Vaca Muerta: quiénes dominan el fracking en el shale

En solo nueve meses, Vaca Muerta superó todas las fracturas registradas durante 2024. Las empresas completaron 1.831 etapas de fractura en septiembre, alcanzando 18.263 en lo que va de 2025, por encima de las 17.814 operaciones realizadas en todo el año anterior.

Aunque la actividad bajó un 18% respecto de agosto, el nivel de trabajo sigue siendo muy superior al del mismo período del año pasado, cuando se registraron 1.403 fracturas. Además, el promedio mensual de 2025 se mantiene en 2.029 etapas, un récord histórico para la formación.

Los jugadores de peso del shale

Según el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, YPF se consolida como la líder absoluta del fracking en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal acumula 9.715 etapas de fractura, lo que equivale al 53% de toda la actividad.

Si bien YPF marca el rumbo en materia de innovación y desarrollo, el segmento no convencional cuenta con otros actores de peso. En total, once operadoras solicitaron punciones en la roca madre neuquina, lo que refleja la madurez del ecosistema productivo.

En segundo lugar aparece Vista Energy, la compañía dirigida por Miguel Galuccio, con 1.966 operaciones, equivalentes al 11% del total.
El tercer puesto es para Pluspetrol, que sigue expandiéndose en el shale a través del desarrollo de La Calera y los activos adquiridos a ExxonMobil. Hasta el momento, completó 1.218 etapas, el 7% del total.

Detrás se ubica Pan American Energy (PAE), con 1.150 punciones, responsables del 6% de la actividad.
Un escalón más abajo está Pampa Energía, que también representa el 6% del total, con 1.102 fracturas.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

El mapa operativo de Vaca Muerta

Superar las mil fracturas anuales ya se convirtió en un estándar dentro del shale argentino. Las operadoras continúan creciendo impulsadas por la eficiencia, la tecnología y la innovación aplicada a cada etapa.

El informe de Fucello, también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, destaca que Shell, Tecpetrol y Chevron mantienen una actividad sostenida en sus respectivos bloques.

Shell suma 879 etapas de fractura, equivalentes al 5% del total, mientras que Tecpetrol continúa escalando en el shale con 782 punciones (4%).
Por su parte, Chevron, una de las supermajors más activas en la región, registra 544 operaciones, lo que representa el 3% de la actividad total.

Protagonistas en expansión

El relevamiento cierra con las operaciones de TotalEnergies, Phoenix Global Resources y Capsa–Capex, que en conjunto completan el 5% de las fracturas realizadas en Vaca Muerta.
Dentro de ese grupo, TotalEnergies y Phoenix, la compañía liderada por Pablo Bizzotto, concentran un 2% cada una, mientras que Capsa se queda con el 1% restante.

En números concretos, TotalEnergies completó 418 etapas, Phoenix registró 280 punciones y Capsa alcanzó 202 operaciones.
El mapa del fracking neuquino confirma así un escenario en expansión, con compañías que apuestan por la eficiencia y la productividad en uno de los polos energéticos más dinámicos de América Latina.

Drones, datos y operación remota: la revolución digital que impulsa PAE

La Expo Industrial de Comodoro Rivadavia reunió a referentes de la industria energética en un espacio donde la tecnología y la innovación marcaron el pulso del debate. En el panel “Transformación Digital, innovación en procesos productivos”, Sebastián Federico, gerente del Centro de Operación Remota (COR) de Pan American Energy (PAE), compartió la experiencia de la compañía en Cerro Dragón, el mayor yacimiento convencional del país.

“Estamos lejos de que la Cuenca deje de existir. Es la Cuenca convencional más grande de la Argentina”, afirmó Federico, quien destacó que, lejos de un declive, la región atraviesa una “etapa de madurez inicial”.

Innovación y eficiencia en Cerro Dragón

Con la magnitud de su producción, Cerro Dragón enfrenta desafíos de escala que requieren nuevas herramientas. Según Federico, la clave está en la combinación de tres pilares: eficiencia, tecnología e innovación.

“Cerro Dragón necesita combinar eficiencia, tecnología e innovación. Esos tres pilares llevaron a PAE a crear el centro integrado de operaciones”, explicó. El COR se convirtió en una referencia en la industria y ha recibido visitas de especialistas nacionales e internacionales, interesados en un modelo gestado íntegramente con recursos locales.

