Pan American Energy archivos

17 julio, 2026

En dos semanas, Burgwardt y Expro anunciaron su salida de Chubut

La crisis de las empresas de servicios petroleros en la Cuenca del Golfo San Jorge sumó un nuevo capítulo. Apenas dos semanas después de que Expro comunicara que dejará de operar en la región, Burgwardt notificó oficialmente que también abandonará Comodoro Rivadavia.

En diálogo con La Voz del Sindicato, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila, confirmó que ambas situaciones ya están siendo abordadas por el gremio. Mientras Burgwardt pone en riesgo alrededor de 125 puestos de trabajo, Expro dejará otros 28 trabajadores que deberán ser reubicados si se quiere evitar un nuevo golpe sobre la actividad.

“La semana que viene va a ser difícil, pero estamos trabajando para llevarle tranquilidad a la gente. Vamos a garantizar que los retiros se hagan como corresponde y vamos a hacer todo lo posible para sostener la continuidad laboral”, afirmó Ávila.

Dos salidas en menos de dos semanas

La salida de Burgwardt abrió una negociación para definir indemnizaciones y buscar alternativas laborales para quienes queden desafectados. El dirigente gremial manifestó que la empresa notificó que no pretendía continuar con su contrato y el gremio comenzó inmediatamente a intervenir para ordenar el proceso.

En este marco, Ávila insistió en que el sindicato no impedirá que una empresa abandone un contrato si considera que ya no puede sostenerlo. Sin embargo, aclaró que la prioridad pasa por defender a los trabajadores y evitar que la crisis termine trasladándose directamente al empleo.

“Nosotros no le impedimos a una empresa que se vaya. Lo que hacemos es trabajar para que la gente pueda seguir teniendo trabajo. Siempre pusimos el hombro cuando una empresa dejó la Cuenca y esta vez vamos a hacer lo mismo”, señaló.

El dirigente explicó que el escenario se volvió todavía más complejo con la confirmación de la salida de Expro, que llegó mientras el sindicato aún intenta resolver la situación de Burgwardt. Para el gremio, la sucesión de retiros refleja el deterioro que atraviesa el sector de servicios petroleros en la región.

La Cuenca pierde empresas y se achican las alternativas

Ávila recordó que el proceso no comenzó ahora. En los últimos años también dejaron la Cuenca del Golfo San Jorge compañías como Halliburton, Weatherford y Calfrac, una tendencia que fue reduciendo la cantidad de empresas disponibles para absorber personal cuando alguna contratista decide retirarse.

Según explicó, esa pérdida de actores termina afectando directamente las posibilidades de sostener el empleo. Cada empresa que deja la región implica menos alternativas para reubicar trabajadores y una mayor competencia por los pocos contratos que siguen activos.

“Hoy tenemos, no sé si llegamos a diez empresas de operaciones especiales en la Cuenca. Si seguimos perdiendo empresas, lo único que hacemos es rifar quién se va y quién se queda”, advirtió el secretario general.

El dirigente sostuvo que la preocupación es todavía mayor porque la mayor parte de los trabajadores afectados pertenece a sectores que difícilmente sean absorbidos por otras compañías. Personal de limpieza, seguridad, administración y bases operativas aparece entre los grupos con menos posibilidades de conseguir una reubicación inmediata.

El desafío inmediato pasa por evitar nuevos despidos

En el caso de Burgwardt, el sindicato trabaja sobre un esquema que contempla retiros para los empleados con mayor antigüedad y reubicaciones para los trabajadores más jóvenes. Ávila considera que una indemnización puede representar una salida razonable para quienes están próximos a jubilarse, pero no para quienes recién comenzaron su carrera en la actividad.

Al mismo tiempo, el gremio abrió una negociación para encontrar alternativas para el personal de Expro, aunque reconoció que el margen de maniobra es cada vez más reducido por la escasez de empresas que permanecen operando en la Cuenca.

“Expro ya notificó que se va. Ahí hay 28 personas para sacar. Si nosotros no tenemos cómo ubicar esos 28 compañeros, ya empezamos a perder trabajadores”, alertó Ávila.

El dirigente también vinculó la decisión de varias contratistas con el deterioro de las condiciones económicas de los contratos y explicó que muchas empresas enfrentan licitaciones con tarifas más bajas y sin adicionales que antes permitían sostener la estructura operativa.

12 julio, 2026

Petroleros quiere que la CEOPE abandone Chubut

La crisis petrolera en Chubut ya no golpea únicamente a la perforación o la producción. Ahora el foco está puesto en las operaciones especiales, un segmento que perdió a buena parte de sus principales compañías y que atraviesa un proceso de achicamiento que, según el Sindicato de Petroleros Privados, amenaza con dejar sin trabajo a decenas de operarios.

