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6 enero, 2026

TotalEnergies se suma a YPF y apuesta fuerte por el Instituto Vaca Muerta

TotalEnergies se convierte en la primera compañía en suscribir el convenio de adhesión para asociarse con YPF en el Instituto Vaca Muerta (IVM). Esta institución educativa será clave para impulsar la formación de los técnicos que necesita el desarrollo de Vaca Muerta y para el proyecto de transformar al país en exportador de energía.

El acuerdo fue suscripto por Sergio Mengoni, Director General y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, y Lisandro Deleonardis, Presidente del Instituto Vaca Muerta y Vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, durante un encuentro realizado en las oficinas de YPF en la Ciudad de Buenos Aires.

“La incorporación de TotalEnergies muestra la relevancia que este proyecto tiene para la industria. El IVM es clave para capacitar a miles de trabajadores, mejorar la seguridad y hacer que Vaca Muerta sea aún más competitiva a nivel global. Este es el camino para seguir consolidando el desarrollo del sector”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. “Desde la compañía impulsamos este instituto para complementar la formación existente y ofrecer experiencia real en entornos controlados Es un desafío que requiere el compromiso y el trabajo conjunto de toda la industria”, concluyó Marín.

El crecimiento proyectado en Vaca Muerta entre 2026 y 2030 podría generar hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo y el IVM se presenta como una opción de capacitación impulsada por la industria para lograr esas especializaciones.

El futuro del shale

El IVM va a ofrecer formación técnica especializada en Upstream, que será inédita en la región, basada en la práctica real y teniendo como premisas fundamentales la seguridad y la excelencia operativa. Contará con un pozo escuela, que estará ubicado en Río Neuquén, donde podrán realizar las prácticas y maniobras críticas para la formación de los operadores. A su vez, tendrá su sede en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde la formación se realizará con simuladores y laboratorios con equipamiento didáctico para que los estudiantes puedan formarse en la última tecnología disponible y con la participación de los especialistas de la propia industria.

La creación del proyecto fue impulsada por Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles serán las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años.

Sergio Mengoni, Director General y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó: “Para nuestra compañía es un orgullo participar en esta iniciativa liderada por YPF, que beneficia a toda la industria. La educación y la mejora continua son pilares fundamentales del ADN de TotalEnergies, por eso decidimos invertir en el Instituto Vaca Muerta.”

Asimismo, subrayó que “TotalEnergies está presente en el país desde hace casi 50 años y en Neuquén desde hace más de 30, impulsando el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo en las comunidades y actores con los que trabajamos”.

Qué es el Instituto Vaca Muerta

La propuesta educativa ofrecerá una formación de alta especialización en Upstream O&G, centrada en ocho perfiles estratégicos: operadores de perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, plantas de tratamiento de agua y crudo, y plantas de tratamiento de gas. El programa de estudio de formación inicial para los nuevos talentos tiene una carga de 304 horas distribuidas en cuatro meses. A su vez, se brindará formación continua para el personal de empresas que requiera actualización y reconversión tecnológica, además de capacitación en seguridad operativa para quienes no tengan experiencia técnica y deban ingresar a un campo petrolero.

El IVM se propone complementar la oferta académica existente y consolidarse como un referente para el ingreso a la industria, brindando a futuros y actuales operarios y técnicos la posibilidad de adquirir experiencia práctica en instalaciones reales dentro de un entorno seguro y controlado.

19 diciembre, 2025

Se formalizó el estatuto de la Comisión Mixta de Seguridad e Higiene para Vaca Muerta

Las principales representaciones de la industria petrolera alcanzadas por el Convenio Colectivo de Trabajo 644/12 firmaron en Neuquén un acuerdo que ordena y formaliza el funcionamiento de la Comisión Mixta Paritaria de Seguridad e Higiene, un ámbito central para la prevención de riesgos laborales en la actividad de Vaca Muerta.

El documento fue suscripto este 18 de diciembre durante una reunión plenaria realizada en el Centro Recreativo del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa. Participaron las tres partes paritarias que integran la comisión: el sindicato, las empresas productoras nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y las compañías de servicios agrupadas en la Cámara de Servicios Petroleros (CASEPE).

La Comisión Mixta fue conformada originalmente en 2020 y desde entonces mantiene un funcionamiento regular y sostenido. A lo largo de estos años se consolidó como un espacio de trabajo técnico y de diálogo permanente entre trabajadores, empresas y el Estado, con foco en la seguridad, la higiene y la salud laboral en uno de los sectores más complejos y estratégicos del país. El encuentro de esta semana correspondió a su reunión número 37.