La digitalización permitió abandonar esquemas tradicionales de supervisión. Antes, las decisiones eran descentralizadas, con operarios recorriendo largas distancias para realizar tareas rutinarias. Hoy, el modelo remoto en tiempo real ofrece anticipación y adaptabilidad, con resultados contundentes en reducción de costos y aumento de producción.

El modelo PAE: decisiones en tiempo real

El COR permite tomar decisiones instantáneas frente a desvíos en la operación. Federico lo definió como una “estrategia dual”: una operación centralizada en tiempo real y un monitoreo remoto de campo. “Este tipo de estrategia nos permite ganar un pozo por día”, subrayó.

El impacto es concreto: un operador remoto puede abrir o cerrar una válvula desde el centro, tarea que antes requería recorrer hasta 20 kilómetros. También, con la digitalización de balances de agua, el retraso de dos días en la información pasó a ser inmediato.

“Más que en plata, nos gusta medir en producción. Porque lo que ocurre en dólares depende de contextos y mercados”, sostuvo. La eficiencia operativa también se refleja en la reducción de recorridos: de dos millones de kilómetros por mes, el control de campo bajó a la mitad, con una meta de seguir reduciéndolos.

Supervisión inteligente y drones en campo

Uno de los avances más significativos fue la incorporación de drones y cámaras inteligentes para la supervisión. “No tiene sentido que la gente ande dando vueltas en el campo para ver si encuentra algo”, explicó Federico. Actualmente, diez drones recorren los pozos y generan datos en tiempo real. El objetivo es llegar a 40 unidades para cubrir toda la extensión de Cerro Dragón.

Cuando un dron detecta una irregularidad, dispara automáticamente una orden de trabajo. Esta tecnología no solo minimiza la exposición de los trabajadores a climas extremos, sino que también agiliza la respuesta operativa.

En paralelo, las cámaras térmicas instaladas en el yacimiento detectan fallas invisibles al ojo humano, como un caño pinchado. “Le cambiamos la función a la gente que está en el campo. El operador sigue estando, pero ahora con un rol distinto, potenciado por la tecnología”, destacó Federico.

La seguridad también se vio reforzada con herramientas de conectividad. PAE instaló antenas de Starlink en las camionetas del yacimiento, junto con el sistema Drixit, que detecta anomalías de salud y emite alertas si un trabajador permanece inmóvil durante más de cinco minutos.

“La idea no es controlar a la gente, sino darle herramientas para que pueda trabajar en el campo”, aclaró Federico. Con este modelo, los traslados se redujeron, lo que aliviana el tránsito en la Ruta 26 y disminuye riesgos.

En cuanto al impacto laboral, Federico fue contundente: “La tecnología viene a potenciar a las personas”. Los operarios de campo se transformaron en operadores remotos, mientras que drones y cámaras realizan las tareas rutinarias. Los trabajadores se concentran en funciones de mayor valor agregado y surgen nuevas especializaciones.

Un cambio cultural en la Cuenca

La reconversión laboral, resaltó Federico, requiere tanto aptitud como actitud. “Los operadores multifunción ejecutan tareas de valor agregado. Y aparecen nuevas especializadas. Las operaciones remotas toman una nueva magnitud. Lo que pasa con la gente es que hay que reconvertirse”, aseguró.

Para el ejecutivo, la innovación ya no es una opción, sino una necesidad. “Quizás muchos se sentían cómodos en un modelo tradicional, pero la generación que viene nace innovando. Es necesario innovar”, remarcó.

La experiencia del COR en Cerro Dragón, con fibra óptica, radioenlaces, drones, cámaras inteligentes y conectividad satelital, muestra cómo la transformación digital redefine el futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Era un sueño crear este centro. Hoy nos visitan colegas de la industria de todo el mundo para ver cómo lo hicimos. Y lo logramos con recursos locales”, concluyó Federico.

Chubut vuelve a la carga con el reclamo de la eliminación de las retenciones a las exportaciones

El reclamo por la eliminación de las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos volvió a concentrar a gremios, autoridades del Gobierno de Chubut y municipales en Comodoro Rivadavia. Durante un encuentro de alto nivel, se planteó la necesidad de avanzar en medidas concretas para sostener la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, considerada estratégica para el empleo y las inversiones.

La reunión contó con la presencia de los principales referentes sindicales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción. También participaron funcionarios provinciales y municipales, quienes remarcaron que el sostenimiento de la cuenca requiere un alivio impositivo que incentive a las operadoras a incrementar su producción y plan de inversiones en la región.