En ese escenario, el secretario general del gremio, Jorge Ávila, sostuvo que la CEOPE dejó de representar una salida para la Cuenca del Golfo San Jorge y afirmó que prefiere que los servicios pasen directamente a manos de las operadoras.

“Nosotros lo que podemos es que la CEOPE se vaya. No me interesa tenerla en una situación tan difícil. Prefiero que lo hagan las operadoras. Prefiero que lo haga Pan American, CAPSA o PECOM“, afirmó Ávila en diálogo con La Voz del Sindicato.

Menos empresas y más incertidumbre

El dirigente sindical describió un escenario que viene deteriorándose desde hace varios años y recordó la salida de Halliburton, Weatherford y Calfrac, mientras que ahora se suma la decisión de Expro de abandonar Comodoro Rivadavia. Para el gremio, cada empresa que deja la Cuenca reduce aún más las posibilidades de sostener el empleo.

“Hoy tenemos, no sé si llegamos a 10 empresas de operaciones especiales en la Cuenca. Si seguimos perdiendo empresas, lo único que hacemos es rifar quién se va y quién se queda”, sostuvo Ávila al describir la situación que atraviesa uno de los sectores más castigados de la industria.

Además, el secretario general reveló que Expro ya notificó oficialmente su salida y que esa decisión deja un nuevo frente abierto para el sindicato, que ahora busca reubicar a los trabajadores afectados antes de que se pierdan puestos laborales.

“Expro ya notificó que se va. Ahí hay 28 personas para sacar. Si nosotros no tenemos cómo ubicar esos 28 compañeros, ya empezamos a perder trabajadores”, aseveró.

La discusión por el modelo de trabajo

Para Ávila, la crisis también obliga a revisar un esquema laboral que durante años funcionó con elevados niveles de horas extras, adicionales y francos acumulados, pero que hoy, con una actividad mucho menor, dejó de ser sostenible para muchas empresas.

El dirigente recordó que hubo compañías donde los trabajadores llegaron a acumular hasta cinco años de vacaciones sin tomar y que los traslados terminaban generando jornadas con adicionales del 140%, 160% o hasta el 180%. A su entender, esa realidad ya no puede repetirse.

“No podemos seguir sosteniendo una actividad que genera sueldos altos para unos y bajos para otros. Hay que demostrar que eso terminó y que tenemos que encontrar un camino que nos sirva a todos”, consideró.

Ávila insistió en que la prioridad dejó de ser mantener esquemas salariales extraordinarios y pasó a ser la preservación del empleo y explicó que la caída de la perforación redujo drásticamente la demanda de servicios especiales y muchas bases operativas prácticamente dejaron de trabajar.

Operadoras en lugar de empresas de servicios

El sindicalista planteó que las propias operadoras podrían asumir las tareas que actualmente realizan las compañías de operaciones especiales. Desde su mirada, ese camino permitiría evitar nuevas quiebras y abrir una negociación distinta para sostener los puestos de trabajo.

“Las empresas de operaciones especiales están dejando el servicio y las que quieren hacerlo son las propias operadoras. Entonces no van a quedar empresas de operaciones especiales. ¿Con quién vamos a discutir después?”, se preguntó.

Ávila fue todavía más allá y aseguró que, si las empresas continúan funcionando bajo los costos actuales, muchas no podrán sobrevivir. En ese caso, advirtió, el conflicto dejará de ser salarial para convertirse directamente en un problema de pérdida de empleo.

“Si seguimos así vamos a fundir todas las empresas. Y los que se van a quedar sin trabajo son los trabajadores. Hoy la prioridad es defender lo que tenemos.”

La tecnología también cambió la industria

Otro de los cambios que mencionó el dirigente tiene que ver con la incorporación de nuevas tecnologías en los equipos petroleros. Según explicó, muchas tareas que antes requerían un importante esfuerzo físico hoy se realizan mediante sistemas mecanizados, modificando la organización del trabajo.

Ese proceso, indicó, también cambió el perfil de quienes ingresan a la actividad. Incluso recordó que, durante la reubicación del personal de Calfrac, varias mujeres fueron incorporadas a equipos donde años atrás era impensado desempeñarse.

“Hoy el trabajo cambió. Antes había que poner el hombro durante doce horas. Ahora la actividad se maneja con grúas y con otra tecnología. Eso hizo que muchas tareas sean distintas.”

Ávila señaló que el sindicato tuvo que gestionar nuevas oportunidades laborales para trabajadores que provenían de operaciones especiales y terminaron desempeñándose en equipos de workover o pulling, muchas veces en funciones completamente diferentes a las que realizaban anteriormente.

