Neuquén avanzó con la audiencia pública por la planta de gas en Sierra Chata

El Gobierno de Neuquén llevó adelante la audiencia pública correspondiente al proyecto “E.I.A. PTG 2 Norte Sierra Chata”, presentado por Pampa Energía. La instancia se realizó el 12 de febrero, a las 11 horas, en el Hotel Leonardo Da Vinci de Añelo.

El proyecto consiste en la construcción de una Planta de Tratamiento de Gas (PTG) destinada al desarrollo del bloque Sierra Chata. En el Estudio de Impacto Ambiental presentado se detallan las características técnicas de la obra y las medidas de mitigación previstas, que contemplan la implementación de un plan de gestión ambiental orientado a prevenir, mitigar y monitorear los posibles impactos derivados de la actividad.

El crecimiento de Sierra Chata

La audiencia pública tuvo carácter público y no vinculante, conforme a lo establecido por el artículo 31 de la Ley Provincial N.º 1875 y en el marco del procedimiento de evaluación de impacto ambiental previsto por la normativa provincial vigente. Las opiniones, observaciones y consultas formuladas durante la jornada no fueron sometidas a votación, pero constituyen un insumo relevante que será evaluado técnicamente por la autoridad de aplicación e incorporado al expediente EX-2025-03769441- -NEU-SARN#MTUR.

Este tipo de instancias forman parte de los mecanismos institucionales que garantizan el acceso a la información ambiental, la participación ciudadana y la transparencia de los procesos administrativos. La evaluación de los proyectos se realiza a partir de criterios técnicos, normativos y sociales, con el objetivo de asegurar el cumplimiento de los estándares ambientales vigentes en la provincia.

Durante la audiencia, la empresa proponente participó a través de representantes con facultades suficientes para exponer el Estudio de Impacto Ambiental y brindar las explicaciones técnicas y legales correspondientes, respondiendo a las consultas realizadas por los asistentes, en cumplimiento de los requisitos establecidos para este tipo de procedimientos participativos.

Potencial de GNL

Hay que recordar que Pampa Energía es operador en Sierra Chata, pero YPF compró el 54,5% de la concesión del bloque en diciembre de 2024.

Sierra Chata es uno de los activos de gas de mayor potencial de Vaca Muerta, con una superficie total de 864 km2. Sobre el potencial del área, las autoridades de Pampa Energía subrayaron que el activo puede ser una herramienta fundamental para cumplir con ese objetivo.

“Estamos muy interesados en los proyectos de GNL que actualmente se están discutiendo en el país. Nuestro interés radica principalmente en monetizar nuestras reservas de gas seco, muy competitivas, que tenemos en Sierra Chata. Vemos que la exportación de gas natural a través de una planta de GNL es la única forma de hacerlo de manera significativa a largo plazo”, afirmó el CEO de la compañía, Gustavo Mariani.

La historia secreta detrás del nacimiento de Pampa Energía

Marcelo Mindlin suele decir que su historia empresarial no nació de un plan maestro, sino de una sucesión de decisiones tomadas con convicción y sentido de oportunidad. Desde muy joven entendió que el mundo corporativo exigía sacrificio, disciplina y una dosis constante de aprendizaje, especialmente cuando se trata de construir proyectos en un país tan cambiante como Argentina.

Su primer gran salto profesional llegó al incorporarse al equipo de Eduardo Elsztain en la Bolsa de Comercio. “Ahí empecé a navegar las aguas del mundo empresarial”, recordó. Con apenas veinticinco años, Mindlin asumió jornadas extenuantes, viajes permanentes y negociaciones complejas, en un entorno donde la adrenalina y la ambición eran parte cotidiana del trabajo.

Durante más de una década, fue parte del crecimiento del grupo IRSA. Participó en operaciones financieras, inmobiliarias y agropecuarias, siempre desde un rol de alto nivel. Sin embargo, con el paso del tiempo, comenzó a sentir que algo faltaba. “Ya no me divertía”, confesó, al describir el momento en que empezó a pensar en un cambio profundo.

La comodidad del cargo contrastaba con su deseo de liderar un proyecto propio. “Quería ser el número uno de algo, aunque fuera más chico”, explicó en el primer episodio de “Pampa, veinte años de historia”, el podcast que recorre la trayectoria de la empresa energética. Esa necesidad interna terminó imponiéndose sobre la estabilidad económica y el reconocimiento profesional, empujándolo a tomar una de las decisiones más importantes de su vida empresarial.

El diálogo con su esposa fue determinante. “Cuando le dije que quería irme de IRSA, se quedó tranquila”, recordó. Ese respaldo fue clave para avanzar. Poco después, convocó a su hermano Damián y a Gustavo Mariani, dos piezas fundamentales que aceptarían acompañarlo en un camino lleno de incertidumbre, pero también de posibilidades.