El reclamo de Chubut

Los gremios remarcaron que tanto la Provincia como los trabajadores ya cumplieron con compromisos previos en materia de regalías y productividad. Ahora, sostienen, es necesario que el Gobierno Nacional elimine los derechos de exportación, una medida que podría generar nuevas inversiones y garantizar el futuro de los yacimientos convencionales en Chubut.

Entre los participantes estuvieron Jorge Ávila, del Sindicato del Petróleo y Gas Privado; Jorge Taboada, de Camioneros; José Llugdar, de Petroleros Jerárquicos; y Raúl Silva, de la UOCRA. Todos coincidieron en que la continuidad de la actividad depende de reglas claras que aseguren previsibilidad, así como de un esquema impositivo más competitivo para la región.

Compromiso de las operadoras e impacto en la inversión

Desde el sector provincial se transmitió que existe un compromiso escrito de las empresas para reinvertir cada dólar adicional derivado de la baja de retenciones en nuevos proyectos. Según se indicó, esta condición garantizaría que los beneficios fiscales se traduzcan en mayor actividad económica, puestos de trabajo e incremento de la perforación en áreas convencionales.

Además de repasar los planes de inversión comprometidos para este año, se presentó un avance preliminar de los proyectos proyectados hasta 2026. En esa línea, se destacó que los trabajos de perforación y exploración, como los encarados por Pan American Energy, son clave para revitalizar la cuenca y generar un efecto multiplicador sobre la economía regional.

En el caso de los yacimientos Manantiales Behr y El Tordillo, se informó que las cesiones de áreas deberán estar acompañadas de planes de inversión superadores. El objetivo es que los acuerdos impliquen beneficios concretos para los trabajadores y para la economía de Chubut, garantizando que los compromisos empresariales se transformen en empleo y desarrollo local.

En paralelo, se anticiparon encuentros con directivos de YPF, encabezados por su presidente Horacio Marín, para discutir proyecciones ambientales, laborales y de inversión vinculadas a Manantiales Behr. Según lo adelantado, el Gobierno Provincial exigirá que las empresas interesadas presenten planes que prioricen la generación de empleo y el desarrollo sustentable en la cuenca.

Los funcionarios señalaron que algunas inversiones generan un impacto laboral limitado, mientras que otras multiplican la cantidad de puestos con el mismo presupuesto. Por esa razón, se busca analizar detalladamente los compromisos presentados por las operadoras, en conjunto con los gremios, para priorizar aquellos que ofrezcan mayor beneficio económico y social.

Avances en la Ley de Compre Local

Otro de los ejes del encuentro fue la implementación de la iniciativa Compre Local. Gremios, gobierno y empresas coincidieron en la necesidad de establecer un marco normativo que priorice a proveedores y trabajadores de la región. La propuesta apunta a mitigar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional y a fortalecer el entramado productivo local.

Se anticipó que el proyecto de Ley será elevado a la Legislatura una vez alcanzado el consenso necesario entre todos los sectores. La intención es evitar fallas jurídicas que comprometan su aplicación, tomando como referencia experiencias exitosas en provincias vecinas y descartando modelos que fueron declarados inconstitucionales.

Desde el ámbito gremial se resaltó que el objetivo principal es asegurar que la mayor cantidad de trabajo quede en manos de la gente de la provincia. En ese sentido, se elaboraron borradores iniciales que serán discutidos con las cámaras empresarias y organizaciones de trabajadores, buscando un acuerdo amplio que garantice su efectividad a largo plazo.

Vaca Muerta ya superó todas las fracturas de 2024 en solo nueve meses

Septiembre marcó un nuevo hito para Vaca Muerta. Aunque el ritmo de fracturas se redujo 18% respecto de agosto, la actividad acumulada en 2025 ya superó todo el registro del año anterior. Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, se alcanzaron 1.831 punciones en el noveno mes del año, lo que elevó el total anual a 18.263 etapas de fractura. Así, se dejó atrás la marca de 17.814 operaciones completadas en todo 2024.

En comparación con septiembre del año pasado, cuando se hicieron 1.403 fracturas, el crecimiento es contundente. Además, el promedio mensual de 2025 se ubica en 2.029 etapas, consolidando un ritmo de desarrollo más alto que en años previos.

El liderazgo en Vaca Muerta

YPF volvió a ser la compañía que marcó el pulso del shale. La empresa de mayoría estatal completó 1.147 fracturas en septiembre, equivalente al 63% de la actividad. En segundo lugar se ubicó Pluspetrol, con 280 operaciones (15% del total), mientras que Vista Energy completó 150 etapas, que representan el 8% del registro mensual.

