía al FSO para su almacenamiento temporal.

De esta manera, el FSO actúa como un gran tanque flotante que permite liberar capacidad operativa de la plataforma de producción. Cuando acumula suficiente volumen, el petróleo es transferido a un shuttle tanker encargado de llevar la carga hacia terminales de exportación o refinerías.

La diferencia entre ambos sistemas impacta directamente en los costos y en la planificación de un proyecto offshore. Mientras el FPSO funciona como una planta integral de producción flotante, el FSO opera únicamente como infraestructura logística de almacenamiento y descarga de crudo.

Quién posee los pozos más productivos de Vaca Muerta

Vaca Muerta sigue consolidando su crecimiento productivo y alcanza registros históricos en la Cuenca Neuquina. Según los datos del Ministerio de Energía de Neuquén, la producción de petróleo alcanzó en abril fue de 628.924 barriles por día.

El volumen representa un incremento del 3,13% respecto de marzo de 2026 y un crecimiento interanual del 36,18% en comparación con abril de 2025. Además, el acumulado entre enero y abril muestra una suba del 32,37% respecto del mismo período del año pasado.

En cuanto al gas, la producción provincial alcanzó los 101,19 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa una leve disminución del 0,08% respecto de marzo. Sin embargo, comparado con abril de 2025, se registró un crecimiento del 10,91%, mientras que el acumulado anual refleja una suba del 5,94%.

Liderazgo en la ventana de petróleo

A la espera de los resultados de los datos finos de la producción en el cuarto mes del año, marzo permite tener un pantallazo de lo que significa Vaca Muerta y cuáles son los pozos que permiten que el techo del shale sea empujado mes a mes.

Según los datos de la cartera energética provincial, el ranking de producción acumulada en petróleo estuvo liderado por el pozo BPO-2801(h) de Vista Energy en Bajada del Palo Oeste, con 1.126 Mbbl tras iniciar perforación y producción en 2024. Seguidamente, el pozo BdC-10(h) de Pluspetrol en Bajo del Choique acumuló 786 Mbbl, habiendo perforado en 2019 y producido en 2021.

En el tercer lugar apareció el pozo BPE-2202(h) de Vista Energy en Bajada del Palo Este, con 752 Mbbl acumulados en la ventana de petróleo. Este activo inició su perforación en 2023 y produjo desde 2025. El cuarto puesto fue para BdC-30(h) de Pluspetrol, perforado en 2023 y producido en 2025.

El ranking de los cinco pozos petroleros se cerró con el activo BdC-31(h), operado por Pluspetrol en el área de Bajo del Choique Este pozo de la ventana de petróleo alcanzó 596 Mbbl acumulados; su proceso de perforación comenzó en el año 2020 y su producción efectiva se registró comercialmente en el año 2025.

Concentración por áreas

Loma Campana se mantuvo como el bloque más productivo de crudo en la provincia, aportando 91,8 mil barriles diarios de petróleo. Esta cifra representó el 15,6% de la actividad total de YPF, consolidando al área como el nodo principal del desarrollo no convencional.

La Amarga Chica ocupó el segundo lugar en producción bruta con 87,9 mil barriles diarios de petróleo durante el mes analizado. Este volumen significó el 14,9% del total mensual de Vaca Muerta, evidenciando la importancia estratégica de este bloque para la sostenibilidad del flujo energético de toda la región.

En el tercer puesto de productividad por área se situó Bajada del Palo Oeste, con una extracción diaria de 64,7 mil barriles. El bloque estrella de Vista Energy representó el 10,9% de la producción acumulada total, reafirmando su competitividad dentro de la ventana de crudo del importante yacimiento neuquino.

Desempeño en la ventana de gas

El ranking de producción acumulada gasífera fue liderado por Tecpetrol con el pozo FP-1317(h) en Fortín de Piedra, que sumó 241 MMm3. Este activo de la ventana de gas inició perforación en 2019 y producción en 2021. El pozo FP-1291(h) de la misma empresa acumuló 204 MMm3.

Pan American Energy ocupó el tercer lugar con el pozo APO-213(h) en Aguada Pichana Oeste, acumulando 199 MMm3 en la ventana de gas. Este pozo inició perforación en 2024 y producción en 2025. Pampa Energía siguió con el pozo SCh-1012(h) en Sierra Chata, perforado en 2023 y producido en 2024.

