Petroleros de Chubut y Santa Cruz advierten que podrían avanzar con medidas de fuerzas de forma conjunta

No son momentos fáciles para la Cuenca del Golfo San Jorge. La región sufre la reestructuración de la industria petrolera y el panorama se vuelve cada vez más difícil con un ecosistema productivo debilitado y la falta de respuestas políticas. Ese combo se traduce directamente en la impaciencia de los trabajadores petroleros.

En este marco, los titulares de los Sindicatos de Petroleros Privados de Chubut y Santa Cruz, Jorge Ávila y Rafael Guenchenen, respectivamente, se reunieron para coordinar respuestas ante la crisis del sector petrolero y advirtieron con avanzar con medidas de fuerza en toda la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Si no hay soluciones a corto plazo para los trabajadores, avanzaremos con un plan de lucha en la región. Como vengo diciendo en las últimas semanas, basta. Se agotaron los plazos y las excusas. Es tiempo de exigir que se cumplan los compromisos de inversión asumidos entre las operadoras petroleras y el gobierno provincial. Son acuerdos firmados que todavía no se traducen en resultados”, consideró Rafael Guenchenen mediante un comunicado oficial.

El impuesto a las Ganancias sigue preocupando a los gremios petroleros.

Guerra fría entre Vidal y Guenchenen

Las diferencias entre el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el titular del gremio de petroleros privados son cada vez más evidentes. Guenchenen ponderó que la asamblea en Pico Truncado fue “una muestra clara de acompañamiento, organización y decisión de los trabajadores petroleros frente a la situación que atraviesa la actividad hidrocarburífera”.

El dirigente gremial afirmó que las operadoras petroleras no cumplen con los planes de inversión presentados al Gobierno de Santa Cruz y puso como ejemplo el proyecto piloto en Sur Río Deseado Este que “no cuenta con definiciones ni avances”. La iniciativa fue presentada por Claudio Vidal y la canadiense SurCana Energy, en asociación con Alianza Petrolera Argentina.

“La inversión de esta etapa exploratoria supera los 20 millones de dólares, con proyección de escalamiento según los resultados. Se trata de reactivar un yacimiento inactivo. El desarrollo del Macizo del Deseado no puede seguir en estado declarativo; tiene que traducirse en actividad real y en una nueva base productiva para la provincia. Es momento de pasar a la ejecución”, apuntó.

Sin respuestas en Santa Cruz

Guenchenen también cuestionó que Crown Point prometió invertir 41,5 millones de dólares entre 2024 y 2026 en producción de petróleo y gas. A eso se sumaba un programa contingente con perforación de pozos y otras tareas por 90,8 millones de dólares adicionales, pero criticó que “ese nivel de actividad no se materializó”.

También manifestó que Pan American Energy (PAE) comunicó que iba a sostener su operación en Cerro Dragón con un plan cercano a los 90 millones de dólares, incluyendo pozos de desarrollo, intervenciones y un pozo exploratorio en Meseta Cerón Chico. “Hoy esa escala de inversión y actividad no se verifica en los yacimientos petroleros. Tampoco avanzó la exploración en los términos anunciados”, aseguró.

Los trabajadores petroleros de Santa Cruz en alerta.

Inversiones sin hacerse realidad

Asimismo, el titular de Petroleros Privados de Santa Cruz apuntó contra las operadoras que se hicieron cargo de las áreas que vendió YPF. “Se comprometieron inversiones por más de 1.259 millones de dólares, con perforaciones anuales, workover y tareas de pulling. El objetivo era incrementar la producción de petróleo en un 25%, pero ese nivel de actividad no aparece”.

“Por eso volvemos a plantear lo mismo desde hace meses. Necesitamos los planes de inversión, los programas de perforación, el plan de abandono y remediación de YPF y mayor presencia del Ministerio de Energía y Minería. También se requieren autoridades de control más activas”, agregó el dirigente sindical.

“Los datos de producción muestran con claridad lo que está pasando. En 2023 la producción diaria era de 129.000 metros cúbicos, pero al cierre de 2025 cayó a 117.000 m3. Son 12.000 m3 menos, una caída equivalente a una cuenca mediana. La tendencia dejó de ser gradual y pasó a ser abrupta”, aseveró.

“Esto ocurre con precios internacionales altos y con un esquema nacional que mejora la ecuación económica del petróleo. Con estos números no hay recuperación sin un aumento inmediato de la actividad”, destacó.

Petroleros en alerta

En este sentido, Guenchenen advirtió que “si las operadoras petroleras no están en condiciones de cumplir y reactivar la actividad en los yacimientos, tienen que dar un paso al costado. Nadie las obligó a venir”.

“Las puertas de Ramón Santos están abiertas para quienes quieran invertir en petróleo y gas. Y para los que vienen a aprovecharse, sin invertir ni comprometerse, también están abiertas”, subrayó.

“Las operadoras no recibieron áreas vacías. Recibieron yacimientos en producción, con equipos activos y una estructura sostenida por los trabajadores petroleros. Ese esfuerzo no va a ser unilateral y se terminó la paciencia”, cuestionó.