Más atrás aparecieron Phoenix Global Resources con 96 fracturas y Pampa Energía con 93, cada una con el 5% de participación. Shell aportó 47 operaciones (3%) y Pan American Energy (PAE) cerró el listado con 18 etapas, es decir, el 1% de la actividad total de septiembre.

Empresas de servicio: disputa cerrada en la cima

El mapa de proveedores no mostró grandes variaciones. SLB mantuvo el liderazgo que le había arrebatado a Halliburton, aunque en septiembre la diferencia fue mínima. La primera completó 794 fracturas, mientras que la segunda realizó 785. En conjunto, ambas concentraron el 86% de la actividad de Vaca Muerta, con un 43% cada una.

Servicios Petroleros Integrados (SPI), creada por Pluspetrol tras la adquisición de los activos de Weatherford en el país, sumó 216 etapas de fractura. Tenaris completó 96 operaciones, equivalentes al 5% del total, y Calfrac cerró con 18 fracturas, representando el 1% de la actividad.

La evolución mes a mes

El informe de Fucello, también presidente de la Fundación Contactos Energéticos, detalló el ritmo de fracturas durante 2025. En enero se completaron 1.761 operaciones, en febrero 1.978 y en marzo 1.960. Abril marcó la segunda cifra más alta del año con 2.214 etapas, mientras que mayo alcanzó un récord histórico para el shale con 2.588 fracturas.

En junio se contabilizaron 1.968 operaciones, en julio 1.793 y en agosto 2.163. Con las 1.831 etapas registradas en septiembre, el acumulado anual ya superó la totalidad de 2024, confirmando la consolidación de un año de máxima actividad en la formación no convencional más importante del país.

El plan de Southern Energy para el Hilli Episeyo: gas estacional y luego conexión directa con Vaca Muerta

Las reservas de Vaca Muerta es la clave para el futuro de la matriz energética de la región y el mundo. El gas natural licuado (GNL) es la llave para destrabar el potencial sin explorar de la roca madre y abrir un sinfín de posibilidades para la industria hidrocarburífera. El futuro estará marcado por los buques Hilli Episeyo y MKII.

En este marco, el vicepresidente de Gas Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy (PAE), Rodolfo Freyre, explicó que el Hilli Episeyo será abastecido de manera estacional al inicio, pero el objetivo es que a partir de 2028 cuente con un gasoducto dedicado desde la formación neuquina.

Según Freyre, esta etapa de transición permitirá ganar tiempo mientras se completan las obras de infraestructura necesarias para garantizar un suministro estable durante todo el año. “La concepción inicial del Hilli fue usar transporte estacional disponible en el sistema. Eso tenía que durar un momento relativamente corto, para después pasar a una fase de operación continua”, aseguró durante el evento Energía & Minería, organizado por Ambito.

Un mercado que exige competitividad

El directivo resaltó que la clave para que Argentina se posicione como jugador global de GNL está en mejorar la competitividad. Los precios internacionales del petróleo y del gas presentan una volatilidad que obliga a las compañías a trabajar con eficiencia para sostener proyectos de gran escala.

“Comparando 2024 con 2025, los precios internacionales muestran una caída de 80 a 65 dólares por barril. Ese escenario nos exige ser más productivos y eficientes”, señaló Freyre. También recordó que en Estados Unidos, el potencial competidor de Argentina, la actividad de perforación bajó un 10% en el último año, lo que refleja una tendencia mundial de optimización de recursos.

La magnitud de Vaca Muerta aparece como el gran diferencial de Argentina. Solo en 2024 la producción de gas natural alcanzó los 160 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales 125 millones provinieron mayormente de la roca madre. “Vaca Muerta no llegó a su techo, ni cerca. Todavía hay un enorme margen para crecer”, afirmó.

Para sostener esa expansión, Freyre destacó la necesidad de un trabajo articulado entre la industria, los gobiernos y los sindicatos. “Lo que nos permitirá colocar productos en el mundo de manera competitiva es la colaboración y el desarrollo de infraestructura de largo plazo, como gasoductos y plantas de licuefacción”, destacó.

SESA recibió el visto bueno para exportar GNL desde Vaca Muerta.

Gas como firma nacional

Otro de los puntos centrales para viabilizar el proyecto del Hilli Episeyo y su continuidad es el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Según Freyre, sin este marco regulatorio sería imposible avanzar con iniciativas como los barcos flotantes de Southern Energy.