El acuerdo firmado no crea un nuevo organismo, sino que establece un estatuto interno que fija reglas claras para su funcionamiento. El objetivo es fortalecer su operatividad, darle previsibilidad a su agenda y mejorar la capacidad de seguimiento de los temas tratados, en línea con la dinámica que impone el desarrollo de Vaca Muerta.

Entre los puntos centrales, se estableció una periodicidad mensual obligatoria de reuniones, con actas formales que registren los temas abordados y los compromisos asumidos. Cada una de las tres partes contará con un voto, mientras que la autoridad de aplicación provincial en materia de seguridad e higiene y la ART Mutual de Empleados y Obreros Petroleros Privados (MEOPP ART) participarán como asistentes, sin derecho a voto.

El estatuto también consolida la creación de un Consejo Directivo, integrado por representantes de los tres sectores, y formaliza el trabajo de subcomisiones técnicas destinadas a abordar problemáticas específicas. Las decisiones que surjan de estos ámbitos serán vinculantes, siempre que cuenten con el consenso de las partes representadas.

En su tramo final, el acuerdo reafirma el compromiso de canalizar dentro de este espacio todos los planteos vinculados a la seguridad y la higiene laboral. La apuesta es fortalecer el diálogo técnico y la toma de decisiones consensuadas como herramientas clave para mejorar las condiciones de trabajo y sostener la paz social en una actividad estratégica para la provincia de Neuquén y para la matriz energética nacional.

15 diciembre, 2025

Enap avanza en la Amazonía ecuatoriana y abre una nueva área petrolera

Enap anunció un importante hito en sus operaciones en Ecuador, país donde está presente desde 2003. Se trata del cierre exitoso del proceso exploratorio del Pozo Pambil A-1, ubicado al extremo sur del Bloque 47 en la provincia de Orellana, al oriente de dicho país, en la Amazonía ecuatoriana.

El hallazgo tiene el potencial para Enap de aumentar su producción de petróleo en Ecuador, donde produce en total cerca de 30 mil barriles diarios y es una de las empresas extranjeras más relevantes en ese territorio. El proceso de exploración en este sector comenzó en 2023 con la obtención de los permisos y forma parte de un plan mayor en distintos bloques, en el marco del programa de ampliación de reservas petroleras de Enap en ese país.

Actualmente, la empresa está presente en Ecuador a través de la participación del 100% de los bloques productores de crudo Mauro Dávalos Cordero (MDC), Paraíso Biguno Huachito (PBH) e Intracampos, mediante la figura de contrato de prestación de servicios. A septiembre de este año, Enap alcanzó una producción acumulada de 140 millones de barriles desde los inicios de su operación en Ecuador en 2003, lo que le ha permitido alcanzar un flujo neto a favor – la suma de todas las remesas de dividendos menos los flujos enviados a ese país- equivalente a US$473 millones.

“El desarrollo de operaciones fuera de Chile está inserto en nuestra estrategia Enap 2040, que tiene entre sus pilares acelerar nuevas fuentes de ingresos. Impulsar decididamente este tipo de proyectos es coherente con el desafío que hemos declarado estos años y que apunta a tener una empresa sostenible en el tiempo y con los mejores estándares de la industria”, aseguró el gerente general de Enap, Julio Friedmann.

El pozo exploratorio Pambil A-1 es el primero de su tipo perforado en la zona cercana a la estructura llamada Culebra-Yulebra y abre la puerta a una nueva área de desarrollo de hidrocarburos en ese país. El próximo paso, una vez que se obtengan los resultados de producción, contempla la elaboración de un plan de Desarrollo de Campo por parte de Enap, que luego debe ser revisado y aprobado por el Ministerio de Ambiente y Energía de Ecuador.

Enap es una de las 14 empresas privada que opera ese país y en noviembre de este año recibió un reconocimiento por alcanzar el primer lugar en el Aporte Privado a la Producción Nacional, entregado por el Ministerio de Medio Ambiente y Energía de dicho país.

13 diciembre, 2025

La Cámara de Empresas del Golfo San Jorge pidió diálogo y “un futuro sostenible” para la región

La Cámara de Empresas del Golfo San Jorge emitió un comunicado para saludar a la comunidad por un año más del descubrimiento del petróleo. “Un 13 de diciembre de 1907 la perseverancia de visionarios en la zona permitió que la cuenca siga activa hasta hoy. Nuestra tarea es insistir en acciones concretas para su desarrollo”, subrayó la entidad.