Una negociación que recién empieza

Para el gremio, el desafío inmediato pasa por evitar que la crisis continúe expulsando empresas de la Cuenca. La preocupación ya no está solamente en las compañías que cerraron, sino también en aquellas que sobreviven con contratos de corto plazo o con dificultades para afrontar sus costos operativos.

“Hay empresas que ya están changueando, que consiguieron un contrato por un mes y ni siquiera tienen plata para pagarlo. Nosotros tenemos que ver cómo defendemos la cantidad de trabajadores que todavía quedan dentro de la industria”, sostuvo Ávila.

6 julio, 2026

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

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

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

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

El impacto de Neuquén en la industria

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

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

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

El peso de Cerro Dragón y el salto del shale oil

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

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

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

Rincón de Aranda fue uno de los bloques que más creció

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

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

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

3 julio, 2026

El mapa de las operadoras en el fracking de Vaca Muerta

Vaca Muerta ya no sorprende. La roca madre convirtió romper récords en una tradición. Un parámetro para ser testigo del potencial del shale son las etapas de fracturas. Es que en el primer semestre del año se completaron 14.958 punciones, una cifra que anticipa otro año récord para la industria y deja al sector encaminado a superar las 28.000 etapas antes de finalizar el año.

Las operaciones avanzaron con un ritmo constante durante la primera mitad del año. Enero registró 2.401 operaciones, febrero sumó 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril cerró con 2.335, mayo contabilizó 2.484 y junio marcó un récord histórico de 2.760 etapas, consolidando la aceleración de la actividad.

El volumen acumulado estuvo impulsado principalmente por proyectos orientados al shale oil, aunque varios desarrollos de gas mantuvieron un nivel de inversión relevante.

$YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.$

YPF concentró la mayor actividad en ocho bloques

El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que explicó cerca de la mitad de todas las fracturas realizadas durante el semestre. La empresa de mayoría estatal completó 7.065 etapas de fractura, convirtiéndose nuevamente en la operadora con mayor actividad dentro de la roca madre. Su estrategia combinó desarrollos de petróleo y gas distribuidos en ocho áreas de la Cuenca Neuquina.

Los principales trabajos se concentraron en Loma Campana, donde ejecutó 1.846 etapas, seguida por Lajas Este, con 1.594; La Caverna, con 1.525; y La Amarga Chica, con 1.237. Estos cuatro bloques explicaron la mayor parte del programa de completación de la compañía.

La actividad también alcanzó a Bajo del Toro Norte, con 284 etapas; Rincón del Mangrullo, con 262; Aguada de la Arena, con 204; y Narambuena, con 113. Mientras los primeros bloques estuvieron orientados principalmente al petróleo, Aguada de la Arena y Rincón del Mangrullo aportaron actividad vinculada al gas.

La consolidación de Pluspetrol y Vista

Detrás de YPF aparece Pluspetrol, que ejecutó 1.797 etapas de fractura durante el semestre. La empresa concentró sus operaciones entre el desarrollo petrolero de Bajo del Choique, con 1.104 etapas, y el bloque gasífero La Calera, que sumó 693.

El tercer lugar correspondió a Vista Energy, con 1.545 etapas, todas destinadas al desarrollo de petróleo. La mayor actividad se concentró en Bajada del Palo Oeste, con 922 etapas, seguida por Bajada del Palo Este, con 375, y Aguada Federal, con 248.

Más atrás se ubicó Pampa Energía, que completó 986 etapas. La compañía enfocó la mayor parte de sus trabajos en Rincón de Aranda, donde ejecutó 816 fracturas sobre objetivos petroleros, mientras que otras 170 etapas correspondieron al desarrollo gasífero de Sierra Chata.

$Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.$

Un nivel elevado de actividad en Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) realizó 962 etapas de fractura durante el semestre. Su actividad combinó desarrollos de gas y petróleo, con 236 etapas en Aguada Picha Oeste, 497 en Coirón Amargo Sur Este y 229 en Lindero Atravesado.

Por su parte, Tecpetrol ejecutó 793 etapas, impulsadas principalmente por el desarrollo gasífero de Fortín de Piedra, donde realizó 652 etapas, además de otras 141 en Puesto Parada, orientadas al petróleo.

En el caso de Shell, la compañía acumuló 577 etapas. Del total, 367 correspondieron al bloque petrolero Cruz de Lorena, mientras que 210 se realizaron en Bajada de Añelo, uno de los principales activos gasíferos que opera dentro de Vaca Muerta.

La actividad también mostró movimiento entre otras operadoras. TotalEnergies registró 426 etapas, distribuidas entre 355 en el desarrollo gasífero de Aguada Pichana Este y 71 en el mismo bloque, aunque sobre objetivos petroleros.