Además, el dirigente gremial exigió la inmediata apertura de paritarias petroleras. “No se puede hablar de reactivación del sector sin discutir salarios y condiciones laborales. La recomposición tiene que estar a la altura de la realidad que atraviesan los trabajadores”, concluyó.

El fracking en Vaca Muerta volvió a romper su techo

Vaca Muerta convirtió lo extraordinario en cotidiano. La roca madre rompe un récord cada mes y marzo no fue la excepción. El tercer mes del año registró la cifra más alta del fracking al alcanzar un total de 2.616 punciones en el segmento shale.

La cifra desplazó al máximo establecido en mayo del año pasado cuando las empresas sumaron 2.588 etapas de fractura y dejó atrás a la marca de enero de este año cuando se anotaron 2.401 operaciones.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la marca de marzo significó una suba del 10,33% con respecto a febrero y un incremento interanual del 33,46%. Las punciones se repartieron entre 870 destinas al gas y 1.746 vinculadas al petróleo.

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

El podio de Vaca Muerta

En lo que respecta a las operadoras, YPF sigue liderando todo lo que sucede en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.116 operaciones, lo que significa el 43% del total de las fracturas.

El batacazo estuvo a cargo de Pluspetrol. La compañía aumentó su actividad y logró subirse al podio del fracking de la roca madre de la Cuenca Neuquina. La empresa de capitales nacionales registró 431 punciones, lo que se traduce en el 17% 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 224 etapas de fractura y la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada) donde se llevaron a cabo 207 punciones.

El podio fue completado por Vista Energy. La empresa que lidera Miguel Galuccio solicitó 281 etapas de fractura e implicó el 11% de las punciones en Vaca Muerta. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 209 operaciones lo que explica el 8% de la actividad en el shale.

Sube la actividad

Las compañías siguen empujando las operaciones en la roca madre. Pan American Energy (PAE) sumo 160 etapas de fractura mientras que Shell sumó 156 punciones. Cada una se encargó de tener un 6% de la actividad en Vaca Muerta.

Un escalón más abajo se posicionó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint logró 138 fracturas, lo que se traduce en el 5% de las operaciones en la Cuenca Neuquina.

El cierre estuvo a cargo de Phoenix Global Resources y TotalEnergies, quienes no superaron las 100 operaciones. PGR sumó 98 punciones y la firma francesa registró 11 trabajos.

Un equipo de Halliburton propone revolucionar el fracking en Vaca Muerta

El poder de los sets de fractura

Halliburton y SLB son las firmas que lideran el fracking de Vaca Muerta. Las compañías concentra el 67% de las operaciones en el shale y este mes lograron superar sus marcas históricas. La empresa de mamelucos rojos se consolida en el primer lugar en las fracturas, posición que perdió en 2025.

Halliburton contabilizó 1.147 etapas de fractura y marcó una amplia diferencia con su principal competidor. En segundo lugar, quedó SLB con 600 operaciones.

El tercer lugar fue para Calfrac que sumó 382 punciones mientras un escalón más abajo se posicionó Tenaris con 263 operaciones. El cierre estuvo a cargo de Servicios Petroleros Integrados (SPI) con 224 fracturas.

Vaca Muerta en Houston: los mensajes que dejaron las petroleras internacionales

En un contexto global marcado por los conflictos en Medio Oriente y su impacto en la cotización del crudo, el interés inversor vuelve a centrarse en Neuquén. Además del potencial del reservorio, el foco está en la forma en que la provincia administra Vaca Muerta, con planes orientados a ampliar la producción y generar condiciones para que los ingresos derivados de la actividad tengan impacto en la comunidad.

La aceleración del desarrollo responde a una estrategia vinculada a la necesidad de monetizar los recursos energéticos antes de que avancen las transiciones hacia las llamadas nuevas energías. Bajo esa premisa, el gobernador Rolando Figueroa viajó a Houston (EE.UU.) con el objetivo de promover inversiones destinadas tanto al Gas Natural Licuado (GNL) como a la ampliación de áreas en explotación dentro de Vaca Muerta.

La opinión de los CEOs

En ese marco —la conferencia CERAWeek by S&P Global—, Figueroa participó de un panel ante ejecutivos y referentes del mercado internacional. También estuvo presente el secretario coordinador de Energía de la Nación, Daniel González.

El panel “Vaca Muerta CEO & Policy” reunió a directivos de distintas compañías. Allí, Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, sostuvo que Argentina tiene capacidad para exportar y contribuir al abastecimiento energético global. Añadió que el interés de su compañía se vincula con la posibilidad de invertir en condiciones competitivas y con la cooperación entre los niveles federal y provincial.

Lawler remarcó que, ante una eventual estabilización o declive de la producción estadounidense en los próximos años, la brecha global podría ser cubierta en parte por la oferta argentina.

 

Una oportunidad para Vaca Muerta

Por su parte, Pablo Vera Pinto, cofundador de Vista Energy, afirmó que el actual escenario ofrece oportunidades que, a su criterio, no deberían desaprovecharse. Destacó que las condiciones para invertir son mejores que en las últimas dos décadas y que este sería un momento propicio para impulsar el crecimiento.