“No somos los visionarios de aquel entonces, pero tenemos expertise, profesionalismo y valores constituidos en esta cuenca. Aquí fundamos pymes, generamos trabajo y vivimos junto a nuestras familias por generaciones”, agregó.

“Queremos un futuro predecible y sostenible, constituido con y para todos los sectores que componen la región”, destacó.

“Buscamos el diálogo para la conformación de trabajo genuino que dé sostenibilidad, para afrontar este contexto poco favorable para las cuencas maduras. A 118 años del descubrimiento del petróleo seguimos apostando por este suelo y su comunidad”, aseguró.

Una señal de la Cámara

No es la primera vez que las empresas de la región exigen medidas concretas para evitar el deterioro de las cuencas maduras. En agosto, la Cámara emitió una alerta y adelantó que si no se toman decisiones en el corto plazo podría desaparecer el entramado pyme de Chubut y Santa Cruz.

Boris Mancilla, vicepresidente de la entidad, aseguró que esta transición no fue planificada ni consensuada con la comunidad, lo que generó un impacto profundo en el empleo y en el entramado productivo regional.

“Estamos cerca de los 10.000 trabajadores desvinculados mediante retiros voluntarios, sumando personal de operadoras y compañías de servicios, tanto jerárquico como convencional”, cuestionó en declaraciones radiales.

Sin respuesta estatal

El dirigente planteó que la situación se agravó con la llegada de compañías de Buenos Aires que, a su juicio, no cuentan con la experiencia ni el conocimiento del terreno que poseen las firmas locales.

“Hace dos meses le pedimos al gobernador que intercediera para buscar consensos y amortiguar el impacto, pero no obtuvimos respuesta. Hoy algunas empresas quedaron sin contratos y otras transfirieron personal a la compañía que se quedó con todos los servicios”, lamentó.

12 diciembre, 2025

El IAPG alertó que Argentina puede quedar relegada en la competencia global

La industria hidrocarburífera llegó al Día del Petróleo con indicadores que muestran la transformación acelerada del sector en los últimos dos años. Durante el tradicional almuerzo organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), su presidente, Ernesto López Anadón, destacó los avances productivos y la consolidación del perfil exportador argentino. Sin embargo, dejó una advertencia clara: Argentina está en carrera, pero el resto del mundo también compite por financiamiento e inversiones.

El directivo celebró que la producción de petróleo haya superado por primera vez el pico alcanzado a fines de los años noventa, un hito que confirma la maduración del desarrollo no convencional. También remarcó que las exportaciones de crudo y gas atraviesan uno de sus mejores momentos, gracias al aumento de la producción y a la ampliación de la infraestructura de transporte.

Según expuso, la reducción del 45% en las importaciones de gas fue producto directo del crecimiento de Vaca Muerta y de la nueva capacidad del sistema troncal. Este proceso permitirá cerrar 2025 con un superávit energético superior a los 7.000 millones de dólares, cifra que podría triplicarse en pocos años si se mantienen las condiciones actuales.

Un sector que se expande con infraestructura y nuevos proyectos

López Anadón dedicó buena parte de su exposición a enumerar los avances en infraestructura que hoy sostienen la curva de producción. Mencionó la ampliación del sistema de transporte de crudo de Oldelval, la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur y el nuevo puerto de exportación que acompañará su puesta en marcha. También destacó que dos proyectos de GNL avanzan en distintas etapas, uno impulsado por Pan American Energy y otro por YPF.

Para el titular del IAPG, el otorgamiento de permisos de exportación de gas por 30 años constituye un cambio estructural. Según dijo, desde la década del ’90 no se emitían autorizaciones de esa duración, un factor clave para sostener inversiones de largo plazo en un mercado que exige previsibilidad y estabilidad regulatoria.

En paralelo, celebró el trabajo de la Secretaría de Energía para reinstalar los mercados mayoristas de gas y electricidad, y la incorporación del Enargas en la revisión de mecanismos para ampliar las redes de transporte. Ambos procesos, afirmó, buscan corregir las distorsiones acumuladas y preparar el sistema para un ciclo de expansión exportadora.

Sin embargo, aclaró que estos avances requieren continuidad y una política energética que priorice la competitividad del sector frente a otros polos globales, en especial aquellos con costos más bajos y condiciones más estables para invertir.