El quinto pozo más productivo de gas fue el SCh.x-1004(h) de Pampa Energía en el área Sierra Chata. Perteneciente a la ventana de gas, este activo registró 195 MMm3 acumulados en doce meses; sus tareas de perforación se iniciaron en 2019 y su producción comercial comenzó formalmente en el año 2021.

Aguada Pichana Oeste es una de las naves insignia de PAE en Vaca Muerta.

Récords operativos y actividad diaria

Fortín de Piedra lideró la producción bruta por área en la ventana de gas con 15,41 millones de metros cúbicos diarios. La Calera (Pluspetrol) y Aguada Pichana Este (TotalEnergies) siguieron con 10,90 y 10,28 MMm3/d respectivamente, sumando en conjunto una porción significativa del volumen total de gas extraído.

Un hito técnico fue el pozo PAM.Nq.SCh-1025(h) de Pampa Energía, que alcanzó una producción diaria récord de 710,71 kMm3/d. Este activo de la ventana de gas destacó por su rama horizontal de 2.502 metros y la ejecución de 58 etapas de fractura durante sus primeros meses operativos en Sierra Chata.

La actividad en la cuenca durante marzo de 2026 registró 42 nuevos pozos conectados, alcanzando los 122 en el año. De ese acumulado, 83 correspondieron a petróleo y 39 a gas, demostrando que las operadoras mantuvieron un ritmo acelerado de inversión y completación técnica en sus proyectos.

Neuquén monitorea las emisiones de metano en pozos inactivos y abandonados como herramienta de fiscalización

La subsecretaría de Hidrocarburos dependiente del ministerio de Energía de la Provincia del Neuquén, realizó una campaña de monitoreo de emisiones de metano (CH4) en 124 pozos inactivos y abandonados distribuidos en 64 áreas hidrocarburíferas. La detección de metano en estos pozos permite evaluar su integridad mecánica y constituye una herramienta de fiscalización del Estado provincial sobre las obligaciones de los operadores.

La iniciativa se desarrolló en articulación con la Universidad McGill de Canadá —una de las instituciones públicas de investigación más reconocidas del mundo— y en el marco de un estudio científico del Observatorio Internacional de Emisiones de Metano del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (UNEP IMEO). La subsecretaría de Hidrocarburos participó del relevamiento en su carácter de autoridad de aplicación de la actividad hidrocarburífera provincial.

El relevamiento se desarrolló entre el 13 de marzo y el 23 de abril de 2026, con la participación conjunta de equipos técnicos del organismo provincial y del equipo de la Universidad McGill, integrado por estudiantes de maestría y grado de ingeniería civil bajo la dirección de la Dra. Mary Kang.

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

Neuquén y un programa integral

La detección de emisiones de metano en pozos inactivos y abandonados es una herramienta de fiscalización técnica del Estado. Un pozo que emite CH4 por encima de los niveles de referencia atmosférica indica que sus elementos de sello —cemento de abandono, válvulas y cabeza de pozo— no están cumpliendo su función de confinamiento de fluidos. Esto constituye un riesgo ambiental y de seguridad.

Los resultados obtenidos permitirán a la subsecretaría de Hidrocarburos identificar pozos con deficiencias en cuanto a su integridad mecánica y priorizar acciones de fiscalización, orientando las intervenciones de control hacia los operadores con mayor riesgo de incumplimiento de sus obligaciones postoperativas. Asimismo, los datos aportan fundamentos técnicos para requerimientos de intervención o remediación sobre pozos abandonados con pérdida de integridad.

En este sentido, Andreea Calcan, oficial a cargo de IMEO-PNUMA, expresó: “Campañas de medición directa como esta son fundamentales para mejorar nuestra comprensión de las emisiones de metano provenientes de pozos inactivos y abandonados, y para transformar la ambición en materia de metano en acciones concretas. Los datos generados a través de esta colaboración contribuirán a construir un entendimiento más claro de estas fuentes de emisión y respaldarán la toma de decisiones específicas por parte del gobierno provincial, los operadores y la comunidad internacional en general”.

El objetivo trazado

La campaña permitirá también establecer una línea de base de emisiones fugitivas provenientes de pozos no productores en Neuquén, contribuyendo a la cuantificación del inventario provincial de gases de efecto invernadero y al seguimiento de compromisos ambientales.

Los resultados serán analizados por la Universidad McGill y compartidos con la subsecretaría de Hidrocarburos. Posteriormente, serán publicados en una revista científica revisada por pares y compartidos en la plataforma “Eye On Methane Data Platform” del UNEP IMEO.

