La llave para perforar en Palermo Aike

El desarrollo de Palermo Aike comienza a encontrar un eje concreto: la incorporación de tecnología de perforación no convencional adaptada a condiciones extremas. En ese camino, la experiencia internacional aparece como un factor determinante para reducir incertidumbre y acelerar los tiempos de exploración.

En ese contexto, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó una misión técnica en Canadá junto a representantes de CGC y funcionarios del área energética. La visita incluyó recorridas por instalaciones en Prairie, una de las regiones con mayor nivel de desarrollo en la industria hidrocarburífera a nivel global.

Durante la actividad, la comitiva analizó equipos de perforación de alta potencia diseñados para operar en entornos complejos, con temperaturas que pueden descender por debajo de los 40 grados bajo cero. Este tipo de tecnología resulta relevante para evaluar su aplicación en formaciones emergentes como Palermo Aike.

Tecnología de alta potencia para condiciones extremas

“Invitados por la empresa ENSIGN, estuvimos en Prairie, una de las zonas más desarrolladas del mundo en materia petrolera, donde pudimos observar en funcionamiento equipos de perforación no convencionales de alta potencia, preparados para trabajar en condiciones extremas, incluso por debajo de los 40 grados bajo cero”, consideró Vidal tras la recorrida.

El mandatario destacó el valor técnico de la experiencia al remarcar que permitió observar en campo procesos operativos que combinan eficiencia, seguridad y productividad. Estos factores son considerados claves para el desarrollo de reservorios no convencionales, donde la precisión y la reducción de costos operativos resultan determinantes.

“Esta experiencia es muy importante porque nos permite comprender cómo se aplica tecnología de última generación en la producción de hidrocarburos, con altos niveles de eficiencia, seguridad y productividad”, agregó.

A nivel técnico, los equipos observados incorporan automatización avanzada, sistemas de control en tiempo real y capacidades para operar de manera continua bajo condiciones climáticas adversas. Estas características permiten optimizar tiempos de perforación y mejorar la performance de los pozos.

Palermo Aike y el desafío de la adaptación tecnológica

Uno de los principales ejes de la misión fue analizar cómo trasladar estas soluciones tecnológicas al contexto geológico y operativo de Santa Cruz. Palermo Aike, considerada la hermana menor de Vaca Muerta, presenta desafíos específicos que requieren un enfoque técnico adaptado.

“Junto a equipos técnicos, relevamos en detalle este tipo de operaciones y avanzamos con un objetivo claro: trasladar ese conocimiento y esa tecnología a Santa Cruz”, explicó Vidal.

El potencial del área es ampliamente reconocido dentro de la industria, aunque su desarrollo depende en gran medida de la capacidad de implementar tecnologías adecuadas. En este punto, la experiencia en cuencas maduras como Prairie funciona como referencia para definir estándares operativos.

“Palermo Aike es una de las grandes oportunidades que tiene nuestra provincia. Estamos frente a una formación con enorme potencial, que puede marcar un antes y un después en la matriz productiva de Santa Cruz. Pero ese potencial no se desarrolla solo. Necesita inversión, decisión política y, sobre todo, tecnología adecuada”, afirmó el gobernador.

En términos operativos, la incorporación de equipos de perforación de última generación podría permitir mejorar la eficiencia en etapas iniciales de exploración, reducir riesgos geológicos y acelerar la curva de aprendizaje en la formación.

Articulación con CGC y foco en innovación

La misión también puso de relieve el rol de CGC como uno de los actores centrales en el desarrollo de Palermo Aike. La compañía participa activamente en la estrategia de incorporación de tecnología y en la evaluación de nuevas oportunidades dentro de la provincia.

“Por eso estamos trabajando para generar las condiciones que permitan implementar en Palermo Aike este tipo de tecnología de punta, aumentar la producción y abrir una nueva etapa de crecimiento para la provincia”, sostuvo Vidal.

En ese marco, la articulación entre el sector público y privado aparece como un elemento clave para viabilizar la adopción de nuevas tecnologías y garantizar la continuidad de las inversiones en el área.