$Tenaris sumó un nuevo set de fractura en Vaca Muerta.$

Un crecimiento que moviliza empleo, proveedores y grandes volúmenes de insumos

El presidente del IAPG marcó que la ruta hacia los 1,5 millones de barriles diarios de petróleo y la duplicación de la producción de gas implica un desafío monumental. Según el estudio del instituto, será necesario movilizar entre 20 y 30 millones de metros cúbicos de áridos, 3 millones de metros cúbicos de cemento y hasta 6 millones de toneladas de acero.

Además, se requerirán entre 120.000 y 170.000 kilómetros de ductos, junto a un parque de 20 a 30 millones de caballos de potencia en equipos. Solo la fase de perforación y completamiento demandará, en el pico de actividad, hasta 36.000 trabajadores, mientras que los proyectos de construcción necesitarán entre 180.000 y 240.000 operarios.

López Anadón recordó que la industria funciona sobre una cadena de valor extensa que abarca 10.000 empresas proveedoras, de las cuales el 78% son pymes que emplean a más de 220.000 personas. Entre 2019 y 2021, estos proveedores facturaron en promedio 4.000 millones de dólares anuales, lo que refleja la magnitud del sistema productivo que sostiene la expansión energética.

Para el directivo, la ecuación es clara: el mercado interno está abastecido, por lo que cada incremento en la inversión solo se justifica para sostener proyectos de exportación. Desde los pozos hasta los ductos y la logística marítima, toda la cadena apunta a consolidar a Argentina como un proveedor estable de energía.

Competencia global, costos altos y la urgencia de financiamiento

Además de reconocer el avance de la actividad, López Anadón planteó tres desafíos centrales: el financiamiento internacional, los costos operativos y la necesidad de sostener condiciones competitivas a escala global. Recordó que el sector deberá invertir entre 20.000 y 30.000 millones de dólares anuales para cumplir las metas productivas, cifra que solo puede alcanzarse con acceso a capital externo.

El titular del IAPG destacó el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta para financiar proyectos de infraestructura, como Vaca Muerta Oil Sur. Pero advirtió que el resto de las inversiones requerirá esfuerzos adicionales y marcos regulatorios consistentes, que no desvíen a las empresas de su objetivo principal: desarrollar recursos de manera eficiente.

También remarcó que, pese al aumento de fracturas y a las mejoras en eficiencia, Argentina aún opera con costos superiores a los del Permian, el principal polo petrolero de Estados Unidos. Señaló la rigidez laboral, la carga impositiva y los costos de importación como factores que encarecen la actividad.

Según enfatizó, la competencia no solo es interna. El mundo está desarrollando proyectos similares, por lo que cualquier demora o medida que genere ineficiencias puede relegar a Argentina en una carrera donde el tiempo es un factor crítico.

Una advertencia final para no perder la oportunidad

El mensaje de cierre de López Anadón fue directo: Argentina tiene recursos y decisiones recientes que fortalecen su posición, pero debe evitar exigencias que no correspondan a la actividad, así como superposiciones regulatorias que generen incertidumbre o costos adicionales.

Aseguró que perder tiempo en esta etapa equivale a perder oportunidades de crecimiento económico, en un contexto donde las inversiones globales están altamente disputadas y donde los países competidores avanzan con marcos estables y estrategias claras.

El Día del Petróleo dejó así un mensaje contundente: la industria está en carrera, pero necesita condiciones firmes para no quedar relegada en un escenario global competitivo y dinámico.

10 diciembre, 2025

GeoPark consideró que Parex subvaluó sus reservas

GeoPark salió a responder públicamente tras la decisión de Parex Resources de suspender las conversaciones para una posible adquisición. La empresa latinoamericana afirmó que actuó “de buena fe” durante más de seis semanas, aportando información técnica y financiera que justificaba un valor superior al ofrecido inicialmente.

Según la compañía, la propuesta de Parex del 4 de septiembre de 2025, de US$9 por acción, no contempló el crecimiento reciente ni la adquisición en Vaca Muerta, anunciada apenas semanas después. GeoPark insistió en que cualquier oferta creíble debe partir de un monto “de doble dígito”.

En un comunicado difundido desde Bogotá, GeoPark recordó que su directorio siempre está dispuesto a analizar alternativas que maximicen el valor para sus accionistas, pero remarcó que la oferta de Parex subvaluaba significativamente los activos actuales y el potencial futuro.

Un paquete de información incremental que Parex no valorizó

Durante el proceso de diálogo, GeoPark abrió un data room virtual y habilitó reuniones entre los equipos directivos de ambas compañías. Allí, según explicó, entregó información técnica no pública que mostraba una empresa con más reservas, mejores perspectivas y un portafolio diversificado en expansión.