Un proyecto que nació sin un plan definido

El nuevo proyecto comenzó sin un rumbo preciso. Mindlin incluso pensó en tomarse un año sabático, tras catorce años de trabajo ininterrumpido. Sin embargo, el mercado no le dio tiempo para detenerse. Antes de dejar definitivamente las oficinas de IRSA, apareció la oportunidad de comprar Transener, una operación que marcaría el inicio de su etapa energética.

Era 2003 y Argentina todavía arrastraba las consecuencias de la crisis de 2001. Para muchos, invertir en ese contexto era una locura. Para Mindlin, en cambio, era una oportunidad. “Las crisis son duras, pero también ofrecen posibilidades únicas”, afirmó, convencido de que el contexto financiero abría puertas que en épocas de estabilidad no existían.

Su estrategia se basó en comprar deuda de empresas en default a precios muy bajos y convertirla en participación accionaria. “Comprábamos bonos a 30 o 40 centavos por dólar”, explicó. Esa lógica le permitió ingresar en compañías valiosas, aportando capital fresco y participando activamente en su reestructuración financiera.

El aprendizaje del negocio energético fue progresivo. “No entendíamos el sector, lo fuimos aprendiendo”, reconoció. Transener fue el primer paso. Luego llegaron empresas de generación eléctrica, Edenor y más tarde TGS. Cada incorporación implicaba nuevos equipos, desafíos técnicos y un mayor entendimiento del entramado energético argentino.

Con varios activos bajo su control, surgió la necesidad de unificarlos en una sola estructura. La solución fue tan creativa como simbólica: comprar una empresa sin actividad operativa, pero que cotizaba en bolsa desde 1950, el Frigorífico de la Pampa. “Ese fue el vehículo”, explicó Mindlin sobre el origen formal de Pampa Energía.

El nombre no fue casual. “Pampa era Argentina y Energía era lo que queríamos hacer”, afirmó. En 2005, la nueva compañía comenzó a consolidar todos los activos adquiridos, con una identidad local y una clara vocación internacional, pensada para atraer inversores extranjeros interesados en el mercado energético argentino.

Rincón de Aranda es la gran apuesta de Pampa Energía en Vaca Muerta.

Expansión, vértigo y consolidación

El primer aumento de capital permitió recaudar 100 millones de dólares. Poco después, en 2007, Pampa realizó una colocación internacional que sumó entre 400 y 450 millones. “Fueron dos semanas de road show en Europa y Estados Unidos”, recordó. Esa inyección de fondos marcó el inicio de una etapa de crecimiento acelerado.

Entre 2005 y 2008, la compañía protagonizó una serie de adquisiciones y operaciones financieras que consolidaron su presencia en el sector. “Fue una etapa de mucha adrenalina”, describió Mindlin. No había un plan a veinte años, sino una lógica de aprovechar cada oportunidad que el mercado ofrecía.

La cultura interna se transformó en un rasgo distintivo. “Los socios fundadores trabajamos todos los días acá, cuidando cada gasto como si fuera nuestro”, destacó. Esa cercanía con la gestión diaria, según Mindlin, marcó una diferencia clave frente a las multinacionales y a los grandes conglomerados corporativos.

El momento más desafiante llegó con la compra de Petrobras Argentina. En ese entonces, Pampa valía en bolsa unos 500 millones de dólares y la operación se concretó por 1.300 millones. “Fue un antes y un después”, afirmó. La magnitud de la transacción generó vértigo incluso dentro del propio equipo.

“Nos miramos y nos preguntamos si nos animábamos”, recordó. La respuesta fue afirmativa. La compra incorporó activos en generación eléctrica, petróleo, gas, refinación, petroquímica y operaciones internacionales. Esa operación terminó de consolidar a Pampa Energía como uno de los principales grupos del sector en Argentina.

Pampa Energía recibió la autorización comercial de tres aerogeneradores de PEPE VI

Pampa Energía, un símbolo de trabajo

Con el paso del tiempo, Mindlin decidió dejar la gerencia general para enfocarse en la estrategia. Gustavo Mariani asumió como CEO. “Me di cuenta de que ya no le prestaba la misma atención al día a día”, explicó. El cambio le permitió concentrarse en las grandes decisiones de inversión y crecimiento.

Hoy, Pampa Energía se encuentra en una posición diferente. “Ahora las oportunidades nos buscan a nosotros”, sostuvo. Cada nuevo proyecto es analizado con detalle, manteniendo una política estricta de liquidez y control del endeudamiento, dos principios que Mindlin considera fundamentales para operar en Argentina.