El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, subrayó el rol del ecosistema de pymes vinculado a Vaca Muerta y mencionó la asistencia técnica que la empresa brinda a proveedores locales para mejorar su productividad.

A su turno, Felipe Bayón, CEO de GeoPark Limited, destacó la madurez del recurso y el nivel de desarrollo del ecosistema local. Señaló que la compañía retomó actividades en la región tras acuerdos con Pluspetrol y destacó el trabajo coordinado entre operadoras, gobiernos y empresas.

Seguir creciendo

Desde TotalEnergies, Javier Rielo planteó que los recursos disponibles permiten abastecer el mercado interno y avanzar en la búsqueda de nuevos destinos para el gas. Entre ellos, mencionó el mercado chileno y la oportunidad que deja la caída progresiva de las exportaciones bolivianas hacia Brasil.

Asimismo, Hugo Eurnekian, CEO de CGC, sostuvo que uno de los principales desafíos es la disponibilidad de capital y que el contexto actual podría acelerar la llegada de nuevos fondos para el desarrollo del recurso.

Por último, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas and Power en Pan American Energy, señaló que se espera el arribo del primer buque de GNL en junio del próximo año, lo que marcará el inicio de la puesta en marcha del proceso de exportación.

 

Las estrategias neuquinas

Figueroa detalló que Neuquén trabaja en un esquema de beneficios fiscales para el GNL, con reducciones en regalías y exenciones impositivas para mejorar la competitividad internacional. Indicó que se evalúa una alícuota diferencial de regalías para este segmento.

También explicó que, a diferencia de otros mercados como Estados Unidos, en Neuquén no se aplicará el impuesto a los ingresos brutos sobre el gas previo a su licuefacción, lo que busca mejorar la competitividad. Recordó además que las exportaciones mantienen una carga tributaria nula.

Entre los incentivos para nuevos inversores, mencionó que la estructura impositiva provincial ya es baja respecto de otros mercados y que el metano podría recibir un tratamiento aún más favorable.

Una alternativa impulsa por el shale

El gobernador señaló que, además del potencial del subsuelo, se valora la estabilidad macroeconómica, la seguridad jurídica y el trabajo coordinado entre distintos niveles de gobierno y el sector privado.

Neuquén también cuenta con el programa provincial “Invierta Neuquén”, orientado a atraer grandes inversiones más allá de Vaca Muerta. Ofrece estabilidad fiscal por diez años, exenciones impositivas y acceso a financiamiento, y es conocido como el “RIGI neuquino”.

Durante su visita a Estados Unidos, Figueroa destacó la coordinación con el gobierno nacional para avanzar con leyes clave, incluido el RIGI y señaló que el marco legal construido en los últimos meses brinda previsibilidad política y jurídica y subrayó que la región se caracteriza por la paz social, un elemento que consideró relevante para el desarrollo.

Explotación Dual: la opción que analiza YPF para tener revancha en el shale de Chubut

El potencial no convencional de Chubut es lo más parecido a un mito. Los proyectos de exploración no brindaron buenos resultados en la Cuenca del Golfo San Jorge y llevó a diferentes pesos pesados de la industria a considerar que “la D-129 no sirve”.

La reconversión de Cerro Dragón y los pozos no convencionales que realiza Pan American Energy (PAE) cambiaron las perspectivas en los últimos meses. Sin embargo, el anuncio de Horacio Marín sorprendió a más de uno de los presentes en New York. En el marco de la Argentina Week, el presidente y CEO de YPF sostuvo que la compañía “proyecta explorar el potencial del D-129 en Chubut”. La declaración de Marín hizo ruido en Estados Unidos, pero también la Cuenca del Golfo San Jorge.

Un interés que no es nuevo

El presidente de YPF remarcó en más de una oportunidad que la compañía sería 100% no convencional y que la salida de los campos maduros representaba una estrategia de crecimiento para la operadora. Pero en el evento Chubut Energía 2050, Marín dejó la puerta abierta para otros proyectos en la provincia.

“Hay que saber salir y Manantiales Behr está en el momento preciso para salir. ¿Para qué? Para que ingresen compañías medianas y tomen el control, porque Manantiales Behr produce 4 mil metros del cúbicos por día, tiene mucho futuro en la terciaria, e YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, subrayó el ejecutivo sobre el mítico bloque que aun posee la empresa.

No obstante, Marín valoró la exploración en la formación D-129 que lleva adelante PAE y adelantó que se guardaría un as bajo la manga. “En la licitación (de Manantiales Behr) nos vamos a quedar con la opción de pedir la reversión no convencional, y espero que te vaya bien (a Marcos Bulgheroni, CEO de PAE) en Aurora Austral porque eso sería un cambio muy importante”, destacó.

YPF vendió Manantiales Behr.

YPF y la chance de una Explotación Dual

Hay una posibilidad de que Chubut rompa la estructura petrolera y avance con una explotación dual. Esto significa que una operadora se dedique al no convencional y otra explote el convencional. Esa es una de las variables que maneja YPF y que contaría con el visto bueno del Gobierno de Chubut.

La venta de Manantiales Behr todavía no está sellada. Si bien hay avances entre YPF y PECOM, falta que se presente la operación de venta formal ante la administración de Ignacio Torres.