Chevron completó 382 etapas en El Trapial, mientras Phoenix alcanzó 306 etapas concentradas en Mata Mora Oeste, uno de sus principales activos dentro del shale neuquino.

Entre las novedades del semestre sobresalió el ingreso de GeoPark al desarrollo de Loma Jarillosa Este, donde ejecutó 119 etapas de fractura. La compañía concretó así sus primeras operaciones de estimulación hidráulica en ese bloque, incorporándose al grupo de operadoras con actividad en Vaca Muerta durante 2026.

1 julio, 2026

Vaca Muerta acelera: junio registró la mayor actividad de fracturas de la historia

Vaca Muerta alcanzó en junio el mayor nivel de actividad de etapas de fractura desde que existen registros. Durante el mes se realizaron 2.760 etapas de fractura, un volumen que superó ampliamente el máximo anterior y consolidó el fuerte ritmo de desarrollo del shale argentino.

El desempeño también permitió que el acumulado de 2026 llegara a 14.958 etapas, mientras las proyecciones del sector anticipan un cierre anual superior a las 28.000.

Según los datos del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, las etapas de fractura crecieron de manera sostenida respecto de mayo, cuando se habían registrado 2.484 operaciones.

La evolución mensual refleja una aceleración de la actividad durante el primer semestre: enero cerró con 2.401 etapas, febrero con 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril descendió a 2.335 y mayo volvió a recuperar dinamismo antes del récord alcanzado en junio.

Pluspetrol se consolidó en el segundo lugar

Las operadoras de Vaca Muerta mostraron una fuerte concentración de la actividad. El principal impulsor de la actividad fue YPF que registró 1.392 punciones. Es decir, concentró exactamente la mitad de todas las fracturas durante el mes.

Detrás de YPF se ubicó Pluspetrol, con 443 etapas, equivalentes al 16% del total mensual. En tercer lugar apareció Pampa Energía, que ejecutó 339 etapas, representando el 12% de la actividad registrada en junio.

El resto del ranking estuvo integrado por Pan American Energy (PAE), con 179 etapas; Vista, con 165; GeoPark, que completó 119; Chevron, con 81; y Phoenix, con 42 etapas. En conjunto, estas compañías completaron el volumen récord que permitió cerrar el mejor mes de la historia para la actividad de fractura en el shale argentino.

Uno de los datos destacados del mes fue la menor participación del gas no convencional dentro de las tareas de completación. Apenas el 9% de las etapas correspondieron a desarrollos gasíferos, una proporción inferior a la observada en otros períodos y que refleja el predominio de los proyectos petroleros durante junio.

GeoPark debutó en Loma Jarillosa Este

Entre las novedades operativas sobresalió el ingreso de GeoPark a las tareas de estimulación hidráulica en Loma Jarillosa Este. La compañía concretó allí sus primeras 119 etapas de fractura, trabajos que fueron ejecutados por Tenaris, marcando el inicio de una nueva etapa para ese desarrollo dentro de Vaca Muerta.

También se registró actividad en el segmento de tight gas. Durante junio se realizaron 54 etapas en el área Río Neuquén, operada por YPF, manteniendo el desarrollo de ese tipo de reservorios aunque con un peso mucho menor frente al shale oil.

En materia de servicios especiales, el mercado volvió a mostrar una elevada utilización de los equipos disponibles, aunque cuatro sets de fractura permanecieron sin actividad durante todo el mes. Aun así, el nivel general de utilización permitió alcanzar el mayor volumen mensual registrado hasta el momento.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

FILE – In a Monday, June 26, 2017, file photo, a Halliburton employee works near rows of hydraulic fracturing pumping units at a three pad site in Midland, Texas. Halliburton Co. reports earnings, Monday, Jan. 22, 2018. (Steve Gonzales//Houston Chronicle via AP, File)

Halliburton lideró los servicios de fractura

Las empresas de servicios petroleros también exhibieron una clara concentración. Halliburton lideró ampliamente el mercado con 1.477 etapas, equivalentes al 54% del total mensual. Su actividad estuvo vinculada principalmente a los trabajos desarrollados por YPF, además de operaciones para Pampa Energía y Chevron.

El segundo lugar correspondió a SLB, que ejecutó 679 etapas, representando el 25% del mercado. La empresa prestó servicios para YPF, Pampa Energía, Pan American Energy y Vista, consolidándose como el segundo proveedor más activo durante junio.