Para el empresario, el país sigue siendo una oportunidad. “Si sos cuidadoso con la deuda y mantenés liquidez, Argentina es una oportunidad”, afirmó. Reconoce los vaivenes económicos, pero insiste en que quien sabe leer esos ciclos puede transformar la inestabilidad en crecimiento sostenido.

Al mirar hacia atrás, Mindlin asegura que su mayor aprendizaje no está solo en las cifras. “Lo más importante es armar los equipos adecuados y pasarla bien”, concluyó. En ese recorrido, Pampa Energía dejó de ser un proyecto incipiente para convertirse en un actor central del negocio energético argentino.

SLB es el nuevo rey del fracking de Vaca Muerta

Los números de 2025 en el fracking de Vaca Muerta dejó varias cuestiones para analizar. La industria completó casi 24 mil etapas de fracturas en el segmento shale estableciendo un crecimiento del 34% con respecto al 2024. El nivel de actividad se mantuvo acorde a lo proyectado, pero hubo cambios de liderazgo entre las empresas de servicio.

Tal como viene informando eolomedia, SLB le arrebató el primer puesto a Halliburton en el fracking de la roca madre. La tendencia se consolidó en el segundo semestre ya que, en la primera parte del año, los trabajadores de mamelucos rojos mantuvieron el histórico liderazgo en las punciones por una diferencia mínima de 200 etapas de fractura. Esa distancia quedó en el olvido ni bien comenzó julio.

Según el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, seis empresas de servicio estuvieron presentes en Vaca Muerta en 2025. SLB y Halliburton fueron las más requeridas, Tenaris se consolidó en el tercer puesto y un nuevo actor irrumpió en la escena del shale neuquino.

SLB, el nuevo rey del fracking

En 2025, SLB se quedó con el trono de las etapas de fracturas. Los trabajadores de mamelucos azules completaron 9.312 operaciones frente a las 9.023 de Halliburton. Este crecimiento estuvo asociado a la implementación de tecnologías avanzadas, como el Dual Frac.

Las fracturas en simultaneo permitió que se realicen 401 punciones en un mes con un solo crew y reducir el tiempo muerto logrando incrementar la eficiencia operativa en un 26%. Además, el Real Time Intelligence Center de YPF le permitió obtener visibilidad y coordinación en tiempo real, optimizando la gestión de las operaciones en campo.

SLB cosechó cuatro clientes a lo largo de 2025. YPF fue la compañía que más requirió sus servicios. La empresa de mayoría estatal solicitó 6.350 etapas de fractura. Detrás se ubicó Vista Energy con 2.655 punciones, Capex con 202 etapas de fractura y Pampa Energía con 105 operaciones.

Dinamismo en las etapas de fractura

Halliburton fue quien dominó históricamente el fracking de Vaca Muerta y quién implementó por primera vez el Dual Frac en la Cuenca Neuquina. Es un peso pesado de la industria a nivel mundial y su nombre está asociado a la eficiencia.

En este marco, los trabajadores de mameluco rojo cosecharon 5.557 etapas de fractura en todo 2025 gracias a los trabajos solicitados por cinco compañías.

La principal operadora que requirió sus servicios fue YPF con 5.557 punciones. Detrás se ubicó Pampa Energía con 1.486 operaciones y Pluspetrol con 313. Además, completó 883 etapas de fractura para Shell y 784 para Chevron.

Asimismo, Tenaris se afianzó en el tercer puesto del fracking de Vaca Muerta. La compañía del Grupo Techint realizó tareas para tres compañías del shale neuquino y sumó 2.134 operaciones durante el año pasado. Las operadoras que requirieron sus equipamientos fueron Tecpetrol – su hermana del Grupo Techint- con 1.414 fracturas, TotalEnergies con 418 punciones y Phoenix Global Resources (PGR) con 302 operaciones.

Calfrac fue otra de las compañías que tuvo una fuerte presencia en Vaca Muerta. La compañía de mamelucos verdes realizó 1.740 operaciones en la roca madre que se explica gracias al trabajo completado para dos operadoras: YPF y Pan American Energy. Para la empresa de mayoría estatal realizó 531 etapas de fractura y para PAE completó 1.209 operaciones.

El visto bueno para Vaca Muerta Asimismo, rechazó la intención de invertir la carga probatoria y calificó de inverosímil el planteo según el cual correspondería a las empresas demostrar la inexistencia de daño ambiental. Para los jueces, la actora no justificó por qué estaría eximida de precisar las circunstancias de los hechos denunciados. El tribunal tampoco consideró suficiente el relevamiento técnico presentado por ASSUPA, al señalar que no menciona pasivos ambientales concretos ni vincula daños con eventos específicos atribuibles a los demandados. Con esa evaluación, la Corte descartó el pedido y mantuvo la continuidad de las operaciones en Vaca Muerta.

