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25 julio, 2026

Neuquén quedó a un paso de los 650.000 barriles diarios

La producción de petróleo de Neuquén volvió a marcar un máximo histórico durante junio de 2026. La provincia alcanzó los 648.114 barriles por día, un volumen que representa un crecimiento del 1,86% respecto de mayo y un salto del 30,48% frente al mismo mes del año pasado. El registro consolida el protagonismo de Vaca Muerta en la expansión de los hidrocarburos argentinos.

El desempeño también se refleja en el acumulado del año. Entre enero y junio, la producción de petróleo fue un 32,62% superior a la registrada durante el mismo período de 2025, una evolución que confirma la continuidad del crecimiento de la actividad en los principales desarrollos no convencionales de la provincia.

Los datos oficiales muestran que el incremento mensual estuvo impulsado por el aporte de varias áreas de Vaca Muerta. Bajo del Choique-La Invernada encabezó la lista con 11.183 barriles diarios adicionales, seguida por Cruz de Lorena, La Amarga Chica, Bajada de Añelo y La Calera, que también registraron fuertes incrementos.

El gas también alcanzó un máximo histórico

La producción de gas en Neuquén acompañó esa tendencia y estableció un nuevo récord provincial. Durante junio llegó a 118,64 millones de metros cúbicos diarios, lo que significó un incremento del 3,04% respecto de mayo y una mejora del 5,12% frente al mismo mes de 2025.

En el balance del primer semestre, la producción de gas acumuló una suba del 6,96% respecto del período enero-junio del año anterior. Aunque el crecimiento fue más moderado que el observado en petróleo, los datos reflejan una expansión sostenida del sistema productivo neuquino.

Las mayores variaciones mensuales se concentraron en La Calera, que sumó un millón de metros cúbicos diarios adicionales. También crecieron Sierra Chata, Aguada Pichana Oeste, Bajo del Choique-La Invernada, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Bajada de Añelo, consolidando el aporte de los principales bloques gasíferos.

El no convencional domina en Neuquén

Los números ratifican el peso que tiene el desarrollo no convencional dentro de la matriz hidrocarburífera de Neuquén. En junio, la producción de petróleo proveniente de este segmento alcanzó los 630.234 barriles diarios, equivalentes al 97,24% del total extraído en la provincia.

En el caso del gas no convencional, el volumen llegó a 108,42 millones de metros cúbicos por día, lo que representó el 91,38% de toda la producción provincial. Dentro de ese universo, el shale gas explicó el 82,35% del gas producido en Neuquén, confirmando el predominio de este tipo de desarrollo.

El informe oficial también aclaró que, para la elaboración de las estadísticas correspondientes a junio, se utilizaron estimaciones de producción para las áreas operadas por Bentia Energy, debido a la disponibilidad de la información al momento de confeccionar el relevamiento.

23 julio, 2026

La ventana del gas asociado crece en Vaca Muerta de la mano de YPF

La producción de gas de YPF volvió a mostrar en junio una fotografía con dos realidades bien marcadas. Mientras el volumen total registró una baja respecto de mayo, los bloques que producen gas asociado dentro del hub petrolero de Vaca Muerta siguieron ganando protagonismo. El cierre del primer semestre dejó una tendencia que comienza a consolidarse.

Junio fue el segundo mes en que la empresa de mayoría estatal concentra toda su producción en la Cuenca Neuquina con un volumen operado de 31,13 millones de metros cúbicos diarios, un 3,71% menos que en mayo. En la comparación interanual, la producción de la Cuenca Neuquina cayó 8,71%, mientras que el descenso llega al 14,05% si se mide contra la producción total que YPF tenía un año atrás.

Más allá de esa baja, el detalle por áreas muestra que la dinámica productiva empieza a desplazarse hacia los desarrollos donde el petróleo y el gas avanzan de manera conjunta. En ese escenario sobresalen La Amarga Chica, La Angostura Sur I y también Loma La Lata-Sierra Barrosa, que lograron incrementos de dos dígitos durante junio.

El gas asociado gana espacio en el corazón de Vaca Muerta

El dato más llamativo aparece justamente en las áreas ubicadas dentro del principal hub petrolero de Vaca Muerta. La Amarga Chica elevó su producción hasta 1,701 millones de m3 diarios, con un crecimiento mensual del 16,1%, mientras que La Angostura Sur I alcanzó 1,520 millones de m3 por día, un 10,7% más que en mayo.

Ambos bloques forman parte de una zona donde el desarrollo está impulsado principalmente por el shale oil. A medida que aumenta la actividad petrolera también crece el volumen de gas asociado, un recurso que comienza a tener un peso cada vez mayor dentro de la producción de YPF y que modifica el mapa gasífero de la compañía.