Por su parte, Calfrac completó 241 etapas (9%), mientras SPI realizó 202 (7%). Tenaris ejecutó 161 etapas, equivalentes al 6% del total, impulsadas principalmente por las primeras operaciones de GeoPark en Loma Jarillosa Este y por trabajos para Phoenix. Con estos resultados, la actividad de fractura acumulada en 2026 alcanzó 14.958 etapas, prácticamente la mitad del objetivo proyectado para todo el año, estimado en más de 28.000 etapas.

30 junio, 2026

Marcos Bulgheroni anticipó que PAE buscará inversores para el shale de Cerro Dragón

Vaca Muerta es una realidad, pero el shale no empieza ni termina en la Cuenca Neuquina. Las fronteras no convencionales se extienden a lo largo de cuatro regiones donde cada una presenta sus particularidades. El Golfo San Jorge, por historia y músculo, se presenta como uno de los polos para ampliar el mapa de la industria petrolera.

En el marco del evento “Democracia y Desarrollo – El Nuevo Mapa Geopolítico Global y sus Implicancias para la Argentina”, el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, comparó el presente de Vaca Muerta con el del shale estadounidense en 2008, cuando la producción inició una curva de crecimiento exponencial. Según el directivo, la formación neuquina atraviesa hoy ese mismo punto de inflexión.

“Ya desrisqueamos, ya tenemos los oleoductos y los gasoductos troncales. Ahora lo que tenemos que hacer como industria es pozo, pozo y pozo”, planteó el ejecutivo para analizar el futuro del desarrollo no convencional en el país y los desafíos que enfrenta la industria de los hidrocarburos.

Más allá de Vaca Muerta

El directivo de PAE introdujo una advertencia central en su discurso sobre el rumbo de la industria petrolera argentina. Para Bulgheroni, el foco excluyente en una sola cuenca limita el potencial real del país en materia de hidrocarburos no convencionales.

“No le estamos haciendo un servicio a la industria si solo nos concentramos en Vaca Muerta. Estados Unidos tiene una docena de cuencas no convencionales, cada una con su economía y sus ventajas”, sostuvo en el marco del evento organizado por Clarín.

El ejecutivo recordó que Estados Unidos desarrolló de manera sucesiva distintas formaciones de shale: primero Marcellus, con gas y líquidos; después Haynesville, de gas seco, y más tarde Eagle Ford. Cada cuenca generó especializaciones propias dentro de la industria energética norteamericana.

Asimismo, Bulgheroni ponderó que puede aplicarse en la Argentina, donde existen al menos tres cuencas adicionales con potencial no convencional todavía sin explotar de manera intensiva. El desarrollo de Vaca Muerta no debería, advirtió, eclipsar esas otras oportunidades geológicas.

La visión de Marcos Bulgheroni para el Golfo San Jorge

Tal como viene informando eolomedia, PAE ya avanza en la exploración de una formación D-129 y renombrada como Aurora Austral. “Nosotros en Pan American lo estamos haciendo solos, por ahora. Si hay alguno acá que quiere ayudar, encantado de la vida”, afirmó Bulgheroni.

La compañía lleva perforados tres pozos exploratorios y confirmó que la roca posee condiciones petrofísicas compatibles con un desarrollo no convencional. El proceso, según el directivo, todavía está en una etapa temprana de aprendizaje técnico y operativo.

“Prefiero un pozo de treinta millones de dólares que no sirve para nada, pero aprendiste. Eso es necesario para tener, el año que viene, la suficiente información”, explicó Bulgheroni sobre la curva de aprendizaje que atraviesa la petrolera en el Golfo San Jorge.

Socios internacionales para el shale del sur

El CEO adelantó que la compañía buscará inversores extranjeros para acompañar el desarrollo de un nuevo polo shale, en un movimiento que apunta a replicar parte del esquema que potenció a Vaca Muerta en los últimos años.

“Yo no solo creo, sino que estoy poniendo plata para que esto sea así. Podamos abrirnos al mundo y buscar socios, esperemos que en Estados Unidos, para atraer inversión”, remarcó Bulgheroni durante su exposición.

Bulgheroni fue cauto respecto del potencial productivo de la cuenca y evitó adelantar resultados antes de tiempo. La compañía ya cuenta con un barco de GNL para exportar gas, lo que suma una ventaja logística adicional al proyecto.

El directivo defendió además la llegada de más compañías a las cuencas argentinas como motor de desarrollo de infraestructura energética y de transferencia de conocimiento técnico entre operadoras del sector.

“Yo no compito con YPF solo, yo compito con Shell, yo compito con Exxon, yo compito con GeoPark. Toda empresa petrolera que se precie quiere que vengan más empresas a trabajar en la cuenca. Vaca Muerta no es lo único, y hay para todos los gustos y todos los sabores”, destacó Bulgheroni.