En este sentido, el gobernador de Chubut destacó la posibilidad de que empresas de los Estados Unidos se asocien a firmas locales para potenciar y fortalecer la exploración no convencional. Sumando más condimentos a la posibilidad de que la explotación dual o la conformación de UTE sea una realidad.

El modelo que mira Chubut es el que se aplica en Canadá. Alberta y British Columbia fueron las primeras jurisdicciones en avanzar con estas medidas. Allí, la regulación permite que los derechos sobre el subsuelo se asignen considerando distintas formaciones geológicas o profundidades.

Esto ocurre dentro de Western Canada donde existen múltiples capas con petróleo y gas, algunas explotadas con técnicas convencionales y otras mediante etapas de fractura.

Gracias a esa diversidad geológica, es posible que diferentes compañías desarrollen reservorios ubicados a distintas profundidades. Una empresa puede producir shale, mientras otra explota recursos convencionales. Este esquema no solo permite ampliar la producción, sino también aprovechar infraestructura existente y reducir riesgos de inversión.

El parque solar que transforma la vida cotidiana en Los Chihuidos

La localidad de Los Chihuidos dio un paso histórico con la puesta en marcha de su primer parque solar, una obra que permitirá contar con energía eléctrica durante las 24 horas del día por primera vez. La inauguración marca un cambio profundo en la vida cotidiana de sus habitantes, que durante años debieron convivir con cortes, horarios limitados y sistemas precarios.

Durante el acto, se destacó el valor simbólico y social del proyecto, que busca garantizar un derecho básico para una comunidad que permaneció postergada durante décadas. Vecinos y autoridades coincidieron en que el acceso permanente a la electricidad representa una mejora directa en la calidad de vida y en las oportunidades de desarrollo.

La obra fue impulsada por el gobierno provincial y será operada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN). El financiamiento y la construcción estuvieron a cargo de Pan American Energy y YPF, en el marco de un trabajo conjunto con la provincia.

La puesta en funcionamiento del parque fue posible luego de finalizar una nueva red de distribución eléctrica, que incluyó el tendido de líneas, subestaciones transformadoras y alumbrado público con tecnología LED. Estas obras, concluidas en septiembre de 2025, fueron clave para habilitar el nuevo sistema energético.

Un cambio a partir de un parque solar

Para la comunidad, el cambio es notable. Hasta ahora, el servicio dependía principalmente de generadores diésel que solo permitían disponer de electricidad durante algunas horas del día. Esto limitaba actividades productivas, educativas y sociales, además de generar altos costos de mantenimiento.

El presidente de la comisión de fomento, Gabriel Rojas, expresó que la llegada de la energía permanente es el resultado de años de gestiones y reclamos. “Fueron muchas promesas que no se cumplieron. Hoy, después de tanto tiempo, podemos decir que tenemos luz todo el día”, señaló durante el acto.

Desde el área de Ambiente y Recursos Naturales, la ministra Leticia Esteves explicó que parte del financiamiento provino de un fondo específico que fue ordenado y transparentado. Según indicó, esos recursos permitieron concretar la obra de distribución y avanzar luego con el parque solar.

Un antes y un después

Por parte de Pan American Energy, Nicolás Fernández Arroyo destacó que el proyecto representa “un antes y un después” para Los Chihuidos. “Ver a la comunidad con energía las 24 horas es un orgullo y refleja nuestro compromiso con el desarrollo local”, afirmó.

El presidente del EPEN, Mario Moya, detalló que el sistema funciona como una mini red híbrida, compuesta por paneles solares, baterías y respaldo con generadores. Explicó que esta combinación permite asegurar el suministro incluso en días sin sol o ante contingencias.

El parque cuenta con 288 paneles fotovoltaicos, una potencia instalada de 200 kilowatts y un banco de baterías de ion-litio que brinda autonomía de hasta dos días. Gracias a este sistema, se estima una reducción superior al 70% en el consumo de combustible.

Además del impacto ambiental, el proyecto genera beneficios económicos y operativos, ya que disminuye los costos asociados al transporte y uso de gasoil, y reduce el esfuerzo que antes debía realizar la comunidad para sostener el servicio.

Durante la jornada también se firmaron nuevos acuerdos para fortalecer el uso eficiente de la energía y dar continuidad al Programa Chihuidos Sustentable, que busca acompañar iniciativas productivas y sociales en la zona.

Acompañar el desarrollo

La comunidad se encuentra dentro del área Aguada Pichana Oeste, una región clave para el desarrollo energético de Neuquén. En ese contexto, el parque solar se integra a una estrategia más amplia de infraestructura social.

Desde 2017, Pan American Energy viene acompañando a Los Chihuidos con proyectos vinculados al acceso al agua, la energía y el fortalecimiento comunitario. Este trabajo previo fue fundamental para que el nuevo sistema pueda ser aprovechado plenamente por los vecinos.

La operación y el mantenimiento quedarán a cargo del EPEN, lo que garantiza una gestión local y continuidad en el servicio. La presencia técnica en el territorio permitirá responder con rapidez ante eventuales inconvenientes.