El comportamiento de Loma La Lata-Sierra Barrosa también llamó la atención. El área produjo 5,251 millones de m3 diarios, equivalentes al 16,87% del total operado, y registró una suba mensual del 11,8%. Ese desempeño le permitió consolidarse como el segundo bloque gasífero más importante de la empresa.

Los bloques históricos mantienen el liderazgo

A pesar del avance de las áreas asociadas al petróleo, el liderazgo continúa en manos de los grandes desarrollos gasíferos de la cuenca. Rincón del Mangrullo volvió a ocupar el primer lugar del ranking con 5,372 millones de m3 diarios, aunque sufrió una caída mensual del 12,6% y redujo su participación relativa.

Detrás aparecen Aguada de la Arena, con 4,463 millones de m3 diarios y una baja del 7,4%, Loma Campana, que prácticamente mantuvo su nivel de producción con 3,575 millones de m3 diarios y una leve mejora del 0,3%, y Río Neuquén, que produjo 3,388 millones de m3 diarios, apenas 0,9% menos que el mes anterior.

Cambios en el ranking de producción

El listado de las diez áreas con mayor producción presentó una única modificación respecto del mes anterior. El Orejano salió del ranking y su lugar fue ocupado por La Ribera Bloque I, que produjo 470 mil m3 diarios, equivalentes al 1,51% del total operado, aunque registró una baja mensual del 6,8%.

En la parte baja del ranking también aparece La Angostura II, con una producción de 610 mil m3 diarios y una disminución del 3% respecto de mayo. Aun así, la presencia simultánea de La Amarga Chica, La Angostura Sur I y La Angostura II refleja el creciente peso que adquieren los bloques del corredor petrolero dentro de la producción de gas.

20 julio, 2026

Narambuena impulsa la producción del hub norte de Vaca Muerta

Narambuena volvió a ser la gran sorpresa dentro del mapa productivo de YPF. Mientras la producción total de petróleo de la compañía permaneció prácticamente estable durante junio, el bloque ubicado en la ventana norte de Vaca Muerta registró un crecimiento mensual del 25,3%, el mayor entre todas las áreas operadas por la empresa, y escaló dos posiciones dentro del ranking de producción.

Los datos de la Secretaría de Energía analizados por el consultor Fernando Salvetti establecen que YPF produjo 348.521 barriles diarios en junio, apenas un 0,86% menos que el mes anterior. Sin embargo, detrás de esa aparente estabilidad empieza a consolidarse una tendencia: el avance de la actividad hacia el norte de la roca madre, donde la compañía busca ampliar el desarrollo del shale.

No es un dato aislado. El bloque ya había ingresado al top diez en mayo y volvió a acelerar durante junio, una señal de que la ventana norte de Vaca Muerta comienza a ganar peso dentro del portafolio de YPF.

El peso de Loma Campana

Mientras Narambuena fue el bloque de mayor crecimiento mensual, los grandes desarrollos de Vaca Muerta continuaron concentrando la mayor parte de la producción de YPF. Loma Campana volvió a liderar con 86.469 barriles diarios, equivalentes al 24,8% del total operado, pese a registrar una caída mensual del 2,8%.

El segundo lugar quedó para La Amarga Chica, que produjo 82.994 barriles diarios y fue uno de los bloques de mayor aporte al crecimiento del mes, con una suba del 5,8%. Detrás se ubicó Bandurria Sur, con 60.269 barriles diarios, aunque en este caso la producción retrocedió un 5,9% respecto de mayo.

Más atrás aparecieron La Angostura Sur I, con 42.283 barriles diarios y una mejora mensual del 3,7%; Aguada del Chañar, con 17.163 barriles diarios y una caída del 8,5%; La Angostura Sur II, con 11.644 barriles diarios (-8,8%); y Chachahuen Sur, que produjo 10.515 barriles diarios, un 3,7% menos que el mes anterior.

Se completa el Top 10

Con una producción de 6.108 barriles diarios, Narambuena aumentó un 25,3% respecto de mayo, el mayor incremento mensual entre todas las áreas operadas por YPF. El bloque volvió a escalar dos posiciones dentro del ranking de producción y ya se ubica octavo entre los principales activos de la compañía.

El top diez se completa con Chihuido de la Sierra Negra, que produjo 5.386 barriles diarios (-5,5%), y Loma La Lata-Sierra Barrosa, con 5.127 barriles diarios (+1,8%).