14 junio, 2026

Shale más allá de Neuquén: YPF, PAE y CGC confirman inversiones por más de U$S108 millones en Mendoza, Chubut y Santa Cruz

El mapa del no convencional argentino se expande. Los datos de inversión confirmados ante la Secretaría de Energía de la Nación revelan que YPF, Pan American Energy (PAE) y la Compañía General de Combustibles (CGC) comprometieron en conjunto más de 108 millones de dólares para perforación exploratoria en provincias que, hasta hace pocos años, no figuraban en ningún plan de shale de escala industrial.

Según el análisis de eolomedia, el grueso de esa apuesta corresponde a YPF, que planea destinar 86,92 millones de dólares distribuidos en tres yacimientos de Mendoza y Santa Cruz. Le sigue PAE con 20,47 millones de dólares concentrados en el área Cerro Tortuga del bloque Cerro Dragón, en Chubut. CGC, por su parte, comprometió 0,17 millones de dólares en pozos sin yacimiento asignado en su permiso de exploración Paso Fuhr, en Santa Cruz.

YPF en busca de más shale

La mayor inversión individual recae en el yacimiento La Azucena, en Santa Cruz, donde YPF comprometió 50,60 millones de dólares en perforación de pozos exploratorios. La Azucena integra la formación Palermo Aike, ubicada en la Cuenca Austral, que la industria considera el segundo recurso shale del país en importancia.

La empresa de mayoría estatal se adjudicó esa área junto a El Campamento Este en 2023, cuando la provincia de Santa Cruz habilitó dos nuevas concesiones para extender la exploración más allá del área pionera de Paso Fuhr.

En El Campamento Este, otro bloque de Palermo Aike, YPF destinará 17,08 millones de dólares también íntegramente a la perforación de pozos exploratorios. El primer pozo no convencional tipo shale en la cuenca, perforado en Cañadón Deus con una inversión de aproximadamente 60 millones de dólares en sociedad con CGC, arrojó resultados iniciales positivos en gas y condensados, y habilitó el avance sobre estas nuevas áreas. Los estudios sísmicos 3D de YPF en la zona abarcan más de mil kilómetros cuadrados.

El tercer yacimiento de YPF en este cuadro es CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina mendocina, donde la compañía invertirá 19,24 millones de dólares en pozos exploratorios. En 2024, YPF realizó la primera exploración no convencional en la lengua mendocina de Vaca Muerta con dos pozos, cuyos resultados fueron disímiles pero considerados alentadores: el pozo CN VII produjo 47 m3 de petróleo por día y más de 64.000 m3 de gas, una novedad para Mendoza.

La lengua mendocina, un frente que cobra fuerza

El bloque CN VII A integra el esquema exploratorio no convencional que YPF desarrolla en Mendoza, donde ya se ejecutaron estudios y trabajos preliminares con resultados considerados alentadores. La ministra de Energía y Ambiente de esa provincia, Jimena Latorre, interpretó la decisión de perforar un nuevo pozo como una validación del modelo institucional provincial y del atractivo geológico de la hermana menor de Vaca Muerta.

El desafío logístico es, sin embargo, real. La alta demanda de equipos y servicios en Neuquén complica la disponibilidad de infraestructura para zonas consideradas aún marginales. La actividad se concentra en los bloques CN-VII A y Paso Bardas Norte, en el sur de Malargüe, donde YPF inició en 2024 el segundo período exploratorio de cuatro años.

Detrás de YPF, al menos dos proyectos privados ya aguardan los resultados para tomar sus propias decisiones. La UTE Quintana Energy y TSB estudian avanzar en Cañadón Amarillo con fractura hidráulica en 2027, con una inversión prometida de 24 millones de dólares. La experiencia acumulada en CN VII A resulta clave para ese cálculo.

PAE y el shale del Golfo San Jorge

Pan American Energy comprometió u$s 20,47 millones en perforación de pozos exploratorios en el yacimiento Cerro Tortuga, dentro del bloque Cerro Tortuga-Las Flores que integra la concesión de Cerro Dragón, en Chubut.

Los datos ante la Secretaría de Energía revelan además que PAE proyecta 15,41 millones de dólares en explotación en esa misma área. La compañía comprobó la existencia de shale gas en la Formación D-129 – rebautizada como Aurora Austral- y la viabilidad operativa del primer pozo no convencional, que fue perforado con 1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura.

La estrategia sobre Cerro Tortuga se despliega en dos etapas bien definidas. La primera consiste en la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga-x1000, de hasta 3.700 metros de profundidad, para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor y extraer un testigo corona de más de 100 metros. Los datos se enviarán a expertos internacionales en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas para guiar la segunda etapa: una rama lateral de 3.000 metros con 50 etapas de fractura, prevista para 2026.