“CGC tiene un rol central en este proceso. Queremos que la compañía continúe invirtiendo, creciendo y desarrollando nuevos proyectos en Santa Cruz, generando más actividad y más empleo para los santacruceños”, aseveró.

Palermo Aike: una misión para replicar el know how de Canadá en la Cuenca Austral

Compañía General de Combustibles (CGC), junto a autoridades del Gobierno de Santa Cruz y referentes sindicales, lleva adelante una agenda técnica e institucional en Canadá orientada a posicionar a Palermo Aike como el segundo shale a explorar y desarrollar en Argentina.

En el marco de un encuentro organizado por el Gobierno de Alberta y el Canadian Global Energy Forum, realizado en el McDougall Centre de Calgary ante más de 100 asistentes —entre operadoras, empresas de servicios, cámaras empresariales, entidades financieras y representantes gubernamentales—, se expusieron las principales características del play santacruceño. La presentación estuvo a cargo de Pablo Chebli (miembro del Directorio de CGC) y Jaime Álvarez (ministro de Hidrocarburos y Minería de Santa Cruz).

CGC y su trabajo en la hermana menor de Vaca Muerta

Durante su presentación, Chebli profundizó las características geológicas y de reservorio de la formación, comparándola con rocas similares de Estados Unidos. “Palermo Aike tiene el potencial para convertirse en el próximo desarrollo shale de la Argentina. Las características de la roca son similares e incluso mejores en ciertos casos que algunos shales de cuencas de Estados Unidos que han sido desarrolladas exitosamente”, afirmó el ejecutivo de CGC.

También destacó las ventajas competitivas frente a otros desarrollos, mencionando que “la cuenca cuenta con infraestructura de producción y transporte preexistente, así como con instalaciones de exportación con acceso tanto al océano Pacífico como al Atlántico, lo que reduce significativamente las inversiones requeridas”.

En tanto, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, celebró el interés que despertó la presentación en el auditorio y remarcó la necesidad de continuar profundizando la actividad exploratoria anticipando que “en la segunda parte del año, YPF retomará la perforación en Palermo Aike, lo que permitirá contar con más y mejor información para reducir riesgos y atraer nuevos interesados”.

 

Generar interés en Canadá

La compañía también mostró el potencial de Palermo Aike en sus bloques y los trabajos realizados hasta el momento, al mismo tiempo que convocó a las empresas interesadas a compartir experiencias y sumarlas para participar en futuros pozos exploratorios y potenciales desarrollos.

Esto sucede en un contexto en el que la provincia de Santa Cruz ha implementado recientemente un esquema de reducción de regalías diferenciado por diez años para Palermo Aike, pasando de 12% a 5%, lo que la convierte en la regalía más baja de la Argentina para producción no convencional, una medida que sumada a la incorporación del upstream al RIGI, busca reforzar la competitividad del proyecto y acelerar su desarrollo.

Palermo Aike como un horizonte productivo

Desde la delegación argentina, el foco también estuvo puesto en el valor de la articulación entre los distintos actores: “La presencia conjunta de la empresa, el gobierno provincial y los sindicatos marca un hito. Estamos mostrando una visión alineada y un compromiso común para impulsar este proyecto”, afirmó Rodrigo Fernández (Chief Of Staff de CGC).

La misión, que se extiende hasta este jueves, incluye visitas a operaciones no convencionales, proveedores y centros tecnológicos. La agenda contempla el análisis de nuevas tecnologías, prácticas en perforación, logística y diseño operativo en condiciones de bajas temperaturas, uno de los principales desafíos técnicos del área.

YPF acelera la exploración en Palermo Aike

La exploración de Palermo Aike sigue su curso. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, detalló que ya se completó la primera locación en la roca madre de la Cuenca Austral y que la segunda está en marcha. “Faltan tres capas de la segunda locación y ya se terminó la primera”, explicó.

Además, confirmó que YPF realizará la perforación del primer pozo exploratorio, con una inversión que rondará entre 75 y 80 millones de dólares.

Cabe recordar que, en 2025, YPF y el Gobierno de Santa Cruz firmaron un compromiso para perforar tres pozos exploratorios no convencionales en Palermo Aike, en las áreas La Azucena y El Campamento Este, con una inversión total de 200 millones de dólares.