Un nuevo viejo actor

Servicios Petroleros Integrados (SPI) y Weatherford son los encargados de cerrar el listado de las empresas de servicio en Vaca Muerta. Sin embargo, hay que hacer una salvedad sobre el desempeño de ambas compañías.

En febrero, Pluspetrol adquirió la división de servicios de fractura de Weatherford, conocida como Newco. El acuerdo implicó que se respeten los compromisos comerciales asumidos con clientes y contratistas por parte de Weatherford. La compañía continuará proveyendo tecnologías y servicios en el país. De esta manera, Pluspetrol conformó su propia empresa de servicios que denominó SPI.

Según el documento de la Fundación Contactos Petroleros, Weatherford prestó servicios hasta abril mientras que SPI empezó sus tareas en mayo.

Los trabajadores de mameluco rojo realizaron 427 operaciones en la roca madre y todas fueron para Pluspetrol. En tanto, SPI realizó 1.148 etapas de fractura, todas ejecutadas para Pluspetrol.

Explosión en Vaca Muerta: récord de fracking, un líder indiscutido y un podio inesperado

El 2025 consolidó lo que se venía haciendo en Vaca Muerta. La industria siguió rompiendo récords y se prepara el terreno para el gran salto exportador de la mano de las obras de infraestructura que se vienen haciendo en la Cuenca Neuquina.

La actividad se mantuvo a tono a las proyecciones esperadas. La Fundación Contactos Petroleros adelantó que en 2025 se completarían unas 24 mil etapas de fractura en el segmento shale y las empresas no defraudaron. Es que según el registro que realiza Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, durante el año pasado se completaron 23.784 punciones.

El incremento de actividad con respecto a lo realizado en 2024 fue de 5.988 operaciones, lo que se traduce en un crecimiento del 34%.

Más allá de las proyecciones, el foco estuvo puesto en el desempeño de las compañías. En total 11 operaciones tuvieron participación en Vaca Muerta donde YPF siguió sacando una amplia diferencia con respecto al resto. Sin embargo, el tablero del fracking acuso diferentes movimientos para tener en cuenta para lo que viene.

Las primeras tres

YPF es la reina del shale argentino. La compañía de mayoría estatal sumó 12.438 etapas de fractura durante el año pasado, lo que significó el 52% de la actividad en Vaca Muerta. La actividad seguirá creciendo en 2026 de la mano de los activos adquiridos a TotalEnergies y la consolidación de sus tres pilares: Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica.

Vista Energy se consolidó como la segunda operadora más dinámica de Vaca Muerta. La compañía liderada por Miguel Galuccio logró 2.655 punciones. La cifra es el 11% del total de fracturas en el shale y encara el 2026 enfocada en seguir acelerando la actividad en sus bloques.

El batacazo estuvo a cargo de Pluspetrol. La compañía aumentó su actividad en un 52% y logró subirse al podio del fracking de la roca madre de la Cuenca Neuquina. La empresa de capitales nacionales registró 1.888 punciones, lo que se traduce en el 8% del total.

En Pluspetrol hay que hacer la salvedad que sus operaciones se dividen en dos entidades: Pluspetrol y Pluspetrol CN. La primera está destinada a la actividad en La Calera donde se realizaron 1.575 etapas de fractura y la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada) donde se llevaron a cabo 313 punciones.

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

Tres pesos pesados

El mapa del shale también arrojó otra sorpresa. Después de YPF, Pampa Energía fue la empresa que más creció en Vaca Muerta. Entre 2024 y 2025, la compañía creció aumentó 1.341 etapas de fractura. Esto se traduce que durante el año pasado registró 1.591 operaciones, lo que explica el 7% del total de las operaciones. La principal razón de este crecimiento fueron los trabajos en Rincón de Aranda, su ariete en el shale oil.

Otra de las compañías que explica el nuevo récord de Vaca Muerta es Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint sumó 1.414 operaciones, lo que se traduce en el 6% de las punciones en Vaca Muerta.

Mientras que Pan American Energy (PAE) registró 1.209 operaciones en la roca madre. Esto es el 5% del total.

Vaca Muerta y el objetivo de seguir creciendo

El ranking es cerrado por cinco compañías que no alcanzaron a superar las mil etapas de fractura. Sin embargo, sus tareas son vitales para el impulso de la actividad en la Cuenca Neuquina.

Shell cosechó 883 etapas de fractura, Chevron contabilizó 784 punciones, TotalEnergies sumó 418 operaciones, Phoenix Global Resources acumuló 302 fracturas y Capex contabilizó 202 punciones.

La actividad en Vaca Muerta no da señales de desaceleración. Según el relevamiento elaborado por Fundación Contactos Petroleros, las compañías podrían superar las 28 mil etapas de fractura en 2026, marcando un nuevo récord en la roca madre. Esto representaría un incremento interanual del 22%.