Con la inauguración del parque solar, Los Chihuidos abre una nueva etapa. La disponibilidad de energía permanente permitirá ampliar actividades productivas, mejorar servicios y fortalecer el arraigo de las familias en la zona.

Más de 20 pymes quedaron fuera del negocio petrolero en la Cuenca del Golfo San Jorge

Las pequeñas y medianas empresas (pymes) de servicios petroleros atraviesan uno de los momentos más complejos de los últimos años en la Cuenca del Golfo San Jorge. La salida de grandes operadoras, los cambios en los contratos y la reconfiguración productiva impactaron de lleno en la actividad. El escenario se traduce en menor demanda, incertidumbre laboral y dificultades financieras.

La transición que comenzó tras la salida de YPF y el avance de nuevos operadores dejó a muchas pymes en una situación vulnerable. La pérdida de volumen, el retraso en los pagos y la renegociación de contratos se volvieron parte del día a día para decenas de firmas locales.

En diálogo con eolomedia, Héctor Boris Mansilla, vicepresidente de la Cámara de Empresas Regionales de Servicios Petroleros de la Cuenca del Golfo San Jorge, analizó el presente del sector, las consecuencias del cambio de operadores y las perspectivas para las empresas regionales.

Reconfiguración de la cuenca y concentración empresaria

“El formato que se dio en Chubut con la salida de YPF, también se repitió en Santa Cruz Norte. Eso generó una concentración con dos aristas: por un lado, una actividad sobredimensionada y, por otro, la necesidad de un ajuste que, más allá de cómo se haga, era inevitable”, afirmó el empresario.

Según Mansilla, este proceso no solo impactó en Chubut, sino también en Santa Cruz, especialmente en la zona norte, que mantiene un vínculo productivo directo con Comodoro Rivadavia. La reorganización del mapa petrolero redujo el margen de maniobra de muchas empresas.

Uno de los efectos más visibles fue la revisión de costos impulsada por algunas operadoras, que solicitaron una baja en las tarifas de los servicios tras asumir áreas maduras.

“Los contratos y los estándares de calidad y seguridad que tenía YPF quedaron un poco en el camino. Se incorporaron empresas con otro nivel de prestación. Algunas todavía no tienen la actualización como operadores, pero fueron seleccionadas de contratos que se distribuyeron en forma proporcional desde YPF”.

El dirigente explicó que, en varios casos, las nuevas operadoras respetaron los acuerdos originales mientras avanzaban en negociaciones más acordes a sus planes de inversión. Sin embargo, aclaró que ese comportamiento no fue uniforme y que depende, en gran medida, de la estrategia de cada compañía.

“Hay operadoras que rescindieron contratos, otras que no se manifestaron y algunas que directamente no solicitaron servicios. También se retrasaron pagos. Estamos buscando un piso real para saber cuál va a ser la actitud frente al desafío de aumentar la producción”.

Jorge Ávila sostuvo que se terminaron los despidos en Chubut.

Más de 20 pymes fuera del sistema

La incertidumbre contractual se convirtió en una de las principales preocupaciones del sector. La falta de definiciones claras dificulta la planificación, afecta la inversión en equipos y limita la posibilidad de sostener el empleo.

Mansilla estimó que el impacto se refleja en el cierre de empresas y en la pérdida de capacidades técnicas acumuladas durante décadas. A su entender, el número de firmas afectadas creció en paralelo a la reconfiguración productiva.

“Arrancamos con quince empresas y ahora, sumando lo que incide en Santa Cruz Norte, podemos hablar fácilmente de 22 afectadas. Y no solo son empresas: nadie habla de los profesionales, técnicos y oficiales especializados que sostuvieron estas firmas y que hoy pagan un alto costo”.

El dirigente remarcó que, más allá de la atención puesta en los trabajadores sindicalizados, existe una franja de personal calificado que quedó fuera del debate público. Ingenieros, supervisores y técnicos especializados enfrentan un escenario de escasas oportunidades laborales en la región.

El Trébol es una de las áreas que genera expectativa entre las empresas.

La alternativa de migrar hacia Vaca Muerta apareció como una opción para algunas compañías tras la pandemia. Sin embargo, el proceso no resultó sencillo y estuvo condicionado por barreras técnicas y regulatorias en Neuquén.

“El cambio de operadores fue un golpe certero para la economía de las compañías que crecieron con YPF y PAE. Son muy pocas las que pudieron emigrar a Neuquén, porque el no convencional requiere otra estructura y otras condiciones para trabajar”.

Para Mansilla, la dinámica del shale demanda mayor escala, inversiones más elevadas y una logística distinta, lo que deja afuera a muchas pymes tradicionales del convencional. Frente a esa realidad, varias empresas optaron por reducir su actividad y esperar una recomposición del mercado.

“Los que estamos en la franja de las pymes vemos que llegó el momento en que los yacimientos maduros tienen que vivir de lo que producen. Tarde o temprano van a recurrir a empresas con mejor precio, calidad y seguridad. Si los números no cierran, van a entender que el objetivo es producir y hacerlo rentable”, subrayó.