El Gobierno de la Provincia del Neuquén reafirma su compromiso con el monitoreo sistemático de la integridad mecánica de pozos inactivos y abandonados como parte de sus obligaciones como autoridad de aplicación de la Ley Nacional 17.319 y de la Ley Provincial 2453. La medición de emisiones fugitivas refuerza la función fiscalizadora del Estado sobre las obligaciones postoperativas de los operadores, en un contexto de creciente atención internacional sobre la gestión del metano a lo largo de la cadena de valor de los hidrocarburos.

TanGo Energy proyecta producir 60.000 barriles diarios con tres bloques en Vaca Muerta

TanGo Energy Argentina informó este miércoles que la provincia de Río Negro aprobó a través del decreto 509/26 el otorgamiento de tres nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) con objetivos a la formación Vaca Muerta en las áreas Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, que superan los 150.000 acres en conjunto, y donde TanGo tiene 50% de los derechos de explotación y Vista Energy el 50% restante.

Estas tres nuevas áreas ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta comprenden un compromiso inicial durante la fase piloto de 6 nuevos pozos, con una inversión de U$S 66 millones, comenzando la actividad la primera mitad del año 2027.

Este hito marca el debut de la compañía liderada por Pablo Iuliano (CEO) en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. Con este paso, el Grupo Tango consolida su portfolio shale y refuerza su perfil operativo, proyectando una producción de 60.000 barriles diarios a cinco años.

El mapa shale de Tango Energy

El plan de desarrollo de estas 3 áreas no convencionales está sujeto al resultado de los pilotos, y a las condiciones operativas y de mercado.

“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para desriskear el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la Provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, afirmó el CEO de Tango Energy Argentina.

Asimismo, Iuliano agregó que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.

Aprobación oficial

Este acto administrativo provincial que aprueba las cesiones de las 5 áreas de concesión y 3 concesiones de transporte de Vista Energy a Tango Energy Argentina, y la reconversión de Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada a 3 concesiones no convencionales, guarda sentido y está en línea con los acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina informados a través de los Hechos Relevantes emitidos por TanGo Energy Argentina (antes Aconcagua Energía) a la Comisión Nacional de Valores (CNV) con fechas 23 de febrero de 2023, 18 de julio de 2025, 28 de agosto de 2025 y 6 de marzo de 2026.

A través de ellos se informó oportunamente sobre el proceso de avance de negociaciones y los cierres de acuerdos por los cuales TanGo Energy Argentina se posiciona como el único titular y operador de las concesiones no convencionales y convencionales, mientras que la producción no convencional que provenga de las 3 nuevas concesiones a Vaca Muerta será 50 % de TanGo Energy SAU y 50 % Vista Energy.

Capex acelera en Río Negro y va por el control total del área Puesto Zuñiga

Capex volvió a mover fichas en el tablero upstream con un anuncio que envió a la Comisión Nacional de Valores (CNV). La compañía informó un acuerdo para ampliar su participación en el área Puesto Zuñiga, en la provincia de Río Negro.

El comunicado confirma que la empresa cerró un entendimiento con Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial S.A. para adquirir el 10% que la firma provincial posee en la concesión. De concretarse la operación, Capex consolidará el 100% del bloque.

La transacción, sin embargo, aún no está completamente cerrada. El perfeccionamiento depende de la aprobación del Poder Ejecutivo de Río Negro y su posterior publicación en el Boletín Oficial.

Capex busca consolidar el control total del área

En términos contractuales, la compañía asumirá el pago de un aporte de producción (overriding royalty) a EDHIPSA como parte del acuerdo. Este esquema establece un 1,2% del volumen total de hidrocarburos durante los primeros cinco años, que luego escalará al 2,5% hasta el vencimiento de la concesión.

El plazo para cumplir la condición suspensiva es de hasta 180 días corridos, con posibilidad de extensión si ambas partes lo acuerdan. Este tipo de cláusulas es habitual en operaciones hidrocarburíferas donde intervienen activos provinciales y requieren validación política y administrativa.

Los números detrás de Puesto Zuñiga

Los estados financieros al 31 de enero de 2026 muestran que el área forma parte de una unión transitoria (UT) entre Capex y EDHIPSA, con activos relevantes dentro del portafolio de la empresa. En ese esquema, el bloque registra un activo total de más de $80.396 millones, entre corrientes y no corrientes.