“El RIGI es un elemento fundamental porque elimina trabas impositivas y ofrece seguridad jurídica a los clientes internacionales. Por ejemplo, es imposible competir con Estados Unidos si tenemos un 8% de derechos de exportación. El RIGI corrige esa desventaja”, subrayó.

La confianza de los clientes internacionales también depende de la solidez del marco regulatorio y del cumplimiento de permisos ambientales. PAE ya obtuvo todas las aprobaciones necesarias para el Hilli Episeyo y avanza en el proceso del segundo barco, el MK2, tras una audiencia pública realizada recientemente.

“Cuando le contás al cliente que tenés permisos de exportación por 30 años, que contás con estudios ambientales aprobados y con el respaldo del RIGI, te miran distinto. Los contratos de GNL se firman a largo plazo y requieren certezas”, explicó Freyre.

Ducto dedicado para 2028

El plan de Southern Energy contempla que, a partir de 2028, el Hilli Episeyo y el MK2 cuenten con un gasoducto exclusivo desde Tratayén hasta San Antonio Este, en Río Negro. Ese ducto garantizará el suministro estable y permitirá operar los buques de forma continua, sin depender del sistema actual.

“Lo que está claro es que necesitamos el gasoducto sí o sí. El Hilli arrancará en modo estacional durante el verano, pero la idea es que pase al esquema de operación continua en el primer invierno, con gas proveniente directamente de Vaca Muerta”, afirmó Freyre.

El volumen comprometido en los contratos de Southern Energy alcanza los 6 millones de toneladas de GNL anuales por 30 años, lo que equivale a 9 TCF de gas. En comparación, Argentina cuenta con recursos estimados en 300 TCF. “Estamos en una fase inicial. El desafío es no dejar esos recursos bajo tierra y convertirlos en valor para todos los argentinos”, enfatizó.

A medida que la Argentina se inserta en el mercado global del GNL, la mirada internacional comienza a cambiar. “El interés por un nuevo polo de exportación es muy alto. Argentina aparece como un proveedor confiable y con ventajas geopolíticas frente a otras regiones del mundo”, consideró Freyre.

Río Negro aprueba la primera concesión no convencional con PAE y Tango Energy

La provincia de Río Negro marcó un hito en su historia hidrocarburífera al otorgar la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en su territorio. La beneficiada es el área Loma Guadalosa, que será operada por Pan American Energy (PAE) junto con Tango Energy Argentina, compañía liderada por el ex YPF Pablo Iuliano.

El decreto provincial N° 827 habilita la reconversión del bloque por un plazo de 35 años, transformando una concesión convencional en un proyecto no convencional que apunta a la formación Vaca Muerta. Con esta decisión, Río Negro se suma con fuerza a la ola de inversiones que dinamizan la Cuenca Neuquina.

Un plan piloto millonario en Loma Guadalosa

Las compañías anunciaron un plan piloto de 36 millones de dólares que contempla la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral. El primero comenzará en 2026 e incluirá además un pozo vertical de igual profundidad.

Este piloto, que se extenderá por tres años, servirá para evaluar la productividad de la formación. Según los resultados, el desarrollo podría escalar hasta 44 pozos horizontales adicionales, consolidando a Loma Guadalosa como un nuevo polo de producción no convencional.

El área, ubicada a 60 kilómetros de Cipolletti y con una superficie de 101 km², cuenta con recursos prospectivos estimados en 48 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBOE).

Impacto económico y regalías para la provincia

El desarrollo no solo promete inversiones millonarias sino también mayores ingresos en regalías para Río Negro, generación de empleo local y un nuevo flujo de proveedores regionales. Además, la provincia recibirá un 2,5% del volumen total de hidrocarburos producidos en la CENCH, a través de su participación en la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial (EDHIPSA).

Previo a la reconversión, la concesión estaba en manos de Petrolera Aconcagua Energía, ahora bajo control de TANGO, junto con EDHIPSA. El decreto también aprobó la nueva distribución de participaciones: PAE retiene el 65% como operador, mientras que TANGO conserva el 35% restante.

Río Negro se suma al mapa del shale

Con este paso, la provincia se suma al grupo de jurisdicciones con proyectos no convencionales en marcha, un terreno hasta ahora dominado por Neuquén. El éxito del plan piloto será clave para definir la magnitud de las futuras inversiones y la consolidación de Río Negro como actor dentro del desarrollo de Vaca Muerta.