Los activos de Shell en Vaca Muerta podrían llegar a valer U$S 3 mil millones

Los rumores sobre una posible venta de los activos de Shell en Vaca Muerta volvieron a sacudir al mercado energético en las últimas semanas. En ese contexto, un informe de Rystad Energy analizó en detalle el portafolio shale de la compañía en Argentina, que podría alcanzar un valor de hasta 3.000 millones de dólares, según estimaciones preliminares.

Si bien el momento elegido para una eventual desinversión puede resultar llamativo, el estudio sostiene que no es completamente inesperado. “Desde 2022, la supermajor con sede en el Reino Unido ha ido reduciendo silenciosa pero sostenidamente su actividad de perforación en la cuenca”, señala el reporte, que traza un recorrido detallado de su desempeño reciente.

El análisis también recuerda que Shell se retiró en 2024 del proyecto de exportación de GNL en Argentina, apenas un año después de firmar un acuerdo de desarrollo con YPF. Esa decisión fue interpretada como una señal de revisión estratégica sobre su compromiso de largo plazo con Vaca Muerta y con el país.

Durante el mismo período, sostener el ritmo operativo se volvió cada vez más complejo. La producción en sus principales activos se mantuvo mayormente estable desde 2022, a pesar de que anteriormente la empresa era considerada un par de Vista Energy, hoy el segundo mayor operador de la formación no convencional.

A estas dificultades se sumó una marcada inestabilidad en la conducción local. Entre 2022 y 2025, Shell Argentina tuvo tres directores ejecutivos distintos, un dato que, según Rystad, refleja los problemas para sostener una estrategia consistente en un entorno competitivo y cambiante como el de la Cuenca Neuquina.

Shell analiza irse de Vaca Muerta.

La historia de Shell en Vaca Muerta

Shell opera en Argentina desde hace más de 111 años y fue una de las pioneras en el desarrollo temprano del shale en Vaca Muerta. Actualmente, posee participación en siete bloques, cuatro operados y tres no operados, que abarcan unas 179.700 acres netas, principalmente en zonas productoras de petróleo y condensados.

Entre los bloques operados se destacan Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste, Bajada de Añelo y Sierras Blancas, mientras que Bandurria Sur, Rincón La Ceniza y La Escalonada corresponden a participaciones no operadas. Varios de estos activos integran el llamado “Core Hub”, una zona madura con infraestructura consolidada.

El informe destaca que esta área se beneficia de su cercanía a instalaciones clave, como el oleoducto Sierras Blancas–Allen, conectado directamente al sistema de Oldelval. Esta ventaja logística permitió a Shell sostener durante años una operación eficiente, con costos relativamente competitivos frente a otros jugadores del mercado.

La compañía comenzó a explorar Vaca Muerta en 2012 y perforó su primer pozo shale en 2013. Sin embargo, fue recién después de la pandemia cuando avanzó con mayor decisión hacia un desarrollo a escala. Hoy, produce alrededor de 30.000 barriles diarios en activos operados y unos 20.000 barriles netos en áreas no operadas.

En total, la producción ronda los 50.000 barriles diarios, con volúmenes que se mantuvieron estables desde 2022, aunque con cambios internos entre bloques. La última gran inversión en infraestructura se remonta a 2021, cuando amplió su capacidad de procesamiento hasta 42.000 barriles por día.

En 2024, Shell había anunciado un objetivo de 70.000 barriles diarios para 2025, meta que finalmente no logró cumplir. “Esta brecha entre las ambiciones declaradas y los resultados reales subraya los desafíos operativos que enfrenta la compañía”, remarca el informe de Rystad Energy.

Shell busca bajar sus emisiones de carbono en Vaca Muerta.

Menor actividad y señales de repliegue

El retroceso en los niveles de actividad fue uno de los puntos más notorios. Entre 2016 y 2022, Shell incrementó progresivamente su perforación hasta alcanzar un pico de 37 pozos iniciados en 2022. Luego, la cifra cayó de forma abrupta, con apenas cuatro pozos en 2024.

Para 2025, solo se reportaron cuatro pozos, aunque Rystad aclara que los retrasos en los datos sugieren que el número real podría acercarse a diez. La compañía suele operar uno o dos equipos, pero en 2025 sufrió un contratiempo adicional cuando su principal torre colapsó durante el traslado.

Desde el punto de vista geológico, el desempeño de los pozos se ubica cerca del promedio de Vaca Muerta, aunque con tasas de declinación algo más pronunciadas. Cruz de Lorena lidera los resultados, seguido por Sierras Blancas y CASO, según detalla el análisis.

En términos de recuperación final estimada por pie lateral, Shell alcanza unos 94 barriles, frente a un promedio de la cuenca cercano a los 117. Esta diferencia refleja un rendimiento aceptable, pero por debajo de los líderes del mercado en productividad por pozo.

La salida del proyecto de GNL refuerza, para Rystad, el giro estratégico. En 2024, Shell había sido anunciada como socia de YPF en la segunda fase del proyecto de Argentina LNG. Un año después, abandonó la iniciativa por cambios en el alcance y la escala.

El proyecto pasó de una idea inicial de 12 millones de toneladas anuales a unas 6 millones, alterando sustancialmente su rentabilidad. Esta situación guarda similitudes con la salida previa de Petronas, que luego vendió su participación en La Amarga Chica a Vista por 1.500 millones de dólares.