La incorporación del informe de reservas 2025 fue uno de los puntos centrales. El documento certificó un aumento del 38% interanual en reservas 2P, alcanzando 121 millones de barriles equivalentes, impulsado por operaciones en Colombia y por el nuevo activo argentino. Esto implicó una mejora del 48% respecto del nivel disponible cuando Parex hizo su oferta.

GeoPark también compartió datos que respaldan cerca de 18 millones de barriles adicionales de reservas riesgo en los bloques Llanos 34 y 123, aún pendientes de certificación. El informe incluyó, además, una suba del 22% en el petróleo original en sitio (OOIP) del Llanos 34, equivalente a 206 millones de barriles.

Otro punto clave fue la integración de la operación de Vaca Muerta, que aportó 37 millones de barriles equivalentes en reservas 2P y extendió el índice de vida de reservas a 12,7 años. Para reforzar la transparencia hacia el mercado, GeoPark publicó su Reserves Report 2025 y las proyecciones 2026-2028.

Por qué el directorio rechazó la oferta de Parex

El directorio de GeoPark ya había descartado oficialmente la propuesta de Parex el 29 de octubre, por considerarla insuficiente. El proceso de revisión incluyó la formación de un Comité Especial de directores independientes para evaluar alternativas, desde una mejora de oferta hasta opciones estratégicas adicionales.

La empresa señaló que Parex mostró interés únicamente en los activos colombianos, descartando los argentinos por su falta de experiencia en recursos no convencionales y su visión negativa respecto a operar en Argentina. Para GeoPark, estas limitaciones explican por qué Parex no pudo reflejar el verdadero valor de su portafolio regional.

El desencanto final llegó el 1 de diciembre, cuando el CEO de Parex comunicó que la empresa no consideraba elevar su oferta más allá de los US$9 por acción. A partir de ese momento, GeoPark abrió una comunicación directa con el directorio de Parex para que reconsiderara su posición.

Perspectivas: más EBITDA, menos deuda y dos motores de crecimiento

De cara a los próximos años, GeoPark proyecta más crecimiento. La compañía espera duplicar su EBITDA ajustado hacia 2028 gracias a una combinación de mayor producción, flujo de caja y diversificación geográfica.

En Colombia, el foco seguirá puesto en maximizar la producción y el cash flow del bloque Llanos 34 y otros activos estratégicos. GeoPark destacó que 2025 fue más sólido de lo previsto y que la producción alcanzó un punto de inflexión positivo antes de lo esperado. El crecimiento vendrá de técnicas de recuperación mejorada, optimización de base y resultados recientes de pozos.

En Argentina, el motor será Vaca Muerta. La compañía acelerará la perforación en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, con el objetivo de generar un salto en producción y caja. Para 2028, la formación no convencional neuquina se convertirá en una plataforma central dentro del portafolio de GeoPark.

La empresa reiteró que permanece abierta a recibir propuestas, siempre y cuando reflejen adecuadamente su valor actual y su potencial de largo plazo.

9 diciembre, 2025

El Sindicato de Petroleros Privados y UFLO firmaron un acuerdo para trabajadores y sus familias

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa firmó un convenio con la Universidad de Flores (UFLO) que permitirá que a sus afiliados y familias acceder a descuentos del 50% en matrícula y 20% en cuotas, para toda su oferta académica. El objetivo es facilitar el acceso a la educación superior en un contexto en el que la industria petrolera demanda nuevas competencias profesionales.

Tras la firma del convenio, el secretario general del Sindicato, Marcelo Rucci, destacó la necesidad de ampliar las herramientas de formación dentro del sector. “Creo que tenemos que ponernos a trabajar en lo que viene: preparar a nuestros jóvenes y a nuestra gente para una industria que avanza tecnológicamente y que nos ofrece la posibilidad de brindarles nuevas herramientas”, expresó.

Rucci señaló que el acuerdo se inscribe en una agenda más amplia que impulsa el Sindicato. “Estamos trabajando en educación, salud, seguridad, deporte y cultura, porque entendemos que son necesidades básicas que debemos cubrir. Es nuestra responsabilidad hacer llegar estas oportunidades a nuestra gente”, afirmó.