En términos operativos, los costos de producción asociados al área alcanzaron los $3.838 millones en los primeros nueve meses del ejercicio. Si bien la compañía no detalla niveles de producción en barriles o metros cúbicos, sí destaca la importancia de sus reservas dentro del negocio global.

El bloque integra un conjunto de activos en Río Negro junto con Loma Negra y La Yesera, que exhiben un valor de origen cercano a los $268.015 millones. Tras descontar la depreciación acumulada, el valor residual neto se ubica en torno a los $125.124 millones.

Un activo estratégico con horizonte de largo plazo

La concesión de Puesto Zuñiga tiene vigencia hasta 2047, bajo el marco del Decreto Provincial N° 71/22. Este horizonte de largo plazo convierte al área en un activo clave dentro de la estrategia de Capex, especialmente en un contexto donde las compañías buscan maximizar eficiencia en campos maduros.

Además, el área forma parte del proceso de expansión que la compañía inició en 2017, cuando decidió fortalecer su presencia en el segmento de exploración y producción mediante la adquisición de concesiones en zonas estratégicas del país.

Relación operativa y flujo de fondos

La interacción entre Capex y la UT generó movimientos relevantes. La empresa registró ingresos por servicios de operación y dirección por más de $1.450 millones, además de cargos administrativos indirectos.

En paralelo, realizó aportes por más de $5.188 millones, mientras que recibió distribuciones por cerca de $979 millones. Estos flujos reflejan la dinámica financiera típica de este tipo de estructuras asociativas en el sector hidrocarburífero.

Asimismo, la compañía mantiene saldos a cobrar vinculados a la operación por unos 11,5 millones de dólares, lo que evidencia la escala económica del activo y su impacto en el balance consolidado.

Neuquén lanzará una licitación masiva de 15 áreas para atraer capitales de EEUU

El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, confirmó oficialmente que la provincia iniciará en agosto la licitación de 15 áreas hidrocarburíferas. El proceso se realizará mediante la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), entidad que actúa como nexo fundamental para la asociación con capitales privados internacionales.

La iniciativa gubernamental busca incorporar nuevos actores al desarrollo no convencional en la cuenca. Ante la mejora en la infraestructura de transporte, Neuquén necesita que un mayor número de operadoras perforen simultáneamente. El objetivo final es sostener el crecimiento de la producción y potenciar el flujo de exportaciones energéticas.

Para los inversores extranjeros, ingresar a la cuenca junto a GyP representa una garantía de largo plazo. La firma pública aporta conocimiento territorial y una alineación directa con los planes del Poder Ejecutivo. Según Medele, esta asociación permite a las empresas navegar la burocracia local con el respaldo de un socio estratégico experimentado.

El mapa de la inversión en Neuquén

Las áreas seleccionadas se ubican estratégicamente en la ventana de líquidos. Esto significa que el foco principal está puesto en la extracción de petróleo rodeada de yacimientos consolidados. Se encuentran en zonas tradicionales como Añelo y Rincón de los Sauces, lo que permite aprovechar de inmediato la infraestructura de transporte existente.

Al situarse en regiones con información geológica consolidada, el riesgo exploratorio se reduce considerablemente para los nuevos jugadores. El pliego de condiciones estará disponible en mayo, iniciando un cronograma de 90 días para las ofertas. La provincia espera concretar la adjudicación formal de los bloques antes de que finalice el año.

“GyP permite abrir oportunidades para nuevas empresas y acompañarlas con la fortaleza de una compañía alineada con Neuquén”, señaló el ministro Medele. Esta declaración refuerza la intención de atraer capitales frescos que puedan operar en las zonas de Cutral Co y Plaza Huincul, optimizando costos y maximizando la eficiencia operativa.

El interés norteamericano

La mirada de los funcionarios neuquinos está puesta en las empresas independientes de Estados Unidos. Estos actores ven en Vaca Muerta un reflejo de lo que fue Permian hace una década. Debido al agotamiento de áreas en Norteamérica, el shale argentino surge como la principal frontera de expansión global.

La calidad de la roca madre y la productividad por pie perforado son los grandes atractivos para el capital externo. Esta licitación busca capitalizar el apetito inversor en una etapa donde la curva de aprendizaje ya fue superada por firmas líderes como YPF y Vista. El escenario es propicio para la expansión del sector.

