El primer buque de Southern Energy inició su preparación final

El Hilli Episeyo, primer buque del proyecto de Southern Energy, partió de Camerún rumbo a Singapur, donde será reacondicionado antes de arribar al Golfo San Matías a mediados de 2027 para producir y exportar GNL (gas natural licuado).

La partida de la unidad flotante de licuefacción representa un nuevo avance en el cronograma del proyecto que convertirá a la costa rionegrina en una plataforma estratégica para la exportación de GNL producido en la Argentina.

Luego de ocho años de operación frente a las costas de Camerún, el buque de Golar LNG será trasladado al astillero Seatrium, en Singapur. Allí se realizarán tareas de mantenimiento, modernización, extensión de su vida útil y acondicionamiento para su futura operación frente a Río Negro.

Una capacidad clave para la primera etapa

El Hilli Episeyo cuenta con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a aproximadamente 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

Su llegada al Golfo San Matías está prevista para mediados de 2027, mientras que el comienzo de las operaciones comerciales se proyecta para fines de ese mismo año. La unidad estará vinculada durante 20 años al proyecto impulsado por Southern Energy.

Figueroa presentó un proyecto para potenciar el GNL y generar empleo e infraestructura.

La compañía está integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. En una segunda instancia se incorporará el buque MKII, con lo que ambas unidades alcanzarán una capacidad conjunta cercana a los 6 millones de toneladas de GNL por año.

Río Negro se prepara para exportar energía al mundo

El avance del Hilli Episeyo se integra a las obras e inversiones que se desarrollan para vincular la producción de gas con la futura terminal flotante. El proyecto contempla infraestructura terrestre y submarina, instalaciones de compresión y sistemas de amarre frente a la costa rionegrina.

Esta nueva etapa productiva posiciona al Golfo San Matías como un punto estratégico para la salida de la energía argentina al mundo y fortalece el desarrollo portuario, logístico e industrial de la Región Atlántica.

La partida del primer buque muestra que el proyecto comienza a convertirse en una realidad concreta. Es un nuevo paso en el rumbo para transformar los recursos energéticos de Vaca Muerta.

Julio frenó el ritmo de fractura en Vaca Muerta

Durante los primeros siete meses del año, Vaca Muerta mostró un ritmo de actividad elevado. Enero contabilizó 2.401 etapas, febrero 2.371, marzo 2.616, abril 2.335, mayo 2.484 y junio alcanzó el máximo anual con 2.760. Julio rompió esa tendencia al retroceder hasta las 2.010 etapas, aunque todavía quedó por encima de cualquier julio de años anteriores.

“La actividad de fractura shale —medida en cantidad de etapas— cerró julio en torno a las 2.010 etapas. Fue el registro mensual más bajo de 2026 y mostró una corrección importante frente al pico de junio. Sin embargo, la comparación histórica cambia la lectura: aun siendo el peor mes del año, fue el julio de mayor actividad desde que se inició la serie”, consideró Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en una publicación de LinkedIn.

YPF volvió a liderar la actividad de Vaca Muerta

La distribución de las etapas de fractura volvió a mostrar el predominio de YPF, que concentró 1.067 etapas, equivalentes al 53% del total ejecutado durante julio. La empresas de mayoría estatal mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las operadoras, consolidando su liderazgo en el desarrollo de la formación no convencional.

Detrás de YPF se ubicó Vista Energy, con 358 etapas, lo que representó el 18% de la actividad mensual. El tercer lugar quedó para Pluspetrol, que completó 215 etapas, mientras que Pan American Energy (PAE) alcanzó 111 y Tecpetrol cerró el mes con 105.

El grupo de empresas con mayor participación lo completaron Pampa Energía, con 93 etapas, y GeoPark, que registró 61. En conjunto, las siete operadoras explicaron las 2.010 etapas de fractura realizadas durante julio, reflejando una actividad que siguió concentrada en un reducido grupo de compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta.

“Una golondrina no hace verano, y un mes aislado tampoco define una tendencia. Pero el dato no debe ignorarse ni minimizarse: julio fue el registro más bajo de 2026 y obliga a seguir con atención la evolución del segundo semestre”, advirtió Fucello.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

Las razones detrás de la baja

Más allá del retroceso frente al pico de junio, el especialista consideró que existen distintos factores operativos que pueden explicar la variación mensual. Entre ellos mencionó la secuencia de los pads, la disponibilidad de los sets de fractura, las tareas de mantenimiento y la planificación de cada operadora, aspectos que suelen modificar el ritmo de las completaciones sin alterar necesariamente la tendencia de fondo.

En esa línea, Fucello explicó que parte de la variación observada durante julio puede responder a cuestiones propias de la dinámica de los proyectos y no a un cambio estructural del mercado. La actividad de fractura depende de la coordinación entre perforación, logística y disponibilidad de equipos, por lo que los movimientos mensuales suelen responder a múltiples variables.