El convenio -rubricado el viernes pasado- alcanza a afiliados y sus familias, y ofrece acceso a carreras presenciales y virtuales. “Con la Universidad de Flores se abre una nueva puerta para dar beneficios a nuestros compañeros y, fundamentalmente, a sus familias. Este convenio está pensado para todo el grupo familiar de los trabajadores petroleros”, sostuvo Rucci.

El secretario general destacó también que la demanda por formación es creciente. “Muchos compañeros nos lo venían pidiendo, y poder concretarlo con una universidad tan importante como la Universidad de Flores es muy significativo. Esta es una herramienta más que acercamos a los trabajadores de la actividad petrolera, y seguiremos ampliando este abanico de oportunidades para acompañar su crecimiento.”

Desde UFLO, la secretaria académica Micaela de Vega explicó los alcances concretos del programa. “El convenio habilita a todos los afiliados del Sindicato —y de manera extensiva a sus familias— a acceder a un programa de beneficios académicos dentro de la Universidad de Flores”, señaló.

De Vega explicó que el programa “permite que quienes deseen iniciar o continuar sus estudios en UFLO puedan acceder a un 50% de descuento en la matrícula y un 20% de descuento en cada una de las cuotas mensuales.”

En ese contexto detalló que la institución cuenta con más de trece carreras activas, entre ellas la nueva Licenciatura en Ciencias Ambientales, profesorados, psicología, psicopedagogía y diversas propuestas vinculadas a la salud como kinesiología, nutrición, esterilización y producción de bioimágenes. También se incluyen carreras y formaciones en higiene y seguridad, además de opciones 100% virtuales y ciclos de complementación para técnicos.

De Vega adelantó que la universidad acompañará de manera personalizada a quienes deseen inscribirse. “UFLO abrirá sus puertas para orientar a los afiliados y a sus hijos e hijas, y para despejar todas las dudas que puedan surgir. Para la institución, trabajar junto a un sindicato de tanta presencia territorial es un motivo de orgullo”, afirmó.

8 diciembre, 2025

Nuevo techo para Vaca Muerta: récord de pozos, IPs históricos y la proyección hacia 2030

La industria petrolera argentina cerró octubre de 2025 con una marca histórica: Vaca Muerta logró superar toda la producción obtenida en la campaña 2024 incluso antes del fin de año. El hito llegó con una mezcla precisa entre eficiencia operativa, inversiones sostenidas y un salto técnico que elevó la productividad por pozo.

Según el informe de la consultora GtoG ENERGY, el avance tiene impacto directo en la producción nacional. Argentina alcanzó los 860.000 barriles diarios, el nivel más alto desde 1998. El shale neuquino ya explica la mitad del crudo del país y se consolida como el principal motor exportador de los próximos años.

Las operadoras conectaron pozos a un ritmo más acelerado que en cualquier registro previo. A octubre, la cantidad total de pozos enganchados supera en 15% lo realizado durante todo 2024. Esa mejora revela un esquema de perforación, terminación y puesta en marcha mucho más eficiente.

Esa mayor velocidad llegó acompañada por un salto en productividad inicial. La campaña 2025 muestra un 12% de mejora en el rendimiento de los pozos al momento de entrar en operación, junto con un incremento del 13% en la producción incremental total. El resultado marca un cambio estructural respecto de los años previos.

La ingeniería detrás del récord: laterales más largos y más etapas de fractura

Un factor determinante del récord productivo es el incremento en la longitud de los laterales. Los nuevos pozos alcanzan en promedio los 3.000 metros, un 15% más que en 2024. Incluso comienzan a aparecer ramas horizontales por encima de los 4.500 metros, que amplían el contacto con la roca y elevan el volumen estimulable.

El informe también establece que el diseño de completación también se volvió más exigente. Las operadoras mantienen un espaciamiento promedio de 60 metros entre etapas y logran ejecutar más fracturas por pozo. Esa combinación, sumada a los laterales extendidos, resulta en un mayor volumen estimulado por cada desarrollo.

Esa ingeniería optimizada explica la aparición de IPs récord. Los picos iniciales de producción en 2025 son los más altos de toda la serie histórica de Vaca Muerta. Las curvas muestran desempeños sobresalientes en los primeros meses, incluso con variaciones entre bloques y operadoras.

Sin embargo, la propia madurez del desarrollo genera nuevos desafíos. En algunos clusters se observan declinos más acelerados posteriores al peak debido a interferencias Parent–Child, un fenómeno propio de las etapas masivas de producción. La industria ya trabaja para adaptar los diseños y gestionar ese comportamiento.