Posibles compradores y protagonismo regional

Si Shell decide finalmente desprenderse de sus activos, la operación abriría una oportunidad poco frecuente. Se trata de bloques contiguos, desarrollados, con infraestructura, producción en marcha y un inventario significativo de ubicaciones de perforación aún disponibles.

Desde 2023, los actores regionales concentraron alrededor del 72% del valor total de las operaciones en Vaca Muerta, con inversiones cercanas a los 4.900 millones de dólares. Este dato refleja el creciente protagonismo local frente al repliegue de varias compañías internacionales.

En ese escenario, Rystad menciona a Pluspetrol, Vista Energy, YPF y Pan American Energy como posibles interesados. Por el tamaño del portafolio, no se descarta que surjan consorcios o alianzas, incluso con participación directa de la petrolera estatal.

El informe también señala que empresas estadounidenses enfocadas en shale podrían evaluar su ingreso, atraídas por unas 1.000 locaciones de perforación en bloques operados. Continental Resources ya dio una señal en ese sentido, y otras firmas analizan oportunidades en la formación.

Según Rystad Energy, varios operadores norteamericanos están estudiando inversiones en Vaca Muerta, en busca de inventario internacional de calidad. En ese contexto, el futuro de los activos de Shell se inscribe en un mercado cada vez más dinámico, con fuerte competencia regional y creciente interés externo.

Las áreas que lideran la producción en Vaca Muerta

Mes a mes, Vaca Muerta confirma que su expansión no se detiene. Diciembre volvió a marcar un nuevo récord para la producción petrolera argentina, con un total de 860.036 barriles diarios. Detrás de ese número aparecen áreas que funcionan como verdaderas locomotoras, que marcan una etapa de crecimiento constante y redefinen el mapa energético nacional.

El avance del shale se refleja en un incremento mensual del 1,54% y un salto interanual del 13,77%. La producción no convencional creció 2,36% respecto de noviembre y más de 31% en comparación con el mismo mes del año anterior. Estos datos confirman que el impulso central proviene de Vaca Muerta y de sus áreas más productivas.

En contraposición, el segmento convencional volvió a mostrar una tendencia descendente. En diciembre registró una leve baja mensual del 0,24% y una caída interanual del 12,01%. Este retroceso refuerza el cambio estructural que vive la industria, con el shale desplazando progresivamente a los yacimientos maduros.

El liderazgo de Vaca Muerta y sus áreas más productivas

Según los datos analizados por el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana continúa siendo el principal motor del petróleo argentino. El yacimiento operado por YPF alcanzó en diciembre una producción de 102.433 barriles diarios, equivalente al 11,91% del total nacional. Además, registró una suba mensual del 10,45%, consolidando su posición como el área más importante del país.

En segundo lugar aparece La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con 86.385 barriles diarios y una participación del 10,04%. Su crecimiento del 2,11% mensual refleja estabilidad operativa y eficiencia productiva, factores que le permiten sostenerse como uno de los pilares del desarrollo no convencional.

Bandurria Sur completa el podio de Vaca Muerta con 63.686 barriles diarios y una mejora del 3,35% respecto del mes anterior. Este bloque se consolidó como una de las áreas más relevantes del shale, combinando altos niveles de producción con una curva de crecimiento sostenida.

Más atrás, Bajada del Palo Oeste, operada por Vista Energy, registró 51.044 barriles diarios. Aunque mostró una baja mensual del 2,32%, sigue siendo una referencia dentro del desarrollo no convencional. Por su parte, La Angostura Sur I sorprendió con una suba del 12,11%, alcanzando los 34.333 barriles diarios.

Uno de los datos más destacados fue el ingreso de Bajo del Choique–La Invernada, de Pluspetrol, al top ten nacional. Con 22.580 barriles diarios y un salto mensual del 33,87%, se posicionó como una de las áreas de mayor dinamismo. A esto se suman El Trapial Este, de Chevron, y La Calera, también de Pluspetrol, ambas superando los 21 mil barriles diarios.

La nueva vida para el convencional.

El aporte del Golfo San Jorge en un contexto de transición

Aunque el protagonismo se concentra en Vaca Muerta, la Cuenca del Golfo San Jorge sigue teniendo un rol relevante en la producción nacional. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operada por Pan American Energy, produjo en diciembre 60.494 barriles diarios, con una suba mensual del 5,08%, representando el 7,03% del total país.

Este yacimiento continúa siendo el principal exponente del petróleo convencional argentino, mostrando capacidad de sostener volúmenes significativos en un contexto de madurez. Su desempeño permite amortiguar, en parte, el retroceso general del segmento tradicional.

En tanto, Manantiales Behr, operada por YPF, pero adquirido por Rovella Energy, alcanzó los 25.433 barriles diarios, con un crecimiento mensual del 2,81%. Aunque lejos de los niveles del shale, sigue siendo un activo relevante dentro de la cuenca.