Para avanzar en las locaciones, se requirió movimiento de suelos, desarrollo de accesos y contratación de mano de obra local, impulsando la actividad regional.

Resultados previos en Santa Cruz

La actividad exploratoria en Palermo Aike tuvo su primer antecedente con el pozo Maypa.x-1, perforado por CGC. Aunque no alcanzó niveles productivos elevados, permitió confirmar la presencia de roca madre y obtener datos geológicos clave.

El pozo incluyó un diseño dual con un tramo vertical de 3.574 metros y un tramo horizontal de más de 1.000 metros, además de 12 fracturas hidráulicas, marcando un avance relevante en la exploración no convencional.

El ensayo arrojó 769 m³ de petróleo acumulados en 102 días, con caudales estabilizados entre 7 y 16 m³ diarios. Si bien los volúmenes son modestos, resultan significativos para una formación en etapa inicial.

A partir de estos resultados, YPF decidió avanzar con tres nuevos pozos exploratorios, cuya perforación comenzará el 1 de septiembre.

Palermo Aike, el futuro de la Cuenca Austral

Según el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, las perforaciones alcanzarán profundidades cercanas a los 3.400 metros y requerirán equipamiento especializado para operar a temperaturas de hasta 160 grados.

El funcionario destacó que la inversión en esta etapa oscilará entre 120 y 150 millones de dólares, lo que refleja el interés creciente en el desarrollo de Palermo Aike.

Desde la compañía, también indicaron en su reporte ante la SEC que Palermo Aike es uno de los proyectos onshore más relevantes dentro de su cartera exploratoria.

A pesar de los resultados iniciales moderados, el pozo piloto confirmó la presencia de gas natural y condensados, posicionando a la formación dentro de una ventana de madurez atractiva para futuros desarrollos en la industria oil & gas.

Vaca Muerta: sube el gas y el shale oil mantiene su expansión

La producción de Vaca Muerta sigue marcando el camino de la nueva etapa de la industria hidrocarburífera. Las empresas incrementan su actividad en sus proyectos y Neuquén se encamina a ser la llave para abastecer la demanda de gas durante los días más fríos.

Según el reporte del Ministerio de Energía de Neuquén, la producción de gas en febrero fue de 97,79 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento del 7,14% respecto a enero y una suba interanual del 0,18%. Sin embargo, el acumulado de enero y febrero presenta una leve caída del 0,55% en comparación con el mismo período de 2025.

El incremento mensual en gas se vincula principalmente al desempeño de áreas clave de Vaca Muerta como Sierra Chata, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Aguada Pichana Este y Aguada Pichana Oeste.

El gas no convencional de Neuquén

El segmento no convencional continúa siendo predominante en la matriz productiva de Neuquén. En febrero, representó el 96,92% de la producción de petróleo, con 585.182 barriles diarios, y el 90,01% en gas, con 88,02 millones de metros cúbicos diarios.

Dentro de este segmento, el shale gas aportó el 80,03% del total provincial, mientras que el tight gas representó el 9,99%, consolidando el rol estratégico de estos recursos en el desarrollo energético de Vaca Muerta.

El impulso del shale oil

En cuanto a la producción de petróleo, Neuquén alcanzó en febrero de 2026 los 603.793 barriles diarios, lo que representa una leve disminución del 1,13% en comparación con enero. No obstante, en términos interanuales, se registró un incremento del 30,36% respecto al mismo mes de 2025.

En el acumulado del primer bimestre, la producción creció un 31,23%, impulsada principalmente por el desarrollo del shale oil en Vaca Muerta.

La variación mensual se explica por la baja en áreas como Loma Campana, La Angostura Sur I, La Amarga Chica, Rincón de Aranda y Bajo del Toro Norte, todos bloques clave dentro de la Cuenca Neuquina.

Otro indicador clave de Vaca Muerta

La formación Vaca Muerta continúa rompiendo estándares y se prepara para una nueva etapa marcada por las exportaciones de energía. Un indicador central para medir la actividad en la formación son las etapas de fractura o fracking.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero.