La producción de 348.521 barriles diarios que alcanzó YPF en junio significó apenas un 0,86% por debajo del registro de mayo. El dato corresponde al segundo mes consecutivo en el que toda su producción proviene de la Cuenca Neuquina, luego de retirarse de los campos maduros de las demás regiones productoras.

Las cifras difundidas por la Secretaría de Energía muestran que la estabilidad mensual convivió con una dinámica diferente cuando la comparación se hace contra el mismo período del año pasado. En ese caso, la producción total retrocedió 1,39%.

Sin embargo, al aislar únicamente la Cuenca Neuquina, el desempeño cambia de signo. Allí, la producción de petróleo de YPF registró un crecimiento interanual del 17,94%, reflejando el peso cada vez mayor que tienen los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta dentro del negocio de la compañía.

6 julio, 2026

Neuquén ya explica casi el 80% de la producción de petróleo del país

La producción de petróleo en Argentina volvió a marcar un récord durante mayo al alcanzar 885.843 barriles por día, un volumen que significó un crecimiento del 0,25% respecto de abril y un salto del 18,64% interanual. El avance estuvo impulsado nuevamente por Vaca Muerta, que consolida a Neuquén como el principal motor de la industria.

La Cuenca Neuquina registró una producción récord de 691.827 barriles diarios, con una mejora mensual del 0,61% y un crecimiento del 35,9% frente a mayo del año pasado. De esta manera, la provincia consolidó un hito al concentrar el 78,1% de la producción total de petróleo del país, un nivel que la acerca al umbral del 80%.

El predominio de Neuquén también quedó reflejado en el ranking de las diez áreas con mayor producción. Ocho de los diez principales yacimientos pertenecen a la Cuenca Neuquina, mientras que solo dos corresponden a la Cuenca del Golfo San Jorge.

El impacto de Neuquén en la industria

Según el informe que realizó el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana, el mítico bloque operado por YPF, volvió a ocupar el primer lugar entre las áreas con mayor producción del país. Durante mayo alcanzó 88.310 barriles diarios, equivalentes al 9,97% del total nacional, aunque registró una leve caída mensual del 0,78%.

En el segundo puesto se ubicó La Amarga Chica, también operada por YPF, con 78.146 barriles por día y una participación del 8,82% del total nacional. Pese a mantener su posición, el bloque mostró una baja mensual del 12,62%, la más significativa entre las principales áreas productoras.

El podio se completó con Bandurria Sur, otro súper proyecto desarrollo de YPF en Vaca Muerta, que produjo 63.774 barriles diarios. El bloque incrementó su actividad un 3,9% respecto del mes anterior y representó el 7,2% de toda la producción de petróleo argentina.

El peso de Cerro Dragón y el salto del shale oil

El cuarto lugar fue para Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, con 58.201 barriles diarios. El área explicó el 6,57% de la producción nacional, aunque registró una disminución mensual del 3,47%, sin alterar su ubicación entre los principales desarrollos del país.

La principal excepción al predominio neuquino volvió a ser Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge. Con 57.231 barriles diarios, el bloque se mantuvo en el quinto puesto del ranking y representó el 6,46% del total nacional, con una variación mensual prácticamente estable de -0,38%.

En la sexta posición apareció La Angostura Sur I, de YPF, con 40.452 barriles diarios y un crecimiento mensual del 6,11%. Más atrás se ubicó La Calera, operada por Pluspetrol, que alcanzó 28.850 barriles diarios, equivalente al 3,26% del total, luego de expandirse un 7,32% respecto de abril.

Rincón de Aranda fue uno de los bloques que más creció

Entre los desarrollos con mayor dinamismo sobresalió Bajo del Choique-La Invernada, operado por Pluspetrol Cuenca Neuquina, que produjo 28.675 barriles diarios. El bloque registró una expansión mensual del 16,71%, suficiente para consolidarse entre las diez principales áreas productoras del país.

Otro de los grandes protagonistas fue Rincón de Aranda, operado por Pampa Energía, cuya producción llegó a 25.598 barriles diarios. El área mostró el mayor crecimiento entre los principales bloques, con un incremento del 25,49% respecto del mes anterior, lo que le permitió escalar posiciones dentro del ranking nacional.

El décimo puesto quedó para Manantiales Behr, ahora operado por Pecom, con una producción de 24.701 barriles diarios, equivalente al 2,79% del total argentino. El bloque registró una baja mensual del 1,85% y descendió al último lugar del ranking, principalmente por el fuerte crecimiento registrado en Rincón de Aranda y Bajo del Choique-La Invernada, mientras Loma Campana conservó el liderazgo de la producción nacional.