“Parte de la variación puede responder a la secuencia de pads, la disponibilidad y el mantenimiento de los sets, y la programación de cada operadora”, sostuvo el country manager de NCS Multistage, al analizar el desempeño registrado durante julio.

El desafío para el segundo semestre

Uno de los aspectos que Luciano Fucello identificó como clave para los próximos meses es el equilibrio entre la perforación y la completación de pozos. El especialista señaló que mantener el nivel de actividad de los equipos de fractura dependerá, en buena medida, de que exista un inventario suficiente de pozos perforados listos para completar.

Ese punto adquiere relevancia porque la expansión de Vaca Muerta ya no depende únicamente de sumar capacidad de fractura. También requiere que las operaciones de perforación sostengan un ritmo capaz de alimentar de manera continua el trabajo de los sets, evitando cuellos de botella que puedan limitar la actividad en los meses siguientes.

“Para sostener el ritmo de los sets de fractura se necesita un backlog suficiente de pozos perforados y continuidad en la operación de los rigs. Si ese inventario se reduce, el límite podría dejar de estar en la capacidad de fractura y trasladarse a la disponibilidad de pozos listos para completar”, explicó Fucello.

A pesar de la desaceleración observada en julio, el especialista considera que el objetivo anual todavía permanece al alcance. Con siete meses transcurridos, el acumulado de etapas de fractura mantiene un nivel elevado y deja margen para que el segundo semestre vuelva a mostrar meses de alta intensidad operativa, siempre que las condiciones de la cadena de valor acompañen.

“Con siete meses transcurridos, el objetivo de aproximarse a las 28.000 etapas en 2026 continúa siendo alcanzable, aunque exige sostener un segundo semestre de alta intensidad. La tendencia de fondo sigue siendo expansiva, pero julio recuerda que el crecimiento no es automático ni lineal”, afirmó Fucello.

Vaca Muerta: Sierra Chata fue el bloque gasífero que más creció

La producción de gas de Argentina volvió a mostrar señales de fortaleza en junio. Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación establecen que el país alcanzó un promedio de 159 millones de metros cúbicos por día, un 1,53% más que en mayo, mientras que la comparación interanual se mantuvo prácticamente estable, con una leve baja del 0,22%.

El dato más relevante volvió a aparecer en la Cuenca Neuquina, que registró un nuevo máximo histórico con 122,7 millones de metros cúbicos diarios. Esa producción representó el 77,2% del total nacional, luego de crecer un 2,9% respecto de mayo y un 4,6% frente al mismo mes de 2025, consolidando el peso de Vaca Muerta en el abastecimiento del mercado argentino.

Aunque la cima del ranking prácticamente no se modificó, el movimiento estuvo algunos escalones más abajo. Varias áreas exhibieron incrementos de dos dígitos durante junio y fueron las que terminaron explicando buena parte del crecimiento mensual de la producción nacional.

Fortín de Piedra es la nave insignia de Tecpetrol en Vaca Muerta.

Los bloques que más crecieron en junio

En el análisis que hizo el consultor Fernando Salvetti se destaca que el mayor avance correspondió a Sierra Chata, operada por Pampa Energía, que elevó su producción un 11,87% hasta los 9,336 millones de metros cúbicos diarios. Ese desempeño le permitió consolidarse entre las principales áreas gasíferas del país y aportar el 5,87% de toda la producción nacional.

Muy cerca quedó Loma La Lata–Sierra Barrosa, de YPF, con una expansión mensual del 11,80%. El bloque produjo 5,251 millones de metros cúbicos diarios, una recuperación que lo mantuvo dentro del grupo de los diez desarrollos más productivos de Argentina.

El tercer mayor crecimiento fue para Aguada Pichana Oeste, operada por Pan American Energy, que incrementó su producción un 10,79% respecto de mayo hasta alcanzar 9,787 millones de metros cúbicos diarios. Con ese resultado, el bloque reafirmó su posición como uno de los desarrollos más importantes de Vaca Muerta.

TotalEnergies conectó los tres pozos del proyecto Fénix.

El liderazgo sigue sin cambios

En la parte alta del ranking no hubo modificaciones. Cuenca Marina Austral 1, operada por TotalEnergies, volvió a ocupar el primer lugar con una producción de 20,831 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 13,1% del total nacional, pese a registrar una leve caída mensual del 0,38%.

Muy cerca apareció Fortín de Piedra, de Tecpetrol, con 20,665 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 13%. El principal yacimiento gasífero de Vaca Muerta también mostró una baja marginal del 0,38%, aunque mantuvo una diferencia cómoda sobre el resto de las áreas.

El tercer puesto quedó para La Calera, operada por Pluspetrol, que produjo 14,433 millones de metros cúbicos diarios. El bloque también fue uno de los destacados del mes al aumentar su producción un 7,48%, consolidándose como uno de los pilares del crecimiento gasífero neuquino.

Vaca Muerta volvió a romper récords. El GNL ya está reglamentado.