Río Negro adjudicó a PAE un nuevo permiso exploratorio en Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro otorgó a Pan American Energy (PAE) el permiso de exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Sur, ubicada en el sector rionegrino de la cuenca Neuquina. La adjudicación quedó formalizada a través del Decreto 32/26 y contempla un compromiso de inversión de USD 8,58 millones en un plazo de dos años.

La definición fue el resultado del Concurso Público Nacional e Internacional N° 01/25, donde PAE presentó la propuesta técnica y económica mejor calificada. El pliego licitatorio establecía un derecho de preferencia para igualar la mejor oferta, condición que fue clave en el proceso de adjudicación.

Cinco Saltos Sur es un bloque que no registra actividad hidrocarburífera desde 1979, año en el que se realizó la única perforación histórica documentada. Sin embargo, el avance de los desarrollos no convencionales en áreas cercanas volvió a posicionar al bloque como un activo estratégico, especialmente por su potencial asociado a la formación Vaca Muerta.

Un área con potencial shale

Desde el gobierno provincial explicaron que el interés por el área se sustenta en los antecedentes técnicos de proyectos vecinos como Mata Mora y en los resultados obtenidos en los permisos exploratorios ya concedidos en Confluencia Norte, Confluencia Sur y Cinco Saltos Norte, que permitieron delinear un escenario geológico favorable.

El plan de trabajo aprobado para Cinco Saltos Sur se organiza en tres etapas. La primera contempla estudios geológicos y geofísicos preliminares. Luego se avanzará con la perforación de un pozo exploratorio de al menos 3.000 metros de profundidad, que incluirá una rama horizontal cercana a los 2.000 metros. Finalmente, se realizará la evaluación técnica y económica de los resultados obtenidos.

El objetivo central del programa exploratorio será recopilar información clave para definir con mayor precisión el potencial productivo del bloque. En caso de que los resultados sean positivos, el proyecto podría escalar hacia una fase de desarrollo intensivo, con la posibilidad de perforar hasta 147 pozos horizontales.

El nuevo bloque de PAE

El área Cinco Saltos Sur abarca una superficie de 252 kilómetros cuadrados y se ubica en la barda norte del Alto Valle. Dentro del bloque se incluye parte del Lago Pellegrini, lo que implica condiciones ambientales particulares.

En ese sentido, todos los trabajos deberán cumplir con exigencias ambientales y sociales específicas. Entre ellas, se destaca la elaboración de un Estudio de Sensibilidad Ambiental y Social, con foco en la zona de Perilago, el Arroyón y sectores con presencia de viviendas. Además, la permisionaria deberá ajustarse a los lineamientos de la Secretaría de Ambiente y del Departamento Provincial de Aguas, que incluyen estudios de riesgo hídrico, planes de contingencia y medidas de protección de los recursos hídricos.

“Por primera vez, los recursos naturales de la Patagonia se industrializan en la región”

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, destacó que la firma del convenio con YPF se inscribe en una estrategia de largo plazo que posiciona a la provincia como una de las principales provincias exportadoras de gas y petróleo del país, y remarcó que el impacto de estos proyectos alcanzará a toda la Patagonia.

“El desarrollo energético no es solo para la costa atlántica. Es trabajo, oportunidades y actividad económica para todos los rionegrinos, vivan donde vivan”, afirmó el mandatario.

Weretilneck explicó que el proceso iniciado hace más de dos años ya se expresa en obras concretas, con inversiones en marcha y plazos definidos. “No estamos hablando de promesas. Antes de fin de año Río Negro y Neuquén van a estar exportando petróleo desde el mar rionegrino, y en los próximos años se sumará la exportación de gas natural licuado”, señaló.

Exportar desde la Patagonia

En ese marco, el mandatario rionegrino recordó el avance del proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que ya supera el 50% de ejecución y contempla la construcción de una terminal exportadora en Sierra Grande. “Esta obra moviliza mano de obra, empresas y servicios en distintos puntos de la provincia, desde la cordillera hasta la costa”, destacó.

El gobernador también se refirió a los proyectos de GNL (gas natural licuado) en desarrollo, tanto el liderado por Pan American Energy (PAE) como el recientemente firmado con YPF y ENI. “Estos proyectos implican gasoductos, plantas, logística y servicios que atraviesan Río Negro de punta a punta. Eso significa empleo directo e indirecto en cada región”, sostuvo.

Asimismo, Weretilneck subrayó la integración regional con Neuquén. “La producción en Vaca Muerta también genera trabajo para los rionegrinos: hay trabajadores, proveedores y empresas de nuestra provincia que participan de esta cadena de valor. El crecimiento es compartido”, remarcó.

El avance de los proyectos

Weretilneck afirmó que uno de los ejes centrales de la política provincial es agregar valor en origen. “Por primera vez, los recursos naturales de la Patagonia se industrializan en la región. No solo exportamos energía: generamos empleo, conocimiento y nuevas oportunidades productivas para toda la provincia”, indicó.

Además, el mandatario destacó que la llegada de inversiones de esta magnitud responde a un rumbo claro. “Nadie invierte miles de millones de dólares ni se compromete a 30 años si no hay reglas claras. Río Negro ofrece estabilidad política, seguridad jurídica y previsibilidad, y eso se traduce en trabajo y desarrollo para todos los rionegrinos”, aseveró.