CGC en Paso Fuhr: una señal de continuidad

La Compañía General de Combustibles registró 0,17 millones de dólares en el área Paso Fuhr, en Santa Cruz, clasificados como pozos sin yacimiento asignado, lo que indica gastos de exploración previa a la identificación formal de una estructura productiva.

La cifra es discreta frente al resto, pero no carece de significado: CGC fue la empresa que inauguró la exploración no convencional en Palermo Aike y sigue activa en el play mientras escala simultáneamente en Neuquén tras adquirir el 49% de Aguada del Chañar, operada por YPF. El ingreso a Vaca Muerta marca un primer paso de CGC en un play donde la compañía considera que seguirá creciendo, mientras continúa preparándose para desarrollar Palermo Aike.

En abril de 2026, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y directivos de CGC encabezaron una misión técnica en Calgary, Canadá, donde presentaron a inversores internacionales el potencial de Palermo Aike, con nueva perforación de YPF prevista para la segunda parte del año.

12 junio, 2026

Chubut espera inversiones por más de U$S 880 millones: Cerro Dragón concentra el grueso del capital

Chubut comienza a dejar atrás el cimbronazo de la reconfiguración de su matriz petrolera. Los bloques que pusieron en venta YPF y Tecpetrol ya cuentan con nuevos operadores y la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge se prepara para una nueva etapa.

Según los planes presentados ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos que superan los 880 millones de dólares para este 2026. La mayor parte de los fondos estará destinada a sostener y desarrollar la producción en áreas maduras de la región.

El ranking continúa encabezado por Pan American Energy (PAE), que proyecta invertir U$S 553,12 millones entre actividades de exploración y explotación. Sin embargo, el segundo lugar queda ahora para PECOM, que suma inversiones por U$S 177,42 millones al incorporar los U$S 110 millones previstos para Manantiales Behr.

Más atrás aparecen Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA) y CAPEX, consideradas como un mismo grupo para este análisis, con inversiones proyectadas por U$S 100,84 millones. El cuarto lugar corresponde a Crown Point Energía, con un programa de desembolsos por U$S 49,97 millones.

Cerro Dragón sigue concentrando la mayor apuesta

La principal inversión individual continúa siendo la prevista por PAE para Anticlinal Grande-Cerro Dragón, donde la compañía proyecta desembolsar U$S 499,59 millones. El mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge es uno de los diez bloques más productivos del país y concentra una parte sustancial de la producción petrolera de Chubut.

La empresa también contempla inversiones por U$S 48,65 millones en otros bloques. En Cerro Tortuga-Las Flores prevé invertir U$S 28,18 millones en explotación y U$S 20,47 millones en exploración continuando con su plan no convencional, mientras que en Chulengo destinará U$S 4,33 millones y en Anticlinal Funes otros U$S 540 mil.

La magnitud de los desembolsos refleja el peso que mantiene Cerro Dragón dentro de la estrategia de desarrollo de la compañía y dentro de la estructura productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge, que sigue siendo uno de los principales polos petroleros del país.

PECOM apuesta fuerte por Manantiales Behr

La incorporación de Manantiales Behr a la cartera de PECOM cambia el mapa de Chubut. La compañía del Grupo Pérez Companc prevé destinar U$S 110 millones a uno de los tanques del convencional, una cifra que la posiciona como la segunda operadora con mayor nivel de desembolsos previstos para 2026.

A ese monto se suman los U$S 67,42 millones declarados ante la Secretaría de Energía para las áreas que actualmente opera en la provincia. Dentro de ese esquema, Campamento Central-Cañadón Perdido concentra inversiones por U$S 55,36 millones, mientras que Escalante-El Trébol recibirá otros U$S 12,06 millones.

La estrategia de la compañía apunta a fortalecer su presencia en algunos de los principales activos maduros de Chubut, en un contexto en el que las operadoras buscan sostener niveles de producción mediante programas de desarrollo, optimización operativa y recuperación secundaria.

CAPSA-CAPEX y Crown Point completan el cuadro de Chubut

Tomadas en conjunto, CAPSA y CAPEX proyectan inversiones por U$S 100,84 millones. El principal destino de esos recursos será el área Diadema, donde se prevén desembolsos por U$S 74,10 millones para actividades de explotación. El bloque es uno de los símbolos de la recuperación terciaria.

Por su parte, CAPEX invertirá U$S 17,40 millones en Pampa del Castillo-La Guitarra y otros U$S 4,65 millones en Bella Vista Oeste. También figuran partidas para Km 20, con U$S 3,90 millones, además de inversiones menores en Sindicato, Mina Reserva y Solano.