Un regreso al top 10 y algunas caídas

El ranking también dejó lugar para algunos movimientos. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge, volvió a ubicarse entre los diez bloques con mayor producción del país al alcanzar 4,541 millones de metros cúbicos diarios, pese a una leve baja mensual del 0,80%.

Entre las áreas que retrocedieron sobresalió Rincón del Mangrullo, de YPF, con una caída del 12,63%, mientras que Aguada Pichana Este, operada por TotalEnergies, disminuyó un 1,66% respecto del mes anterior. Aun así, ambas conservaron un lugar dentro del top 10 de los principales productores de gas del país.

Hubo un gran ganador en el ranking petrolero de junio y no fue Loma Campana

La producción de petróleo de Argentina volvió a marcar un récord en junio, pero el dato más llamativo del informe de la Secretaría de Energía no estuvo en la cima del ranking. Mientras Loma Campana conservó el primer lugar, el bloque Bajo del Choique – La Invernada protagonizó el mayor crecimiento mensual y se convirtió en la gran ganadora del período.

Los datos oficiales muestran que la producción de petróleo alcanzó los 896.322 barriles por día, un incremento del 0,35% respecto de mayo y del 15,82% frente al mismo mes del año pasado. Si se suma la gasolina estabilizada, el volumen supera los 913.000 barriles diarios, una nueva marca para la industria argentina.

La Cuenca Neuquina volvió a explicar casi todo ese crecimiento. En junio produjo 699.839 barriles diarios, también un récord histórico, con una mejora mensual del 0,68% y un avance interanual del 24,58%. El desempeño confirmó, una vez más, el peso que tiene Vaca Muerta sobre la producción nacional.

YPF busca ser la empresa más eficiente del mundo.

El área que sorprendió en junio

Aunque Loma Campana, operada por YPF, siguió siendo el principal bloque productor del país con 85.733 barriles diarios, su producción cayó un 2,92% respecto de mayo. También se mantuvo en el segundo lugar La Amarga Chica, con 82.655 barriles diarios, aunque en este caso registró un crecimiento del 5,77%.

El gran protagonista del mes fue Bajo del Choique-La Invernada, el desarrollo operado por Pluspetrol, que elevó su producción un 38,94% en apenas un mes hasta alcanzar 39.840 barriles diarios. Ese salto fue, por amplio margen, el mayor registrado entre las diez áreas más productivas de Argentina.

El resto de los principales bloques mostró comportamientos más moderados. Bandurria Sur produjo 59.897 barriles diarios, aunque retrocedió un 6,08%, mientras Bajo del Palo Oeste, de Vista Energy, alcanzó 57.690 barriles diarios, con una leve baja mensual del 0,88%.

Vaca Muerta arrancó 2026 con un récord histórico de fracturas y máxima actividad

Cambios dentro del top 10

El ranking de junio mantuvo prácticamente la misma composición que el mes anterior, aunque dejó un movimiento. El Trapial Este, operado por Chevron, volvió a ubicarse entre las diez áreas más productivas del país con 23.042 barriles diarios, desplazando a Rincón de Aranda, que descendió al puesto 11.

Otro de los bloques que mostró un crecimiento relevante fue La Calera, también operado por Pluspetrol, que incrementó su producción un 9,27% hasta los 31.526 barriles diarios, consolidando el avance de la compañía dentro de los desarrollos no convencionales de la Cuenca Neuquina.

Entre los primeros puestos también apareció La Angostura Sur I, de YPF, con 42.015 barriles diarios y un crecimiento mensual del 3,86%, mientras que Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, produjo 57.272 barriles diarios y prácticamente mantuvo estable su nivel de extracción.

La Cuenca del Golfo San Jorge firmará este domingo el acuerdo de paz social.

Las dos áreas convencionales que siguen dando pelea

Más allá del dominio de Vaca Muerta, el informe volvió a dejar un dato que se repite desde hace varios meses. Dentro de las diez áreas con mayor producción del país continúan figurando únicamente dos desarrollos convencionales de la Cuenca del Golfo San Jorge: Anticlinal Grande-Cerro Dragón y Manantiales Behr.

El bloque operado por PECOM produjo 24.430 barriles diarios durante junio y se ubicó en el noveno lugar del ranking nacional, aunque registró una baja mensual del 1,10%. Junto con Cerro Dragón, sigue siendo la excepción en un listado cada vez más dominado por los desarrollos shale de la Cuenca Neuquina.

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.

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.

Jorge Ávila pidió mantener los puestos de trabajo en Chubut.

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.

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.

YPF logra un nuevo récord. Neuquén no detiene su producción.

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.

Bajada del Palo Oeste es uno de los bloques insignia de Vaca Muerta.

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.

El cambio silencioso que puede convertir a Vaca Muerta en una potencia shale. Rincón de Aranda el proyecto de Pampa Energía.

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.

 

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.

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 comenzó a perforar en Vaca Muerta con una inversión de hasta USD 100 millones y apunta a multiplicar su producción en Neuquén.

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.

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.

El shale llega a Cerro Dragón: PAE ya perforó su primer horizontal y evalúa nuevos pozos.

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.