10 junio, 2026

Vaca Muerta: los planes de inversión para este año superan los US$ 12.200 millones

Vaca Muerta prepara un año para seguir impulsando la producción de hidrocarburos a nivel nacional y espera por los grandes proyectos de exportación para dar convertirse en un jugador de peso en el mercado internacional.

Según los planes presentados por las operadoras ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos por más de 12.236 millones de dólares destinados principalmente a actividades de explotación en Vaca Muerta. Esto implica un crecimiento proyectado del 25% con respecto al año pasado cuando se consolidaron 9.732 millones de dólares.

El relevamiento presentado ante la Secretaría de Energía muestra que las operadoras prevén inversiones totales por US$ 12.239,6 millones, considerando US$ 12.236,1 millones en explotación y US$ 3,5 millones en exploración.

YPF concentra casi la mitad de las inversiones

La empresa que encabeza el ranking es YPF, con inversiones proyectadas por US$ 5.500,8 millones, equivalente a cerca del 45% del total informado por las operadoras.

Entre los bloques que recibirán mayores desembolsos se encuentra La Angostura Sur I, con una inversión prevista de US$ 1.117 millones. También aparecen Loma Campana, con US$ 1.064,8 millones, Bandurria Sur, con US$ 933 millones, y La Amarga Chica, con US$ 929,8 millones.

La compañía además contempla inversiones en La Angostura Sur II, Loma La Lata-Sierra Barrosa, Bajo del Toro Norte, Narambuena, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Río Neuquén, Aguada del Chañar, El Orejano, Las Tacanas y La Ribera Bloque I.

Tecpetrol, Vista y Pluspetrol entre los principales inversores

El segundo mayor plan de inversión corresponde a Tecpetrol, que informó desembolsos por US$ 1.234,4 millones. La mayor parte de esos recursos estará dirigida a Los Toldos II Este, área que concentrará US$ 919,1 millones, mientras que Fortín de Piedra recibirá otros US$ 311,4 millones.

Por su parte, Pluspetrol Cuenca Neuquina prevé invertir US$ 1.132,4 millones en el desarrollo de Bajo del Choique-La Invernada, uno de los proyectos de mayor crecimiento dentro de la ventana petrolera de Vaca Muerta. A ello se suman los US$ 501,2 millones que Pluspetrol S.A. destinará al área La Calera.

Otra de las compañías con fuerte presencia en el listado es Vista Energy, que comprometió inversiones por US$ 1.034,7 millones. El principal destino será Bajada del Palo Oeste, con US$ 653,2 millones, seguido por Bajada del Palo Este, con US$ 236,1 millones, además de desembolsos en Aguada Federal, Coirón Amargo Norte y Águila Mora.

PAE y Pampa refuerzan sus desarrollos en Vaca Muerta

Pan American Energy presentó un programa de inversiones por US$ 585,8 millones. El área que concentra la mayor asignación es Coirón Amargo Sur Este, con US$ 310,9 millones, mientras que Aguada Pichana Oeste recibirá US$ 190,8 millones.

La empresa también informó inversiones en Lindero Atravesado, Aguada Cánepa, Aguada de Castro y Bandurria Centro, bloques que forman parte de su estrategia de crecimiento en la formación no convencional.

En el caso de Pampa Energía, el desembolso total previsto asciende a US$ 490,6 millones. El proyecto más importante es Rincón de Aranda, que concentrará US$ 417,3 millones, mientras que el resto de los recursos se distribuirá entre Sierra Chata y El Mangrullo.

Shell, Chevron y Total también avanzan

Shell Argentina comprometió inversiones por US$ 423,6 millones. Dentro de ese programa se destacan los desarrollos de Cruz de Lorena, con US$ 215,5 millones, y Bajada de Añelo, con US$ 144,6 millones. También figuran desembolsos en Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste.

Chevron Argentina informó inversiones por US$ 497,3 millones, destinadas íntegramente al área El Trapial Este, uno de los desarrollos que la compañía impulsa dentro de la cuenca neuquina.

A su vez, Total Austral prevé desembolsar US$ 224,9 millones. La mayor parte de esos recursos se dirigirá a Aguada Pichana Este, mientras que otra porción se invertirá en Pampa de las Yeguas II, ambas vinculadas al desarrollo de gas natural.

Los proyectos de menor escala

Entre las compañías con programas de inversión más acotados aparece Phoenix Global Resources. La firma informó desembolsos por US$ 357,1 millones, de los cuales US$ 353,6 millones corresponden a Mata Mora Norte y US$ 3,5 millones a tareas exploratorias en Mata Mora Sur.