Otro elemento clave del salto productivo es la madurez operativa de la cuenca. El sector sostiene inversiones cercanas a US$ 10.000 millones por año y opera con niveles de eficiencia que reducen costos, aceleran obras y permiten programar campañas con mayor previsibilidad.

Un récord con impacto nacional y un desafío para la próxima década

El récord de Vaca Muerta se apoya también en un contexto macroeconómico que permitió recuperar actividad. Políticas que reactivaron la inversión privada, mejoras en los marcos regulatorios y obras de infraestructura en marcha disminuyeron cuellos de botella logísticos.

El crecimiento contrasta con la falta de continuidad histórica de Argentina. Hace 25 años, el país producía volúmenes similares a los de Brasil. Hoy, mientras el vecino supera los 3 millones de barriles diarios, Argentina recién vuelve a niveles de los años ’90. La diferencia se explica por la consistencia de las políticas.

De cara a la próxima década, los objetivos son ambiciosos. Argentina proyecta alcanzar 1 millón de barriles diarios en 2030 y 1,5 millones hacia 2035. Para lograrlo serán necesarias inversiones anuales cercanas a los 15.000 millones de dólares y un marco regulatorio que dé previsibilidad a proveedores y operadoras.

Según estimaciones sectoriales, todo el volumen que supere los 500.000 barriles diarios podrá destinarse a exportaciones. Eso permitiría generar entre 10.000 y 20.000 millones de dólares anuales dependiendo de la etapa, una cifra que podría reordenar la balanza comercial del país.

El próximo desafío técnico será distinto al actual. Tras maximizar los picos de producción, la industria deberá sostener mesetas más estables, reducir interferencias entre pozos y preservar el EUR del sistema. Ese camino marcará la transición de un desarrollo acelerado a una explotación plenamente madura.

4 diciembre, 2025

Clear Petroleum comenzó su operación en Las Heras-Cañadón Escondida

Los días 1 y 2 de diciembre se llevaron a cabo las jornadas de bienvenida a las más de 80 personas que ya forman parte de la Unidad de Negocio Clear Upstream. La primera instancia consistió en la incorporación del personal y el segundo día, en el Centro Cultural de Las Heras, se reunió todo el equipo de trabajo para compartir los objetivos y plan acción de las áreas.

Las autoridades de la Cía. resaltaron que para lograr estos objetivos es necesario el trabajo con integridad y aplicando altos estándares de excelencia operativa y seguridad. Ezequiel Gonzalez, Director de Personas & Cultura, comentó la trayectoria de la empresa de más de 30 años en la industria y la actividad de Clear a nivel país con 9 líneas de servicios y presencia en los yacimientos convencionales y no convencionales. Por su parte, Gabriel Conte, Gerente de Medio Ambiente y Seguridad, explicó la cultura de seguridad, políticas y reglas inquebrantables que se aplican en todas las operaciones. También participaron Ricardo Becerra, Gerente de Seguridad Patrimonial y Florencia Tosi, Jefe de Salud Ocupacional para ampliar la información y alcance en cada una de las áreas.

Leonardo Deccechis, Director de Negocio Clear Upstream, destacó la relevancia de seguir ampliando oportunidades dentro de la provincia: “estos yacimientos vieron pasar décadas de trabajo que hicieron crecer a la Provincia de Santa Cruz y que forjaron a miles de trabajadores. Nuestros objetivos son priorizar la producción sustentable, responder a los desafíos con tecnología, y mejorar tiempos operativos”.

Además, reforzó que “Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen” y subrayó el compromiso de la empresa con la seguridad y el crecimiento profesional:
“queremos que cada persona que ingresa a Clear sienta que llega a un espacio donde la seguridad, la capacitación continua y el trabajo responsable son pilares esenciales. Estamos orgullosos de seguir construyendo un equipo sólido y preparado para los desafíos del sector”.

Algunas de las personas que suman al equipo de Clear destacaron emocionados la importancia de este momento histórico para la Cía. y para la Industria, donde con respeto y orgullo, siguen apostando al desarrollo de la Cuenca. Entre ellos, Sergio Martel a cargo de todas las Operaciones y Mantenimiento de los yacimientos, se suma al equipo de Clear Upstream con entusiasmo y destacó: “estamos comprometidos con esta oportunidad, Clear es una empresa de gran trayectoria y experiencia en la Cuenca y en campos maduros. Como equipo vamos a seguir trabajando con el foco en la eficiencia y productividad para lograr un crecimiento sostenible de nuestras actividades”.