El fracking de Vaca Muerta aumentó un 34% en 2025

Vaca Muerta tiene la misión de llevar los niveles de actividad hidrocarburífera al siguiente nivel. La roca madre es el motor energético del país y se prepara para conquistar a la región de la mano de la sinergia, innovación y eficiencia que impulsan las empresas.

La mejor manera de observar este avance son los datos de las etapas de fractura en la Cuenca Neuquina. El informe de country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, establece que en 2025 se realizaron 23.784 punciones, lo que se traduce en un crecimiento del 34% con respecto al 2024. La diferencia entre un año y otro fue de 5.988 operaciones.

Si se desglosa los registros por mes se destaca que en enero se completaron 1.761 punciones, en febrero 1.978 operaciones, en marzo 1.960 fracturas, en abril -segunda marca top del año- se completaron 2.214 etapas, en mayo – cifra histórica para el shale- se realizaron 2.588 punciones y en junio se contabilizaron 1.968 operaciones.

En tanto, julio cerró con 1.793 punciones y en agosto se completaron 2.163 fracturas. Mientras que en septiembre se realizaron 1.831 punciones y en octubre las compañías completaron 2.020 etapas de fractura.

Noviembre fue un mes flojo con 1.762 operaciones y diciembre cerró el registro con 1.791 fracturas.

El fracking de Vaca Muerta en diciembre

El podio en Vaca Muerta

La actividad en diciembre no presentó grandes cambios con respecto a lo que se registró a lo largo del año. YPF fue la principal operadora en el shale. La compañía de mayoría estatal se anotó 778 punciones, lo que significa el 43% de las operaciones en Vaca Muerta.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 260 etapas de fractura. La compañía liderada por Miguel Galuccio se adjudicó el 15% del fracking en la Cuenca Neuquina.

El tercer lugar fue para Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint logró la marca de 201 operaciones, lo que significa el 11% de las etapas de fractura en la roca madre.

El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.

La actividad del último mes del año

El trabajo del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros también estableció que Pampa Energía registró 158 punciones, lo que explica el 9% del total de las operaciones.

Chevron, la única multinacional que registró actividad en diciembre, sumó 124 punciones. La misma cifra registró Pluspetrol, con la salvedad que sus operaciones se dividieron en dos entidades: Pluspetrol (115) y Pluspetrol CN (9). La primera está destinada a la actividad en La Calera mientras que la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada)

El registro fue cerrado por Phoenix Global Resources (PGR) con 87 etapas de fractura, lo que explica el 5% de las operaciones y por Pan American Energy (PAE) que sumó 59 punciones, que significó el 3% de las tareas en Vaca Muerta.

La Corte frenó un intento judicial que pudo paralizar Vaca Muerta

La Corte Suprema de Justicia de la Nación rechazó una medida cautelar que pretendía frenar la actividad en Vaca Muerta y confirmó la continuidad de las operaciones de petróleo y gas en la Cuenca Neuquina. La decisión alcanza también a desarrollos no convencionales ubicados en Río Negro y Mendoza, donde se extiende parte de la roca madre.

El fallo está fechado el 18 de diciembre y se conoció una semana después de que YPF anunciara que continuará explorando el sector mendocino con una nueva perforación en el bloque CN VII A.

El rechazo evita un freno generalizado a la industria. La Corte desestimó el planteo presentado por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (ASSUPA), que había solicitado una medida cautelar urgente contra compañías del sector como YPF, Chevron y Pampa Energía, además del Estado nacional y de varias provincias, entre ellas Neuquén, Mendoza Buenos Aires y La Pampa.

Las acciones pedidas incluían la recomposición progresiva de la zona en litigio y controles ambientales que, de prosperar, hubieran paralizado la actividad hidrocarburífera en toda la cuenca.

Para el tribunal, no hay razones que justifiquen la medida solicitada, ya que el reclamo no acreditó verosimilitud en el derecho ni peligro irreparable en la demora, requisitos mínimos de una tutela anticipada. En términos prácticos, el fallo evita que los proyectos queden sujetos a una suspensión judicial amplia pese a no haber sido denunciados de manera específica.

La resolución fue firmada por el presidente del tribunal, Horacio Rosatti, junto a los conjueces Luis Renato Rabbi Baldi Cabanillas, Silvina Andalaf Casiello y Rocío Alcalá, convocados especialmente para intervenir en este expediente.

Las razones del rechazo

Uno de los argumentos centrales fue la falta de delimitación precisa del reclamo. Según la Corte, ASSUPA no localizó con claridad los hechos contaminantes invocados y se limitó a identificar en forma genérica a la Cuenca Neuquina como zona en conflicto.