Por su parte, Vaca Muerta Inversiones SAU proyectó inversiones por US$ 115,8 millones, concentradas principalmente en el área La Escalonada, mientras que GeoPark Argentina comprometió US$ 84,1 millones para avanzar en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste.

El listado presentado ante la Secretaría de Energía también incluye a CAPSA, que prevé invertir US$ 56,5 millones en Agua del Cajón.

20 mayo, 2026

YPF quedó a un paso de ser una empresa 100% no convencional

YPF avanza con su plan de convertirse en una empresa 100% no convencional. La hoja de ruta trazada por Horacio Marín está cerca de cumplirse con la salida de los campos maduros y con el crecimiento de la producción de Vaca Muerta.

Según los datos relevados por el consultor Fernando Salvetti, la producción de YPF alcanzó en abril fue de 387.053 barriles diarios, con un crecimiento mensual de 1,74% y un incremento interanual de 13,98%. El dato más relevante fue el peso creciente del shale oil, que ya domina casi toda la estructura productiva de la empresa de mayoría estatal.

La Cuenca Neuquina aportó 360.784 barriles diarios y representó el 93,21% de toda la producción de petróleo de YPF. El avance del no convencional también quedó reflejado en la composición de recursos: el shale explicó 326.944 barriles diarios, equivalentes al 84,47% del total producido por la empresa.

“Actualmente tenemos muy pocos activos convencionales y nuestra idea es intentar venderlos durante 2026 y convertirnos en una empresa especial. Venderemos una empresa integrada no convencional”, afirmó Marín en diálogo con los inversores.

La caída del convencional

Los números de abril muestran cuánto avanzó la transformación productiva de YPF. La producción convencional cayó a 58.673 barriles diarios y ya representa apenas el 15,16% del total. En paralelo, el tight gas y tight oil aportaron 1.437 barriles diarios, equivalentes al 0,37% de la producción.

La fotografía actual del upstream de la compañía contrasta con la estructura histórica de YPF, que durante décadas dependió de los yacimientos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge y otras áreas convencionales. Hoy, el Golfo San Jorge aporta apenas 25.166 barriles diarios, equivalentes al 6,5% de toda la producción operada.

“Así que asignamos todo a no convencional y es mi objetivo personal y el objetivo de la empresa ser una compañía integrada no convencional. Realmente estamos muy cerca de lograrlo”, afirmó el pope de la empresa.

La estrategia quedó respaldada por el desempeño operativo de abril. Aunque la producción total todavía se ubicó 0,83% por debajo del récord alcanzado en enero de 2026, el crecimiento mensual confirmó que el motor productivo de la empresa sigue concentrado en Vaca Muerta.

La Amarga Chica y Loma Campana lideran el crecimiento shale

Dentro del portfolio de áreas no convencionales, La Amarga Chica volvió a posicionarse entre los bloques más productivos de YPF. El área alcanzó 89.864 barriles diarios y quedó a sólo 202 barriles de igualar a Loma Campana, que registró una producción de 90.066 barriles diarios.

El crecimiento de ambos bloques consolidó el liderazgo de YPF en el desarrollo shale argentino. El hub integrado por Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y La Angostura Sur alcanzó una producción conjunta de 294.644 barriles diarios.

Asimismo, Marín vinculó la mejora de productividad con la evolución de los indicadores internos de la empresa y explicó que el seguimiento permanente de KPI y control de gestión permitió acelerar los tiempos de desarrollo y reducir costos en los bloques shale.

Una petrolera completamente shale

Los datos de abril muestran que el objetivo de convertir a YPF en una empresa prácticamente 100% no convencional ya no aparece como una meta lejana. La producción shale y tight combinada alcanzó 328.381 barriles diarios y representó el 84,84% del total operado por la compañía.

El margen que todavía conserva la producción convencional se concentra principalmente en activos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge y algunos desarrollos menores de la Cuenca Austral, que en abril aportó apenas 1.103 barriles diarios, equivalentes al 0,29% del total.

Marín confirmó que la compañía negocia la salida de los últimos activos tradicionales para concentrar toda la asignación de capital en proyectos no convencionales. “Estamos negociando y saliendo de los últimos activos. La asignación en upstream tiene que ser no convencional”, afirmó el CEO y presidente de YPF.

18 mayo, 2026

La producción petrolera de YPF creció casi 14% interanual

Abril volvió a consolidar el liderazgo de YPF en Vaca Muerta. La compañía alcanzó una producción operada de 387.053 barriles diarios, cifra que representó un crecimiento mensual de 1,74% y un salto interanual de 13,98%.