Las punciones se distribuyeron entre 464 destinadas al gas y 1.907 vinculadas al petróleo, reflejando el dinamismo de la actividad en Vaca Muerta.

Además, la cifra se posiciona entre los mejores registros del fracking en Vaca Muerta. El máximo histórico fue de 2.588 punciones en mayo del año pasado, seguido por enero con 2.401 etapas de fractura, consolidando un nivel de actividad elevado en la Cuenca Neuquina.

El plan de Quintana Energy para perforar su primer pozo shale en Mendoza

El desarrollo de Vaca Muerta comienza a expandir sus fronteras más allá de Neuquén. En ese nuevo mapa energético, la provincia de Mendoza busca posicionarse como un nuevo polo de producción no convencional, con proyectos que empiezan a mostrar señales concretas de avance.

En ese contexto, Quintana Energy acelera su estrategia exploratoria en la denominada “lengua mendocina” de la formación. La compañía avanza sobre el bloque Cañadón Amarillo, donde proyecta perforar su primer pozo shale y consolidar una nueva área de desarrollo.

Un cambio de paradigma en Vaca Muerta

El CEO de la compañía, Carlos Gilardone, remarcó que la visión sobre el alcance geológico de Vaca Muerta cambió en los últimos años. “En un principio se pensaba que terminaba en Neuquén, pero hoy hay evidencia concreta de producción en Mendoza”, sostuvo durante su participación en Vaca Muerta Insights.

El ejecutivo destacó que ya existen antecedentes productivos en la zona, como los pozos en Altiplanicie del Payún, que confirman la presencia de la formación. A esto se suman perforaciones realizadas por YPF en áreas cercanas, como Paso Bardas Norte y CN VII, que arrojaron resultados positivos.

Cañadón Amarillo, en ese marco, aparece como un activo estratégico, con una extensión superior a los 100.000 acres dentro de la ventana de Vaca Muerta, lo que refuerza las expectativas de desarrollo.

Cañadón Amarillo: avanzan los estudios sísmicos para evaluar Vaca Muerta en Mendoza

Estudios clave y avance exploratorio

Como parte de su plan, la compañía completó una campaña sísmica de más de 200 kilómetros cuadrados, un hito relevante para la actividad hidrocarburífera en la provincia. Este trabajo permitió mejorar el conocimiento del subsuelo y definir con mayor precisión las áreas con potencial.

Además, la firma llevó adelante estudios de superficie en zonas como Sierra de Reyes, incluyendo relevamientos de afloramientos. Para estas tareas, contrató equipos especializados que ya habían trabajado en Neuquén, replicando metodologías utilizadas en el corazón productivo de Vaca Muerta.

El desarrollo contó también con el acompañamiento del Gobierno de Mendoza, que facilitó tareas técnicas mediante equipos de arqueólogos y antropólogos, necesarios para avanzar con las campañas en campo.

Negociaciones con YPF y el objetivo de perforar antes

Uno de los puntos centrales del proyecto es la posibilidad de adelantar la perforación del primer pozo shale. Inicialmente, el compromiso asumido por la empresa contemplaba ejecutar dos pozos de 1.500 metros hacia 2027.

Sin embargo, Quintana Energy analiza acelerar esos plazos. Para ello, mantiene conversaciones con YPF con el objetivo de compartir un equipo de perforación y un set de fractura, lo que permitiría reducir costos y tiempos de movilización.

El avance dependerá en gran medida del acceso a financiamiento y de los acuerdos operativos que puedan alcanzarse entre ambas compañías. De concretarse, el primer pozo podría perforarse antes de lo previsto.

Uno de los principales diferenciales del proyecto es la infraestructura existente en la zona. Según explicó Gilardone, el área cuenta con condiciones que permitirían avanzar rápidamente hacia una etapa productiva, en caso de obtener resultados positivos.

La compañía dispone de capacidad de compresión, almacenamiento de gas y facilidades operativas heredadas de desarrollos convencionales previos. Esto habilita un esquema de “drill to fill”, es decir, perforar y poner en producción en tiempos reducidos.