El segundo buque de Southern Energy traerá divisas por 20.000 millones hasta 2035

La empresa Southern Energy (SESA), integrada por YPF, Pan American Energy, Pampa Energía y Harbor Energy junto con la noruega Golar LNG, presentó en el gimnasio municipal de San Antonio Este el Estudio de Impacto Ambiental del segundo buque licuefactor (MKII) que se instalará en el Golfo San Matías.

El proyecto forma parte del plan para transformar el gas de Vaca Muerta en exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL). Según la compañía, demandará una inversión total de 15.000 millones de dólares y generará ingresos estimados en 20.000 millones de dólares hasta 2035, consolidando al país como proveedor energético global.

El buque MKII se construye actualmente en Yantai, China, y su entrega está prevista para diciembre de 2027. Llegará a Río Negro en 2028 y se convertirá en la mayor embarcación industrial que haya operado en aguas argentinas, con 392 metros de eslora y 61 metros de manga.

La estrategia de Southern Energy

El MKII es un metanero que será reconvertido en licuefactor flotante. Tendrá la capacidad de producir 3,5 millones de toneladas anuales de GNL mediante dos trenes de licuefacción de 1,75 MTPA cada uno. Además, podrá almacenar hasta 148.000 metros cúbicos de GNL y cargar embarcaciones metaneras de hasta 180.000 metros cúbicos.

Para operar, el buque consumirá alrededor de 15,6 millones de metros cúbicos de gas natural por año. Según la compañía, la tecnología incorporada le permitirá alcanzar altos niveles de eficiencia, al tiempo que reforzará la seguridad en las operaciones en alta mar.

El proyecto también prevé la llegada del Hilli Episeyo, el primer buque licuefactor de Southern Energy, que estará operativo hacia fines de 2027. Junto con el MKII, ambos sumarán una capacidad conjunta superior a 5,9 MTPA, posicionando a la Argentina en el mapa global del GNL.

SESA recibió el visto bueno para exportar GNL desde Vaca Muerta.

Operación en tándem y logística en tierra

Los dos buques operarán de manera coordinada en el Golfo San Matías. Para ello contarán con el apoyo logístico desde tierra en San Antonio Este y con gasoductos que conectarán directamente con los yacimientos de Vaca Muerta.

Técnicamente, estarán unidos a través de un contrato de instalación de 20 años y usarán un sistema de amarre de punto único de carga. Este sistema permite que las embarcaciones roten 360 grados en función de las condiciones de marea, viento y corrientes marinas.

La diferencia principal entre ambas unidades será la mayor envergadura del MKII, que requerirá un amarre más robusto que el del Hilli Episeyo. Esto responde a sus dimensiones de casi 400 metros de eslora, frente a los 293 metros del primer buque licuefactor.

Impacto global del GNL argentino

Durante la audiencia pública, el project manager de Southern Energy, Marcos Pourteau, destacó que la Argentina cuenta con recursos de gas “cien veces superiores a lo ya producido”. Señaló que la única forma de aprovecharlos es conectarse al mercado internacional mediante exportaciones de GNL.

La inversión de 15.000 millones de dólares incluye la construcción, instalación y operación de la infraestructura, con un promedio de 1.900 empleos directos e indirectos en las distintas fases. La compañía ya cuenta con permiso de exportación y adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

Southern Energy espera que la aprobación ambiental del MKII habilite la segunda fase de desarrollo en Río Negro. Según Pourteau, este proyecto no solo ampliará la capacidad de exportación del país, sino que también consolidará al Golfo San Matías como hub exportador de GNL.

“Es una oportunidad única para el país”, afirmó el ejecutivo, al destacar que la iniciativa apunta a garantizar divisas, generar empleo y aportar estabilidad energética en un escenario global de transición hacia fuentes más limpias.

Vaca Muerta marcó su tercer mejor mes del año en fracturas

Agosto fue un mes de buenas noticias para Vaca Muerta. Es que el shale volvió a marcar un récord en materia de producción, pero también registró un incremento en el fracking. Las empresas sumaron 2.163 punciones en la roca madre, lo que significó la tercer mejor marca de lo que va del año.

Según el informe del country manager de NCS Multistage, las etapas de fractura que se establecieron en el octavo mes del año representan un incremento del 20% con respecto a julio donde se contabilizaron 1.793 punciones.

Las marcas del shale

Vaca Muerta ya contabiliza 16.425 punciones en lo que va del año, lo que se traduce en un 32% más que el mismo periodo de 2024. Las cifras van de la mano a lo que planteó la industria a finales del año pasado y a principio de este año.