El avance estuvo impulsado principalmente por la Cuenca Neuquina, que aportó 360.784 barriles diarios y ya representa el 93,21% del total producido por la compañía. El dato establece el objetivo del plan que trazó Horacio Marín para que la compañía se dedique el 100% al no convencional.

Dentro de ese esquema, La Amarga Chica volvió a convertirse en uno de los principales motores de crecimiento. El bloque alcanzó una producción de 89.864 barriles diarios, quedando a escasa distancia de la barrera de los 90 mil barriles por día y acercándose a un nivel histórico para el área operada con Vista Energy.

La Amarga Chica se consolida en Vaca Muerta

El desempeño de La Amarga Chica dejó al bloque prácticamente empatado con Loma Campana, el principal desarrollo de YPF en Vaca Muerta. Mientras Loma Campana produjo 90.066 barriles diarios, La Amarga Chica quedó apenas 202 barriles por debajo, mostrando cómo cambió el mapa productivo dentro de la compañía.

El crecimiento de la producción shale también quedó reflejado en el desempeño del denominado hub integrado por Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y La Angostura Sur. Ese conjunto de áreas alcanzó una producción total de 294.644 barriles diarios y ya representa el 76% de toda la producción de YPF.

Otro de los datos destacados de abril fue el avance de La Angostura Sur I, que registró un incremento mensual de 22,3%. El bloque alcanzó una producción de 38.592 barriles diarios y se consolidó como una de las áreas de mayor expansión dentro del portfolio shale de la compañía.

El avance de YPF en el shale

La expansión de YPF en Vaca Muerta también tuvo como protagonistas a otros bloques estratégicos. Bandurria Sur alcanzó una producción de 61.793 barriles diarios y explicó casi el 16% del total operado por la petrolera durante abril.

En paralelo, Aguada del Chañar llegó a 20.141 barriles diarios, mientras que La Angostura Sur II sumó otros 14.329 barriles diarios. Ambos desarrollos ratificaron la consolidación del corredor productivo shale que YPF viene expandiendo en la Cuenca Neuquina.

A pesar de la mejora mensual, la producción neuquina todavía se ubicó 0,83% por debajo del récord alcanzado en enero de 2026. Sin embargo, los números reflejaron que la compañía mantuvo una tendencia de crecimiento sostenido, apalancada casi exclusivamente en el desarrollo no convencional.

El convencional pierden peso

Mientras el shale continúa expandiéndose, los bloques convencionales mostraron señales de retroceso. Manantiales Behr, uno de los principales activos de YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge y que fue vendido a PECOM, registró una caída mensual de 1,9% y cerró abril con 25.166 barriles diarios.

La misma tendencia se observó en Chachahuen Sur, que redujo su producción 0,6% y terminó el mes con 11.006 barriles diarios. Ambos casos reflejaron el contraste entre el dinamismo de Vaca Muerta y la desaceleración de los yacimientos convencionales maduros.

14 mayo, 2026

Vista apunta a Malasia, Australia y Singapur para ampliar las exportaciones de shale oil

Vista Energy profundiza su estrategia de expansión internacional y comenzó a posicionar el petróleo de Vaca Muerta en nuevos destinos asiáticos. Durante una presentación ante inversores, el CEO de la compañía, Miguel Galuccio, aseguró en los últimos meses se abrieron nuevos mercados para el shale oil.

“Estamos llegando a nuevos mercados. Y como ejemplo, Malasia, Australia, Tailandia, Singapur, que no llegamos antes, estamos llegando ahora”, afirmó Galuccio ante analistas e inversores y remarcó que la estrategia busca aumentar la demanda del crudo Medanito y mejorar los márgenes de comercialización del petróleo argentino.

Asimismo, el directivo explicó que Vista no es una empresa comercializadora tradicional, sino que responde a una necesidad estratégica vinculada al crecimiento de las exportaciones de petróleo y al acceso directo a clientes internacionales. Es decir, la compañía busca capturar más valor sobre cada barril exportado desde Argentina.

La apuesta para expandir el petróleo argentino

“Estamos capturando márgenes adicionales en los 25 millones de barriles que Vista espera negociar durante 2026”, sostuvo Galuccio y aclaró que la empresa no busca asumir riesgos especulativos dentro del negocio del trading internacional de crudo. “No somos una empresa comercial. El objetivo de Vista no es asumir ningún riesgo comercial”, explicó el CEO.

Además, Galuccio detalló que la compañía únicamente toma posiciones vinculadas a los volúmenes ya vendidos y, en general, con cobertura hasta el momento de entrega del petróleo.

La expansión comercial de Vista coincide con un fuerte crecimiento operativo en Vaca Muerta, impulsado por la incorporación de nuevos pozos y por la consolidación de activos como La Amarga Chica.