Para el tribunal, determinar con precisión el área supuestamente afectada era indispensable para admitir la medida precautoria, ya que su competencia en materia ambiental se restringe a daños interjurisdiccionales.

En ese sentido, los jueces advirtieron que la actora no explicó de qué manera el caso involucraba problemas ambientales compartidos por más de una jurisdicción. Ese punto resulta relevante para Río Negro y Mendoza, ya que los hechos se apoyaron en información ambiental proveniente de Neuquén, sin describir impactos concretos en otras provincias.

El tribunal también cuestionó la prueba aportada. Señaló que el informe de la Subsecretaría de Ambiente de Neuquén citado por la organización no fue acompañado a la demanda, y que su sola mención permite inferir que los supuestos incidentes habrían ocurrido únicamente en esa provincia.

Vaca Muerta y la mirada sobre la reforma laboral.

El visto bueno para Vaca Muerta

Asimismo, rechazó la intención de invertir la carga probatoria y calificó de inverosímil el planteo según el cual correspondería a las empresas demostrar la inexistencia de daño ambiental. Para los jueces, la actora no justificó por qué estaría eximida de precisar las circunstancias de los hechos denunciados.

El tribunal tampoco consideró suficiente el relevamiento técnico presentado por ASSUPA, al señalar que no menciona pasivos ambientales concretos ni vincula daños con eventos específicos atribuibles a los demandados. Con esa evaluación, la Corte descartó el pedido y mantuvo la continuidad de las operaciones en Vaca Muerta.

Crown Point lanza un plan de inversión de U$S 200 millones en Chubut

Crown Point Energy comenzó oficialmente a operar los yacimientos convencionales El Tordillo, Puesto Quiroga y La Tapera, ubicados en la provincia de Chubut. La compañía cerró la adquisición del paquete completo que pertenecía a Tecpetrol, YPF y previamente a Pampa Energía, consolidando así una posición dominante sobre activos estratégicos del Golfo San Jorge.

La empresa informó que la operación se concretó por U$S 65 millones, en línea con el acuerdo anunciado semanas atrás, sumado al pago previo por la participación de Pampa Energía. De esta manera, alcanzó un control operativo del 95% sobre las concesiones.

Según Crown Point, “ha completado la operación de adquisición de los yacimientos convencionales El Tordillo y las áreas complementarias La Tapera y Puesto Quiroga”, un paso clave en su estrategia de expansión en la cuenca.

La transferencia de la operación fue aprobada por las autoridades provinciales y entró en vigencia el 1 de diciembre de 2025, habilitando a la compañía a tomar control total de la actividad diaria en los campos.

Un paquete de activos clave para el crecimiento de la compañía

Las áreas adquiridas abarcan 113.325 acres y se encuentran a unos 40 kilómetros de Comodoro Rivadavia. Se trata de un bloque maduro, con instalaciones existentes y acceso a infraestructura crítica como oleoductos, gasoductos y participación en la terminal offshore operada por Terminales Marítimas Patagónicas.

En el comunicado enviado a la CNV, la empresa destacó que “el 95% de la participación en las Concesiones Chubut produjo un promedio de aproximadamente 5.020 boe por día” durante los primeros nueve meses del año. Este volumen provino de 4.500 barriles diarios de petróleo liviano y mediano y 3.130 mcf por día de gas natural.

Crown Point explicó que pagó una contraprestación en efectivo de U$S 57,9 millones, luego de los ajustes, y confirmó que la compra se financió parcialmente mediante un préstamo de U$S 30 millones aportado por Liminar Energía, su accionista mayoritario. Además, podría corresponder un pago contingente adicional de hasta U$S 3,5 millones a Pampa Energía.

La empresa subrayó que esta operación “fortalece la posición de Crown Point en Argentina” y consolida un perfil productivo más robusto en petróleo y gas convencional.

El plan de Crown Point para reactivar la producción

Con la operación ya en sus manos, Crown Point lanzó un ambicioso programa de inversiones para los próximos meses. El objetivo es aumentar la producción mediante trabajos de recompletación, mantenimiento y perforación de nuevos pozos.

La compañía confirmó que destinará U$S 200 millones para “el desarrollo, mantenimiento y optimización de los yacimientos, con el propósito de sostener y aumentar la producción”.

El plan incluye 28 trabajos de workover, además de la llegada de una torre de perforación que permitirá reactivar la campaña exploratoria y productiva en áreas que no se perforan desde hace años.

La empresa considera que estas acciones serán decisivas para “recuperar y elevar la curva de producción en los próximos meses”, en un contexto en el que la cuenca del Golfo San Jorge busca estabilidad y nuevas inversiones.