En lo que respecta a la actividad por mes, el informe del presidente de la Fundación Contactos Energéticos detalla 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.

YPF consiguió financiamiento en el mercado.

El desempeño de las operadoras de Vaca Muerta

En el detalle de las empresas y tal como suele suceder, YPF sacó una clara diferencia con las demás operadoras del shale argentino. La empresa de mayoría estatal completó 1105 operaciones, lo que representa el 51% del total de las punciones en Vaca Muerta.

En segundo lugar se ubicó Vista Energy. La empresa comandada por Miguel Galuccio completó 426 fractura en la formación. Mientras que Pluspetrol cerró el podio con 216 operaciones.

De cerca se ubicaron Pan American Energy (PAE) con 154 punciones y Shell con 136 etapas de fractura. El registro fue cerrado por Pampa Energía que realizó 126 fracturas.

Las empresas encargadas de las fracturas

En cuanto al desempeño de las empresas de servicio se registró un cambio de jugadores. Tal como viene informando eolomedia, SLB le arrebató el primer lugar a Halliburton en Vaca Muerta. Los trabajadores de mamelucos azules completaron 980 etapas de fractura, de las cuales 426 fueron para Vista y 554 para YPF.

En tanto, Halliburton se quedó en 813 punciones, de las cuales 126 fueron de Pampa Energía, 136 para Shell y 551 para YPF.

Asimismo, Servicios Petroleros Integrados (SPI), la empresa que fue creada por Pluspetrol tras adquirir los servicios de fractura de Weatherford en Argentina, cerró otro mes de crecimiento en el shale. La compañía completó 216 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

Debajo de las 200 operaciones se ubicó Calfrac. Los trabajadores de mamelucos verdes cerraron el informe, pero sumaron una buena cantidad de operaciones: 154 etapas de fractura en la roca madre y todas fueron destinadas para PAE.

Río Negro se ilusiona con su potencial en Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro lanzó este lunes el concurso público para adjudicar un permiso de exploración no convencional y eventual concesión de explotación en el bloque Cinco Saltos Sur.

La licitación, ya publicada en el Boletín Oficial, surge de un proyecto de Iniciativa Privada presentado por Pan American Energy (PAE), que manifestó su interés en desarrollar actividades exploratorias sobre un área de 252 km cuadrados, ubicada sobre la barda norte del Alto Valle. El objetivo es continuar evaluando el potencial de Vaca Muerta en territorio rionegrino.

A partir de este llamado, otras empresas podrán presentar ofertas para competir por el bloque, lo que permitirá a Río Negro seleccionar la propuesta técnica más conveniente. La inversión mínima establecida es de 8,5 millones de dólares, que contempla la perforación de un pozo exploratorio vertical con una rama horizontal de al menos 2.000 metros.

Según informó la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, las bases del concurso y la información técnica estará disponibles desde este lunes en www.energia.rionegro.gov.ar. La apertura de ofertas se realizará el mediodía del 10 de octubre de 2025 en la sede del organismo en Cipolletti.

La propuesta de PAE

Mediante el decreto publicado en el Boletín Oficial, el Gobierno de Río Negro avaló la propuesta de iniciativa privada presentada por Pan American Energy (PAE), que apunta a la exploración con fines no convencionales en el área Cinco Saltos Sur, con el objetivo de perforar un pozo de al menos 3000 metros de profundidad y una rama horizontal de 2000 metros en el primer período exploratorio.

La empresa propuso una inversión inicial de 1700 Unidades de Trabajo (UT), equivalentes a 8,5 millones de dólares, a ejecutarse en los primeros tres años. El plan contempla una primera etapa de tareas preliminares, perforación durante la segunda etapa, y evaluación técnica y económica en la tercera. En caso de resultados positivos, se prevé un desarrollo con hasta 147 pozos horizontales.

La exploración shale en Río Negro

El bloque Cinco Saltos Sur abarca unos 252 km² e incluye parte del Lago Pellegrini. Históricamente, la única perforación registrada data de 1979. A partir de la información geológica y los antecedentes técnicos de proyectos vecinos como Mata Mora y los permisos ya otorgados en Confluencia Norte, Sur y Cinco Saltos Norte, el área fue considerada como de alto interés para la provincia.