Durante el primer trimestre de 2026, la petrolera alcanzó una producción total promedio de 135.000 barriles equivalentes diarios, lo que representó un crecimiento interanual del 67%.

Producción récord y más exportaciones

“La sólida productividad de los pozos impulsó una producción de materiales de 127.400 BOE por día en enero a 143.200 BOE por día en marzo”, señaló Galuccio y destacó que el incremento refleja tanto el crecimiento orgánico de la compañía como la mayor escala obtenida tras la adquisición de nuevas áreas.

La producción de petróleo alcanzó los 117.000 barriles diarios, con un aumento interanual del 68%, mientras que la producción de gas creció un 62%. En paralelo, Vista avanzó con un agresivo plan de perforación y completación de pozos en Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y La Amarga Chica.

Durante el trimestre, la compañía conectó 23 nuevos pozos, lo que representó un avance importante frente a la meta anual de entre 80 y 90 pozos. El crecimiento operativo estuvo acompañado por un aumento de los ingresos y de las exportaciones de crudo hacia el mercado internacional.

Asia gana peso en la estrategia de Vista

Las exportaciones de petróleo de Vista superaron los 7,2 millones de barriles durante el primer trimestre de 2026, más del doble que en igual período del año anterior. Ese volumen representó el 67% de todas las ventas de la compañía, consolidando el perfil exportador de la petrolera.

“Vendimos el 100% de los volúmenes de petróleo a precios de paridad de exportación, tanto a nivel nacional como internacional”, afirmó Galuccio. El CEO destacó que la estrategia comercial permitió sostener ingresos pese a un escenario de menores precios internacionales del crudo.

Los ingresos totales alcanzaron los 694 millones de dólares, un 58% más que un año atrás, mientras que el EBITDA ajustado trepó a 451 millones de dólares, con un crecimiento interanual del 64%. El costo de extracción también mostró mejoras y se ubicó en 4,3 dólares por barril equivalente, un 8% menos frente al año pasado.

En relación con el contexto internacional, Galuccio señaló que el conflicto en Medio Oriente tuvo un impacto limitado durante el primer trimestre porque los precios ya estaban cerrados antes del inicio de las tensiones. Sin embargo, anticipó un escenario más favorable hacia adelante para la generación de caja y rentabilidad de la compañía.

“Esperamos que los precios más altos del petróleo aumenten significativamente el EBITDA ajustado y el flujo de efectivo libre durante el segundo trimestre de 2026 y en adelante”, destacó el CEO de Vista ante los inversores.

13 mayo, 2026

YPF mejoró 15% la velocidad de fractura y logró perforar un pozo horizontal en 10 días

YPF aceleró durante el primer trimestre de 2026 sus niveles de productividad operativa y eficiencia en Vaca Muerta y desempeño en el segmento upstream. La compañía logró mejoras de doble dígito en perforación y fractura, al tiempo que avanzó en diseños de pozos más extensos y en acuerdos tecnológicos para reducir costos y emisiones.

En diálogo con los inversores, el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, sostuvo que la compañía alcanzó estándares que la posicionan entre los operadores más eficientes del shale argentino. El ejecutivo vinculó estos resultados con la continuidad de los procesos de optimización operativa y la reducción de tiempos improductivos.

“La mejora continua en la eficiencia de perforación y terminación ha posicionado a YPF como el mejor operador de su clase en Vaca Muerta”, afirmó Westen. Además, precisó que la velocidad de perforación en el hub de shale oil alcanzó los 364 metros diarios durante el primer trimestre.

Récords de perforación y fractura

Según detalló Westen, la velocidad de perforación mostró una mejora del 12% frente a 2025. Al mismo tiempo, la empresa registró avances en las operaciones de completación, donde la fractura no convencional alcanzó 11,2 etapas por set por día, con un crecimiento interanual del 15%.

“Nuestra velocidad de fracturación no convencional ascendió a 11,2 etapas por conjunto por día, respaldada por un aumento del 10% en las horas de bombeo”, señaló el directivo. El promedio de bombeo llegó a 18,5 horas diarias durante el trimestre, impulsando una mayor continuidad operativa.

Westen remarcó además que la compañía consiguió reducir tiempos muertos y elevar la consistencia de los equipos en campo. En ese sentido, destacó que durante enero YPF perforó un pozo horizontal en apenas 10 días dentro del bloque La Amarga Chica, uno de los principales desarrollos shale de la compañía.

“En enero perforamos un nuevo pozo horizontal en tan solo 10 días en La Amarga Chica, alcanzando una velocidad de 520 metros diarios”, aseguró Westen.