Dónde está el pozo más productivo de Vaca Muerta

El mapa productivo de Vaca Muerta volvió a ofrecer una sorpresa para la industria petrolera argentina. El pozo más productivo de la formación no se encuentra en Neuquén, el corazón histórico del shale, sino en la provincia de Río Negro.

Según el informe de GtoG ENERGY, el pozo PET.RN.CoS.x-3(h), operado por Phoenix Global Resources en el bloque Confluencia Sur, registró una producción cercana a 2.720 barriles diarios. Con ese nivel de rendimiento se posicionó como el pozo petrolero más productivo de Vaca Muerta durante el primer mes de 2026.

Más allá del ranking productivo, el dato revela una tendencia relevante para el desarrollo de la cuenca. Phoenix fue una de las compañías que decidió apostar de forma temprana al sector este de Vaca Muerta, dentro del territorio rionegrino, una zona que durante años quedó fuera del foco principal del shale argentino.

El shale empieza a cambiar la matriz petrolera de Río Negro

Los resultados obtenidos en los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur comienzan a respaldar esa estrategia. Al analizar la evolución de la producción de la provincia se observan tres tendencias claras que muestran un cambio estructural en la actividad petrolera.

Durante más de una década la producción total de Río Negro registró un proceso de declinación sostenida. Sin embargo, el crecimiento reciente proviene principalmente del desarrollo no convencional, mientras que los bloques del área Confluencia empiezan a consolidarse como el nuevo núcleo productivo del shale provincial.

En la actualidad el petróleo no convencional aporta cerca de 10.000 barriles diarios dentro de una producción total que ronda los 24.000 barriles por día. Esto significa que más del 40% del crudo provincial ya proviene del shale, con Phoenix posicionándose como uno de los principales motores de ese crecimiento.

El desempeño del pozo PET.RN.CoS.x-3(h) también deja una señal más amplia para la industria energética. En Vaca Muerta, cada nuevo pozo excepcional no solo suma producción, sino que también redefine el mapa del potencial y abre la posibilidad de descubrir nuevos sweet spots fuera de las áreas históricamente desarrolladas.

Vaca Muerta no para: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

Vaca Muerta no detiene su marcha. La roca madre rompe todos los estándares y se prepara para seguir empujando su techo de cara a una nueva etapa marcada por las exportaciones. Un parámetro para medir los proyectos en la formación son las etapas de fractura.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero. Las punciones se repartieron entre 464 destinas al gas y 1907 vinculadas al petróleo.

Además, la marca se acomodó en el podio de los mejores registros del fracking de Vaca Muerta. La cifra más alta fue de 2.588 punciones y se registró en mayo del año pasado. Le sigue la marca alcanzada en enero cuando se anotaron 2.401 etapas de fractura.

En el detalle por operadoras se detecta que YPF volvió a superar las mil punciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.087 fracturas, lo que implica el 46% del total de las operaciones.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 284 etapas de fractura. La empresa liderada por Miguel Galuccio registró el 12% de las punciones. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 238 operaciones lo que explica el 10% de la actividad en Vaca Muerta.

Golpe de timón en Vaca Muerta: SLB destronó a Halliburton en el fracking

El mapa de Vaca Muerta

Asimismo, Tecpetrol y Pluspetrol Cuenca Neuquina superaron las 150 fracturas durante febrero. La empresa petrolera de Grupo Techint realizó 174 punciones mientras que la compañía que adquirió los activos de ExxonMobil contabilizó 162 operaciones.

Un escalón más abajo se posicionó TotalEnergies y Pluspetrol (destinada a los trabajos en La Calera). La compañía francesa registró 140 etapas de fractura y la empresa de capitales nacionales sumó 131 punciones. Si se tomaran todas las operaciones de Pluspetrol, se contabilizaría 293 fracturas.

El cierre es para Pan American Energy (PAE), Shell y Phoenix Global Resources, quienes no superaron las 100 operaciones. PAE sumó 90 punciones, Shell contabilizó 54 fracturas y PGR registró 11 trabajos.

Cómo se movieron los sets de fractura

En lo que respecta a empresas de servicio se destaca que Halliburton y SLB concentraron el 71% de las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mamelucos rojos recuperó el primer lugar en el fracking del shale argentino que perdió en 2025.