El inicio de esta operación de Upstream constituye un paso más en el crecimiento sostenido de Clear Petroleum en Santa Cruz, alineado a su propósito de generar valor, promover el empleo local y contribuir al desarrollo energético del país.

2 diciembre, 2025

Vaca Muerta vs. Presal: Galuccio reveló la ventaja operativa que cambia el juego

Vaca Muerta atraviesa una etapa decisiva en su madurez operativa y en su potencial de crecimiento exportador. Así lo planteó Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, durante el Energy Day organizado por EconoJournal. En un auditorio colmado de referentes del sector, el ejecutivo trazó un análisis directo sobre la competitividad del shale argentino y su posicionamiento global.

Galuccio destacó que Argentina ya es un “exportador estructural neto”, un hito que hasta hace pocos años pertenecía al terreno de las expectativas. El cambio de escala, según explicó, no se explica solo por la geología de Vaca Muerta —que calificó como probada y de clase mundial—, sino también por un atributo que marca la diferencia frente a otras cuencas líderes: el ciclo corto.

La eficiencia como arma estratégica

Uno de los momentos centrales de su presentación fue la comparación técnica y económica entre Vaca Muerta y el Presal brasileño. Galuccio reconoció la “economicidad envidiable” de los proyectos de aguas profundas del país vecino, pero dejó en claro que existe un elemento decisivo donde el shale argentino tiene una ventaja contundente.

“En un mundo volátil, tener un recurso de ciclo corto te da una ventaja competitiva increíble. Brasil no tiene el ciclo corto que tenemos nosotros. Detener hoy 15 FPSO que están viniendo para Brasil no es a costo cero. Nosotros podemos frenar, arrancar y acelerar en plazos de tres meses”, afirmó.

La flexibilidad operativa, explicó, es clave en un mercado global atravesado por fluctuaciones de precios y primas de riesgo geopolíticas. En ese contexto, la capacidad de ajustar capital y actividad casi en tiempo real se convierte en un factor determinante. “Tenemos roca de calidad, costos decentes y ciclo corto. Perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en otros 20”, detalló.

Ese nivel de agilidad contrasta con la rigidez de los megaproyectos offshore, donde las inversiones millonarias y los plazos de ejecución no permiten modificar el ritmo productivo sin costos significativos. Para Galuccio, ese diferencial posiciona a Vaca Muerta por encima del Presal en términos de competitividad estructural.

Vaca Muerta y las independientes de EEUU

Proyectando la próxima etapa de crecimiento, el CEO de Vista subrayó que el verdadero salto de escala llegará cuando la cuenca pase de los actuales 550.000 barriles diarios a un nivel tres veces mayor. Para alcanzar esa meta, afirmó, será indispensable sumar nuevos actores al ecosistema local.

“Los que hoy están buscando casas o van a empezar a buscar nuevas casas son los norteamericanos y las compañías independientes”, señaló. Según explicó, estas empresas cuentan con amplia experiencia en shale en Estados Unidos, están familiarizadas con la gestión del underground risk y poseen la capacidad de inversión necesaria. Pero, advirtió, la clave será reducir el overground risk asociado a la estabilidad regulatoria y macroeconómica de Argentina.

“Claramente no tienen el recurso que tenemos nosotros y están en una etapa de madurez que no estamos nosotros. Tienen el know-how y la profundidad de bolsillo. ¿Podemos ser casa de ellos? Yo creo que sí”, aseguró, planteando la posibilidad de un desarrollo en el que convivan “10 o 12 Vistas” para sostener el crecimiento.

Ese horizonte —conocimiento, capital y escala— podría acelerar la consolidación de Vaca Muerta como un hub energético regional, especialmente en un contexto de demanda global que, según Galuccio, se mantendrá sólida hacia 2027.

De una apuesta de “creyentes” al motor exportador del país

En su repaso, Galuccio recordó que cuando impulsó el desarrollo masivo de Vaca Muerta desde YPF en 2012, la formación era “para creyentes”. Hoy, el escenario es completamente distinto: el país revirtió un déficit energético de 7.000 millones de dólares y podría cerrar el año con un superávit similar impulsado por el aumento de exportaciones.

Sin embargo, aclaró que aún queda camino por recorrer. “Estados Unidos tiene 450 equipos de perforación en el ocaso; nosotros tenemos 40 en el amanecer”, comparó, resaltando la necesidad de incorporar más infraestructura y sostener la mejora de costos. También remarcó la importancia de avanzar en reglas estables y un marco impositivo que incentive inversiones de largo plazo.