En tanto, Crown Point informó inversiones por U$S 49,97 millones, distribuidas entre El Tordillo, que recibirá U$S 33,07 millones, lo que marcará la activación de un perforador luego de tres años. Además, Puesto Quiroga recibirá U$S 16,90 millones. A ellas se suma Colhué Huapi S.A., que proyecta destinar U$S 500 mil al área Estancia La Escondida, completando un panorama que busca llevar un poco de previsibilidad para Chubut.

10 junio, 2026

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

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

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

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

YPF concentra casi la mitad de las inversiones

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

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

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

Tecpetrol, Vista y Pluspetrol entre los principales inversores

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

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

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

PAE y Pampa refuerzan sus desarrollos en Vaca Muerta

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

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

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

Shell, Chevron y Total también avanzan

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

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

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

Los proyectos de menor escala

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

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

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

8 junio, 2026

Gas en Vaca Muerta: Aguada Pichana Oeste superó a Fortín de Piedra

Vaca Muerta es el principal polo de producción de gas del país. La roca madre logró que la balanza comercial pase de rojo a verde y se prepara para energizar la región con la habilitación de nuevas arterias con los países limítrofes.

Según los datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por el consultor Fernando Salvetti, la Cuenca Neuquina aportó 105 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes al 74,7% del total nacional, manteniendo prácticamente sin cambios los niveles registrados durante el mes previo. El desempeño de región también reflejó un crecimiento del 9,57% en la comparación interanual.

Asimismo, la producción de gas en Argentina alcanzó en abril de 2026 un promedio de 140,5 millones de metros cúbicos diarios. El volumen representó una baja mensual del 0,90% respecto de marzo, aunque mostró una mejora del 2,77% en comparación con el mismo período del año anterior, de acuerdo con los datos sectoriales.

Aguada Pichana Oeste lideró el crecimiento mensual

Entre las principales áreas productoras, uno de los datos más destacados fue el avance de Aguada Pichana Oeste, operada por Pan American Energy (PAE). El bloque alcanzó una producción de 7,714 millones de metros cúbicos diarios y registró una suba mensual del 17,53%, la mayor entre las diez áreas más productivas del país.

También mostró una evolución positiva Sierra Chata, operada por Pampa Energía. El yacimiento produjo 8,042 millones de metros cúbicos diarios y aumentó un 6,96% respecto del mes anterior, consolidándose entre los principales activos gasíferos de la Cuenca Neuquina.

Otro de los bloques que contribuyó al crecimiento fue Fortín de Piedra, el principal desarrollo de Tecpetrol en Vaca Muerta. La producción alcanzó 16,411 millones de metros cúbicos diarios, con un incremento mensual del 6,46%, lo que le permitió mantenerse como el segundo yacimiento gasífero más importante del país.

El peso de Vaca Muerta

La clasificación de los diez principales bloques productores de gas no registró cambios significativos durante abril. El liderazgo continuó en manos de Cuenca Marina Austral 1, operada por TotalEnergies, con una producción de 19,198 millones de metros cúbicos diarios, aunque con una reducción mensual del 4,56%.

Detrás se ubicó Fortín de Piedra, seguido por Aguada Pichana Este, también operada por TotalEnergies. Este bloque produjo 12,024 millones de metros cúbicos diarios y registró una mejora del 3,76% respecto de marzo, consolidando su posición entre los principales activos de gas natural del país.

El cuarto lugar correspondió a La Calera, operada por Pluspetrol, con una producción de 10,660 millones de metros cúbicos diarios. Sin embargo, el área mostró una disminución mensual del 2,18%, en contraste con los avances observados en otros desarrollos de la cuenca.

Neuquén domina la producción nacional

La presencia de áreas de la Cuenca Neuquina volvió a ser dominante dentro del ranking nacional. Además de Fortín de Piedra, Aguada Pichana Este, La Calera, Sierra Chata y Aguada Pichana Oeste, también figuraron Loma La Lata-Sierra Barrosa, Rincón del Mangrullo y El Mangrullo.

Loma La Lata-Sierra Barrosa, operada por YPF, produjo 4,888 millones de metros cúbicos diarios y mostró una leve caída del 0,59%. Rincón del Mangrullo alcanzó 4,651 millones de metros cúbicos diarios, aunque registró una baja más pronunciada del 16,16%.

Por su parte, El Mangrullo, operado por Pampa Energía, produjo 4,508 millones de metros cúbicos diarios y experimentó una retracción mensual del 27,88%. El ranking de las diez áreas más productivas volvió a cerrarse con Anticlinal Grande-Cerro Dragón, de Pan American Energy, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge, con 4,387 millones de metros cúbicos diarios y una variación negativa del 1,15%.