Gas y generación propia: el nuevo esquema de Tango Energy

La caída de la producción de gas de Tango Energy durante 2025 no respondió a una pérdida de recursos ni a un deterioro operativo. Por el contrario, la compañía mantiene disponibilidad de gas, que destina mayormente a generación eléctrica propia, mientras que la caída en los volúmenes reportados obedece a un acuerdo contractual firmado previamente.

Según la reseña informativa presentada ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), la caída de la producción de gas se explica por “el acuerdo de cesión de reservas suscripto en diciembre de 2024”, cuando la gestión aún estaba en manos de Aconcagua Energía. Ese entendimiento implicó la transferencia de la producción gasífera de Río Negro a Vista Energy.

Este punto resulta clave: Tango no dejó de tener gas ni de operar activos gasíferos. La disminución en las estadísticas responde a un cambio en la asignación contractual de la producción, en el marco del Farm-Out Agreement entre Vista Energy y Tango Energy.

Qué implica el Farm-Out Agreement y cómo impactó en el gas

El Farm-Out Agreement es un contrato habitual en la industria petrolera mediante el cual una empresa cede parte de sus derechos sobre un área a otra compañía, a cambio de inversiones o compromisos financieros. En este caso, el acuerdo fue firmado en diciembre de 2024 bajo la gestión de Aconcagua.

Ese convenio definió que la totalidad de la producción de gas en Río Negro quedara bajo la órbita de Vista, lo que explica la caída estadística en los registros de Tango durante 2025, sin que ello implique una pérdida real de recursos o capacidad productiva.

Además, durante 2025, el vínculo contractual atravesó tensiones por incumplimientos financieros. Vista ejerció derechos previstos en el contrato, incluyendo la retención de producción de hidrocarburos, lo que reforzó el impacto en los volúmenes contabilizados por Tango.

Producción: caída del gas, pero no de la disponibilidad

Los datos oficiales muestran que la producción de gas de Tango Energy cayó un 95% interanual en 2025. Sin embargo, esta cifra debe interpretarse en el contexto del acuerdo contractual y no como una merma operativa.

De hecho, la empresa continúa utilizando gas en sus operaciones, principalmente para autoabastecimiento energético, lo que le permite sostener parte de su actividad con generación eléctrica propia.

En paralelo, la producción de petróleo tuvo una dinámica diferente. En el corto plazo, incluso registró incrementos vinculados a cambios en las condiciones del mismo acuerdo con Vista, que redujeron el porcentaje de crudo retenido por la contraparte.

Una empresa atravesada por la reestructuración financiera

El desempeño de Tango durante 2025 estuvo fuertemente condicionado por su situación financiera, que derivó en un proceso de reestructuración integral de pasivos. La compañía enfrentó dificultades para acceder a financiamiento y debió renegociar compromisos con acreedores.

En ese contexto, se registraron incumplimientos sobre obligaciones negociables y deuda comercial. La empresa suspendió pagos y avanzó en una propuesta de reestructuración que incluyó canjes de deuda y nuevos esquemas de financiamiento.

Este escenario explica, en parte, las decisiones contractuales adoptadas previamente, incluyendo el acuerdo de cesión de reservas firmado en 2024, que permitió reconfigurar compromisos y relaciones con socios estratégicos.

Capitalización y cambio de control

La reestructuración financiera estuvo acompañada por un proceso de capitalización que modificó la estructura accionaria de la compañía. Tango pasó a convertirse en accionista controlante tras una inyección de capital de aproximadamente 36 millones de dólares.

Este movimiento permitió recomponer el patrimonio y estabilizar la operación en un contexto complejo. También implicó un cambio en la conducción estratégica, orientado a recuperar eficiencia y redefinir el perfil productivo.

En paralelo, los acuerdos con Vista fueron renegociados, extendiendo plazos y ajustando condiciones, lo que permitió sostener la relación contractual en un marco más flexible.

Producción, ingresos y márgenes

En 2025, la producción total de hidrocarburos mostró una leve caída interanual, explicada casi exclusivamente por el gas. El petróleo, en cambio, se mantuvo relativamente estable dentro de un portafolio de activos maduros.

Los ingresos por ventas crecieron un 11%, impulsados principalmente por la evolución del tipo de cambio. Sin embargo, los costos operativos aumentaron un 29%, afectando la rentabilidad.

El EBITDA reflejó esta presión, con una caída significativa frente al año anterior. Esto evidencia que, si bien la empresa logró estabilizar su frente financiero, aún enfrenta desafíos para mejorar su desempeño operativo.