Además del impacto energético, la compañía destacó que la operación garantiza “la estabilidad laboral en la región, preservando los puestos de trabajo vinculados al yacimiento”, un punto valorado por el gobierno de Chubut y los gremios del sector.

Crown Point acelera en Chubut.

Consolidación en el Golfo San Jorge y estrategia de largo plazo

La adquisición del paquete completo de El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga representa un salto estratégico para Crown Point, que pasa a operar uno de los yacimientos convencionales más emblemáticos de la región. Los bloques comenzaron a producir en 1958 y mantienen un potencial significativo para técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

La empresa detalló que las adquisiciones se enmarcan en un plan de consolidación que busca maximizar el valor de los activos maduros mediante una combinación de inversión sostenida, optimización operativa y reingeniería de pozos.

Crown Point también invitó a los inversores a consultar los Hechos Relevantes publicados el 5 de junio, 7 de octubre y 14 de noviembre de 2025, donde se detallan los términos del préstamo y las condiciones de la compra.

La compañía aseguró que continuará informando los avances de la reactivación y los resultados de las nuevas intervenciones en los pozos, una vez que la campaña de workovers y perforación esté en marcha.

Noviembre fue uno de los meses más apagados para la actividad en Vaca Muerta

Aunque Vaca Muerta continúa encadenando hitos productivos, noviembre terminó destacándose por el retroceso en el ritmo de operaciones. El mes cerró con 1.762 etapas de fractura, una cifra que solo supera a enero —con 1.761 punciones— y se mantiene por debajo del registro de marzo, cuando se contabilizaron 1.960 fracturas.

A lo largo del año, las operadoras concretaron 22.045 etapas de fractura en la roca madre, con un fuerte predominio del segmento petrolero, que explica el 85% de la actividad acumulada.

El informe mensual elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, confirma que siete empresas tuvieron actividad durante noviembre. YPF volvió a encabezar el movimiento del shale con 934 etapas de fractura, lo que representa el 53% del total realizado en la formación no convencional.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 201 operaciones, seguida por Pampa Energía, que cerró el podio con 196 punciones. Más atrás se posicionaron Pluspetrol, con 172 etapas, y Tecpetrol, con 146. Por debajo del centenar quedaron Chevron, con 82 fracturas, y Phoenix Global Resources, que aportó 31.

El mapa de los servicios en Vaca Muerta

En el segmento de compañías de servicio, SLB volvió a liderar con claridad el fracking en Vaca Muerta. Sus equipos completaron 746 etapas, distribuidas entre 545 para YPF y 201 para Vista Energy.

Halliburton quedó como su competidora más cercana con 667 punciones, de las cuales 389 se realizaron para YPF, 196 para Pampa Energía y 82 para Chevron.

Tenaris tuvo un mes particularmente activo, con 177 operaciones: 146 destinadas a Tecpetrol —su socia dentro del Grupo Techint— y 31 para Phoenix Global Resources.

El listado se completa con Servicios Petroleros Integrados (SPI), la firma creada por Pluspetrol tras la compra de los activos de fractura de Weatherford en el país. La compañía aportó 172 punciones en noviembre.

Cómo se movió el fracking mes a mes

El relevamiento de Fucello, también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, permite trazar la evolución mensual del fracking en Vaca Muerta durante 2024.

Enero cerró con 1.761 punciones; febrero escaló a 1.978; marzo sumó 1.960; y abril logró una de las marcas más altas del año con 2.214 etapas. Mayo se consolidó como un mes histórico para el shale, alcanzando 2.588 punciones, mientras que junio registró 1.968.

En la segunda mitad del año, julio marcó 1.793 operaciones y agosto volvió a trepar con 2.163 fracturas. En septiembre se realizaron 1.831 etapas y octubre completó 2.020 punciones.

Noviembre, con sus 1.762 operaciones, quedó entre los meses de menor actividad y ahora todas las miradas apuntan a diciembre para completar el balance anual del fracking en Vaca Muerta.

Southern Energy aseguró ventas de GNL por U$S 7.000 millones a Alemania

Southern Energy avanzó en la internacionalización del gas argentino tras alcanzar un acuerdo histórico con la estatal alemana SEFE para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). El consorcio SESA integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG selló un compromiso comercial de largo plazo que marca un punto de inflexión en la estrategia exportadora de Vaca Muerta.

La operación implica la venta de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años. Los envíos comenzarán a fines de 2027, cuando el primer buque de licuefacción esté operativo en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro. Se trata del mayor contrato de exportación de GNL firmado por Argentina tanto en volumen como en duración, y coloca al país en una posición más relevante dentro del abastecimiento energético europeo.