Halliburton contabilizó 982 etapas de fractura que se dividieron entre 528 para YPF, 238 para Pampa Energía, 162 para Pluspetrol CN y 54 para Shell. Asimismo, SLB sumó 715 operaciones distribuidas entre 559 para YPF y 156 para Vista Energy.

En tercer lugar se ubicó Tenaris. La compañía del Grupo Techint se afianza en el servicio que exige el no convencional. En febrero se ocupó de 325 etapas de fractura repartidas entre 174 para Tecpetrol, 140 de TotalEnergies y 11 de PGR.

Además, Calfrac completó 218 fracturas que se distribuyeron entre 128 de Vista Energy y 90 de PAE.

Servicios Petroleros Integrados (SPI) fue quien cerró el informe con 131 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

Neuquén alcanzó 610 mil barriles diarios en enero

Neuquén comenzó 2026 marcando un nuevo hito en su desarrollo energético. En enero, la producción de petróleo alcanzó los 610.715 barriles por día, estableciendo un nuevo récord histórico para la provincia y confirmando el sostenido crecimiento del sector.

El volumen representa un incremento del 1,57% respecto de diciembre de 2025 y un 32,01% más que en enero del año pasado, porcentaje que también se replica en la comparación interanual acumulada.

El crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el desempeño de las áreas La Calera, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Fortín de Piedra, Mata Mora Norte y Aguada del Chañar, que registraron incrementos significativos en sus niveles de extracción.

El gas de Neuquén

En materia de gas, la producción de enero fue de 91,28 millones de m3 por día, con un aumento del 0,52% respecto de diciembre. Si bien la comparación interanual muestra una leve variación negativa (-1,24%), el nivel de actividad se mantiene en valores elevados, sostenido por el dinamismo de áreas estratégicas como Fortín de Piedra, Aguada de Castro, Río Neuquén, Loma La Lata – Sierra Barrosa y Sierra Chata.

El desarrollo no convencional continúa siendo el pilar del crecimiento energético provincial. En enero, el 97,02% del petróleo y el 90,44% del gas producidos en Neuquén provinieron de este segmento, con un aporte destacado del shale, que representó el 79,75% del gas total.

“Estos resultados ratifican la solidez del modelo de desarrollo energético que impulsa la provincia, basado en inversión, eficiencia y aprovechamiento responsable de sus recursos”, subrayaron desde el Gobierno provincial.

“Neuquén inicia el año consolidando su posición como principal motor hidrocarburífero del país y proyecta un 2026 de expansión sostenida, mayor integración productiva y nuevas oportunidades de crecimiento para la Argentina”, afirmaron.

El upstream de Neuquén ingresa al RIGI

El gobernador de la provincia de Neuquén, Rolando Figueroa, informó sobre la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de gas y petróleo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en el marco de gestiones realizadas ante el Ministerio de Economía de la Nación, a cargo de Luis Caputo.

La medida habilita a los proyectos hidrocarburíferos a acceder a los beneficios previstos en el régimen, que incluye incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios. El objetivo central es mejorar las condiciones de inversión para iniciativas de gran escala en el sector energético.

Según indicó el mandatario provincial, el acuerdo contó con el aval del presidente Javier Milei y permitirá avanzar en un esquema con mayor previsibilidad normativa. Desde el gobierno neuquino señalaron que el marco busca favorecer el desarrollo de nuevos proyectos productivos.

El RIGI establece reglas específicas para inversiones superiores a determinados montos, con beneficios en materia de impuesto a las ganancias, IVA y acceso al mercado de cambios. Estas condiciones apuntan a reducir los costos operativos y financieros de las empresas involucradas.

Antecedentes y alcance del régimen

La inclusión del upstream en el RIGI es el resultado de gestiones iniciadas meses atrás por el Ejecutivo provincial. En diciembre del año pasado, Figueroa había formalizado el pedido ante el Ministerio de Economía, con foco en proyectos destinados a incrementar la producción de gas y petróleo.

Desde una perspectiva técnica, el régimen busca generar un entorno más estable para inversiones de largo plazo, en un contexto marcado por la volatilidad macroeconómica. La previsibilidad tributaria y regulatoria es uno de los ejes centrales del esquema.