Se estableció que la futura permisionaria deberá cumplir con estrictos requisitos ambientales y de protección hídrica, establecidos por la Secretaría de Ambiente y el Departamento Provincial de Aguas, incluyendo estudios de riesgo hídrico, sensibilidad ambiental y planes de contingencia.

El decreto autoriza el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional Nº 01/25 y otorga a Pan American Energy el derecho de preferencia, en caso de que iguale la mejor oferta durante la licitación.

Los pozos de Vaca Muerta son un 65% más productivos que los del Permian

Vaca Muerta se ha consolidado como uno de los grandes polos de producción no convencional del mundo, pero el desafío de la competitividad frente a otras cuencas, como el Permian en Estados Unidos, sigue vigente. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de Pan American Energy (PAE), Marcos Bulgheroni, compartieron su mirada sobre la brecha de costos, la productividad y el camino para cerrar esa distancia.

Ambos ejecutivos coincidieron en que la roca madre ofrece una roca de altísima calidad y una producción que ya supera a su competidor texano en varios aspectos, pero advirtieron que aún hay espacio para mejorar la eficiencia operativa y optimizar los costos de servicios e insumos.

Vaca Muerta gana en roca, pero pierde en velocidad

En este sentido, Bulgheroni destacó que el Permian sigue siendo el espejo con el que miden sus operaciones. “La forma que nosotros nos medimos es siempre vis a vis el Permian, porque es el otro gran desarrollo de shale no convencional fuera de Estados Unidos y Canadá”, señaló.

Según sus datos, en promedio, los pozos de Vaca Muerta son un 65% más productivos que los del Permian. “Acumulan alrededor de un millón de barriles, versus seiscientos mil en Permian”, precisó. Sin embargo, reconoció que los tiempos de perforación y completación todavía están por encima de la competencia norteamericana.

“En el Permian, para terminar y completar un pad de cuatro pozos se requieren 200 días; en Vaca Muerta estamos en 234. Hemos mejorado, en 2018 el promedio de perforación era de 35 días, hoy estamos en torno a 27, según Rystad Energy, pero todavía tenemos que mejorar”, sostuvo el CEO de PAE.

Vaca Muerta tiene un problema con los costos.

La batalla por bajar los costos de servicios

Horacio Marín puso el foco en un punto sensible: el costo de los insumos y servicios provistos por grandes compañías internacionales. “Lo primero que hay que bajar es el precio que nos cobran las compañías internacionales en servicios y materiales, las grandes, no las PyMEs. El problema está arriba”, afirmó.

Para ilustrarlo, contó un ejemplo concreto: “Una herramienta que en Estados Unidos cuesta diez mil dólares por día, en Argentina nos la cobraban treinta y cinco mil. Fui directamente a ver a los CEOs de las tres compañías más grandes y les dije que hasta acá llegamos. Bajaron a un promedio de entre veintidós y veinticuatro mil”.

Sin embargo, Marín explicó que cuando esa misma herramienta llega a Vaca Muerta, el costo se reduce a dieciocho mil, pero aparece lo que él denomina “costo argentino”. “Ahí incluye provincia, municipio, aduana… todo. Eso hay que trabajarlo en la mesa de productividad para ser competitivos frente a Estados Unidos. Si no lo logramos, con el LNG quedamos afuera”, advirtió.

Inversiones y estrategia a largo plazo

En materia de inversión, Bulgheroni aseguró que PAE mantendrá su compromiso: “Seguiremos invirtiendo en nuestro core business. Los últimos 15 o 20 años venimos promediando 1.500 millones de dólares anuales. Mucho depende del precio del crudo. Me gustaría que el Brent esté en 100 dólares por 50 años, pero trabajo con lo que tengo”, afirmó.

Marín, por su parte, subrayó la magnitud del plan de YPF: “Invertimos 5.000 millones de dólares al año. Cuando a partir del año que viene produzcamos 180.000 barriles, vamos a pasar a 7.000 millones, sin contar el LNG, que lo tenemos afuera de la compañía. YPF será una empresa de más de 10.000 millones de dólares de inversión anual”.

El CEO de YPF enfatizó que el flujo de ganancias se reinvierte constantemente. “A partir de 2028, con los dos proyectos de LNG, YPF tendrá cash flow positivo y empezará a pagar dividendos. Para 2030, si se cumple el plan, no tendremos deuda y facturaremos más de 30.000 millones de dólares”, afirmó.

En paralelo, destacó que la estrategia de negociación con las compañías de servicios cambiará: “Vamos a ir a una cosa más fuerte para tener mejores costos. Más cantidad, menos precio”.