Según estimaciones del consorcio, el valor total del acuerdo podría superar los USD 7.000 millones, sujeto a la evolución de los precios internacionales. Además de aportar divisas en un período prolongado, el compromiso garantiza demanda sostenida para el gas producido en Vaca Muerta y consolida su rol como plataforma para el desarrollo exportador.

Un contrato que marca un antes y un después

El acuerdo, enmarcado en un “Heads of Agreement”, representa un paso clave para la estrategia global de SESA. El consorcio prevé que las exportaciones desde Río Negro sean el puntal para consolidar a Argentina como proveedor confiable en un mercado que busca diversificar sus fuentes de abastecimiento tras la crisis energética en Europa.

El buque “Hilli Episeyo”, pieza central del proyecto, será el primero de los dos barcos de licuefacción que Southern Energy instalará en la zona. La venta comprometida con SEFE representa más del 80% de su capacidad anual, estimada en 2,45 millones de toneladas. Con la llegada del segundo buque, la capacidad total del proyecto alcanzará las 6 millones de toneladas anuales.

Durante la firma participaron ejecutivos de todas las compañías que integran el consorcio. Entre ellos estuvieron Marcos Bulgheroni, CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martín Rueda, managing director de Harbour Energy Argentina; y Federico Petersen, chief commercial officer de Golar LNG.

Rodolfo Freyre, chairman de Southern Energy, destacó la trascendencia del acuerdo al afirmar que permitirá concretar la primera exportación a gran escala de GNL desde Argentina, un paso decisivo para expandir el desarrollo de las reservas gasíferas nacionales. Desde SEFE, Frédéric Barnaud remarcó que este es el primer contrato de GNL de la compañía con un proveedor sudamericano, lo que refuerza su estrategia de diversificación geográfica y la seguridad energética del continente.

Un proyecto estratégico para Río Negro y para Argentina

Southern Energy confirmó que la inversión total estimada del proyecto supera los USD 15.000 millones. El objetivo es operar durante al menos veinte años desde la costa rionegrina, en un esquema que combina infraestructura flotante, logística marítima y contratos de mediano y largo plazo.

Entre 2027 y 2035, el consorcio proyecta exportaciones superiores a los USD 20.000 millones. La ejecución del proyecto también generará alrededor de 1.900 empleos directos e indirectos en la etapa de construcción, con un fuerte enfoque en proveedores locales y mano de obra de Río Negro.

Crown Point comenzará a operar El Tordillo el 1 de diciembre

Crown Point iniciará el 1 de diciembre la operación del yacimiento El Tordillo, luego de que el gobernador Ignacio Torres y el presidente de Petrominera, Héctor Millar, firmaran el decreto 1479/2025. La resolución también habilita a la compañía a tomar control del bloque La Tapera–Puesto Quiroga, consolidando su desembarco en la Cuenca del Golfo San Jorge.

El anuncio generó expectativas entre la comisión directiva, delegados y contratistas vinculados a las operaciones que antes lideraba Tecpetrol. Petrominera acompañó formalmente la decisión. Millar avaló la entrada de Crown Point como único operador, en línea con lo establecido por el decreto provincial. El ingreso marca el inicio de una nueva etapa en uno de los yacimientos convencionales más relevantes del norte de Chubut.

Plan operativo: 28 workovers y nuevas perforaciones

La empresa anunció que desplegará un plan de reactivación que incluye 28 workovers, incorporación de un equipo adicional y el posterior arribo de una torre perforadora. El objetivo es sostener e incrementar la producción de áreas que, pese a su madurez, mantienen un peso estratégico en la cuenca.

El esquema forma parte de una transición que apunta a acelerar la actividad desde el primer trimestre de 2026. Crown Point busca recuperar la curva de producción y optimizar la infraestructura existente tras la salida de Tecpetrol, YPF y Pampa Energía.

Un préstamo para cerrar la compra de los activos

El desembarco operativo se respalda con un financiamiento clave: un préstamo de 30 millones de dólares firmado con Liminar Energía. La empresa informó a la Comisión Nacional de Valores que el crédito —suscripto el 11 de noviembre— se pagará en pesos, devengará una tasa del 10% anual y vencerá el 1 de noviembre de 2027, con cancelación en un solo pago.

Este instrumento permite completar el precio de compra de las participaciones de Tecpetrol e YPF en El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga. Se trata de activos maduros pero productivos, que promedian 5.449 barriles equivalentes diarios entre petróleo y gas.

La operación total podría alcanzar 61,4 millones de dólares si se incluyen inventarios y una contraprestación variable ligada a la performance del gas comercializado. El valor base asciende a 57,9 millones de dólares, con 3,5 millones de dólares adicionales sujetos al rendimiento.

Con este respaldo financiero, Crown Point busca consolidarse como un jugador relevante en la producción convencional del Golfo San Jorge y abrir una nueva etapa de inversiones en Chubut.