El gobernador también señaló la necesidad de avanzar en la monetización de los recursos hidrocarburíferos, con el objetivo de fortalecer distintas actividades económicas. En este sentido, remarcó la importancia de atraer capitales destinados a infraestructura, producción y servicios asociados.

Asimismo, la medida apunta a contribuir al saldo de la balanza energética, incrementar la recaudación fiscal y fortalecer los vínculos comerciales con países de la región, como Chile, Brasil y Uruguay.

Las proyecciones en Neuquén

Figueroa destacó que el desarrollo del petróleo y el gas natural, en especial el no convencional, tiene un peso significativo en la economía nacional, por su aporte en generación de divisas, empleo y actividad industrial asociada.

En declaraciones ante la prensa, explicó que la incorporación del upstream al RIGI permitirá reducir la carga impositiva efectiva de las empresas y mejorar las condiciones de rentabilidad de los proyectos. Según sostuvo, esto podría derivar en un aumento de la actividad económica vinculada al sector.

El mandatario también mencionó que existe una ventana temporal limitada para el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, estimada en alrededor de 30 años. En ese marco, consideró necesario acelerar las decisiones de inversión.

Desde el punto de vista estratégico, la inclusión en el régimen se presenta como una herramienta para facilitar el desarrollo de proyectos de gran escala en Neuquén, en un contexto de competencia regional e internacional por capitales destinados a la energía.

Vista incrementó un 59% su producción en Vaca Muerta

Vista informó a los mercados que sus reservas probadas y estimadas de petróleo y gas al 31 de diciembre de 2025 totalizaron 588 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), que se tradujeron en un incremento interanual de 57%.

Las adiciones a las reservas probadas, tras la adquisición de los activos de Petronas en Vaca Muerta en abril pasado, fueron 255.1 MMboe, lo cual significó un índice de reemplazo de reservas de 605%. El índice de reemplazo de reservas de Vista excluyendo adquisiciones fue 260%.
Vista aumentó la producción en vaca Muerta

En su comunicado a la bolsa, Vista informó una actualización de sus métricas operativas. Durante el cuarto trimestre de 2025, la compañía alcanzó una producción diaria promedio de 135.414 barriles de petróleo equivalente por día, un 59% de incremento año contra año y un aumento del 7% respecto al trimestre anterior.

A su vez, registró una producción de crudo de 118.285 barriles de petróleo por día durante el trimestre, 8% por encima del trimestre anterior. Dicha producción fue impulsada por la inversión en pozos nuevos y las buenas productividades registradas. La compañía conectó 40 pozos nuevos durante el tercer y cuarto trimestre de 2025.

Vista Energy prevé un cierre de año aumentando su producción.

El mapa de Vista Energy

En abril del año pasado, la compañía que dirige Miguel Galuccio concretó la adquisición del 50% de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, se consolidó como el mayor productor independiente de crudo y el principal exportador de petróleo de la Argentina.

Días atras, Vista Energy dio otro gigantesco paso en su expansión al acordar la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por un pago inicial neto de las cesiones a YPF de 712 millones de dólares. Como resultado de la operación, la empresa incorporá una participación del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro.

La compañía acumula inversiones a la fecha por más de USD 6.500 millones en Vaca Muerta, y el acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que viene desplegando para el desarrollo de la formación.

Una vez completados los procesos legales en marcha y concretado el cierre de la transacción, que se estima para el segundo trimestre de 2026, Vista sumará aproximadamente 22.000 barriles equivalentes de petróleo por día, y llevará su producción total proyectada por encima de los 150.000 boe/d agregando. Además, sumará 54 millones de barriles equivalentes de reservas probadas. También, incorporaría 27.730 acres netos en el epicentro de Vaca Muerta y un robusto inventario de pozos, que reforzarán su posicionamiento en las zonas más productivas de la formación.

Se trata de activos que durante 2025 generaron un EBIDTA estimado en USD 269 millones y que suman flujo de caja positivo desde 2026 en adelante, apuntalando de manera directa los objetivos anunciados de generación de caja de la compañía. La transacción profundizará el perfil exportador de Vista.