Pozos más largos y nuevos contratos

Otro de los ejes estratégicos mencionados por Westen fue el avance hacia pozos horizontales más largos, una de las principales herramientas que utiliza la industria para mejorar productividad y reducir costos unitarios en los desarrollos no convencionales.

“Hemos pasado de una longitud horizontal estándar de alrededor de 3000 metros a casi 3450 metros en el primer trimestre de 2026”, explicó el vicepresidente de YPF. Según indicó, este tipo de diseño permite incrementar la eficiencia de cada etapa de perforación y maximizar el contacto con la roca productiva.

El ejecutivo también resaltó el fortalecimiento del vínculo con proveedores estratégicos. En abril, la petrolera firmó un acuerdo de cinco años con Halliburton para incorporar servicios de fracturación eléctrica, una tecnología orientada a automatizar operaciones y reducir la intensidad de emisiones.

“La electrificación y automatización permitirán aumentar la eficiencia y mantener una mayor consistencia operativa”, indicó Westen al referirse al nuevo contrato. La compañía busca además avanzar en procesos con menor impacto ambiental dentro de sus operaciones shale.

30 abril, 2026

Vista incrementará su producción y presentará dos proyectos al RIGI

Vista Energy presentó los resultados del primer trimestre de 2026, período en el que alcanzó una producción total de 134.741 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un incremento del 67% en comparación con el primer trimestre de 2025. El crecimiento estuvo impulsado por la incorporación del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y la perforación de pozos nuevos en sus áreas operadas.

La producción de petróleo promedió 116.655 barriles diarios (bbl/d), con una suba interanual del 68% respecto al primer trimestre de 2025. Asimismo, los ingresos totales del trimestre alcanzaron los US$ 694,3 millones, lo que representa un incremento del 58% frente al primer trimestre de 2025.

La compañía continuó mejorando sus indicadores de eficiencia. El costo de extracción se ubicó en US$ 4,3 por barril equivalente (boe), un 8% por debajo del nivel registrado en el primer trimestre de 2025. A su vez, los gastos comerciales, fueron US$ 3,8 por boe, un ahorro de 41% con respecto al año anterior.

Un crecimiento sostenido

El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 450,8 millones, con una suba del 64% respecto al mismo período del año anterior. El margen de EBITDA ajustado alcanzó el 65%, lo que implica una mejora de 3 puntos porcentuales frente al primer trimestre de 2025, impulsado por ahorros de costos que compensaron la baja del precio del crudo en el primer trimestre comparado con año anterior.

Las exportaciones continuaron ganando peso en el negocio: los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas totalizaron US$ 431,0 millones, equivalentes al 64% de los ingresos totales.

Durante el trimestre, Vista invirtió US$ 391,2 millones, destinados principalmente al desarrollo de Vaca Muerta, con la perforación de 19 pozos, la completación de 25 pozos y la conexión de 23 nuevos pozos, junto con obras de infraestructura y proyectos de soporte operativo.

La compañía registró una ganancia neta de US$ 107,7 millones, frente a los US$ 82,8 millones registrados en el primer trimestre de 2025.

Un nuevo horizonte marcado por el shale oil

En este marco, la empresa comandada por Miguel Galuccio actualizó sus proyecciones para 2026 a partir del significativo desempeño en producción y una visión más constructiva sobre los precios del petróleo. En este contexto, y apoyada en el avance de la campaña de nuevos pozos (con 23 conexiones a la fecha) y en una mayor productividad, Vista elevará su proyección de producción anual de 140.000 boe/d a 143.000 boe/d, lo que implica más de un millón de barriles de petróleo equivalente adicionales en el año con destino de exportación.

Durante el call con inversores y analistas el presidente y CEO de Vista Energy dijo que “actualmente estamos preparando la documentación para aplicar al RIGI para dos de nuestros bloques de desarrollo futuro: Águila Mora y Bandurria Norte. Una vez que se cierre la operación con Equinor, tendremos un mejor entendimiento de Bajo del Toro, que creo que también podría aplicar, aunque esa solicitud deberá ser presentada por su operador, YPF“.

“En cuanto a los tiempos, planeamos presentar la documentación hacia el final del segundo trimestre. Luego, el Ministerio de Energía debe analizar la información antes de su aprobación. El impacto del RIGI es muy positivo. La mejora en las tasas de retorno de estos bloques debido a los incentivos fiscales es un fuerte estímulo para acelerar el capex en estos bloques no desarrollados, que de otro modo no serían priorizados en nuestro plan de desarrollo hasta aproximadamente 2030”, aseguró.