Calfrac ratificó su postura de irse de Chubut

El convencional vuelve a sufrir otro duro golpe. Calfrac recibió la notificación de las operadoras que el 31 de enero finalizaría su contrato en Chubut por lo que la empresa de servicios tendría decidido dejar Chubut y centrarse en Vaca Muerta.

No es la primera compañía que deja el convencional para centrar sus operaciones en la roca madre de la Cuenca Neuquina. La primera fue Halliburton en marzo del año pasado, seguida por SLB y el retiro de Weatherford. Sin embargo, a las intenciones de Calfrac, hay que sumarle la decisión de Geopatagonia por abocarse exclusivamente en el shale. Esto abre un escenario de incertidumbre para decenas de trabajadores vinculados a la empresa de servicios especiales.

Este viernes se realizó una audiencia en la sede de Comodoro Rivadavia de la Secretaría de Trabajo y la empresa de mamelucos verdes ratificó su decisión de retirarse de la Cuenca del Golfo San Jorge. Según consta en el comunicado del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, la empresa aún no definió qué ocurrirá con el personal encuadrado en el Convenio Colectivo de Trabajo 605/10.

En ese contexto, el gremio activó una serie de reclamos formales para evitar que la finalización del contrato derive en despidos sin garantías o en incumplimientos laborales. La situación se da además en un momento de un fuerte ajuste en la región donde la caída de la actividad, la revisión de contratos y los despidos fueron una constante durante 2025.

Reclamos sindicales y exigencias a Calfrac

Tras la audiencia inicial, el sindicato solicitó a Calfrac una serie de medidas concretas. En primer lugar, exigió que se garantice el pago de los salarios correspondientes a enero de 2026 en tiempo y forma, independientemente del fin del vínculo contractual con las operadoras.

Además, el gremio pidió que la empresa presente una nómina completa del personal afectado por la finalización del contrato. El requerimiento incluye tanto a trabajadores directos como indirectos, personal de convenio y jerárquico, con el objetivo de tener un panorama preciso del impacto laboral.

Otro punto central del reclamo es la situación de las deudas laborales acumuladas. El sindicato solicitó un detalle actualizado de vacaciones no gozadas y de francos compensatorios adeudados, además del cumplimiento de las actas vigentes de Paz Social y Reestructuración Productiva firmadas con anterioridad.

Desde la organización sindical sostienen que estos compromisos deben respetarse antes de avanzar con cualquier decisión que afecte la continuidad laboral del personal. La postura apunta a ordenar el proceso y evitar conflictos mayores en un escenario ya complejo.

Por el momento, no hay anuncios oficiales sobre despidos ni reubicaciones, pero la falta de definiciones mantiene en alerta a los trabajadores. La combinación de fin de contrato, exigencias sindicales y audiencias en curso configura un escenario abierto, donde cada movimiento será determinante.

Las medidas de fuerza se suspenden en Vaca Muerta.

 

Sin músculo de servicios

Si bien hay empresas de la Cuenca del Golfo San Jorge que están listas para asumir el rol de los trabajos que dejaron las grandes multinacionales, la falta de compañías de peso preocupa a los actores de la industria.

El panorama es tan complicado que el propio Jorge Ávila, titular del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, sostuvo que las negociaciones paritarias debían llevarse a cabo en Comodoro Rivadavia debido a que no hay un plan de inversiones previstas para el 2026 y que, prácticamente, no “existen empresas de servicio para sentarse a negociar”.

“Nosotros le pedimos a Marcos Bulgheroni que arme una mesa de negociación en Comodoro Rivadavia porque no hay con quien más negociar. No tenemos empresas de servicio. Se están yendo y no sabemos quién se quedará para trabajar. Nuestra única misión es resguardar al trabajador”, sostuvo Ávila en La Voz del Sindicato.

Fracking en retirada: Chubut no logró llegar a las mil fracturas en todo 2025

Chubut cerró su peor año en su historia en industria petrolera. El 2025 será recordado como un año negro marcado por el retiro de empresas, programas de retiros voluntarios y el cierre de pymes históricas vinculadas al convencional. El impacto fue directo sobre el empleo, la cadena de servicios y la estructura productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Los indicadores fueron pálidos y los actores de la parte norte de la cuenca esperan que 2026 ofrezca una salida para un camino que hoy aparece lleno de obstáculos. La caída del convencional no comenzó en 2025: los vaivenes se arrastran desde hace al menos tres años y se profundizaron con la falta de nuevas inversiones.

Las etapas de fractura son un buen termómetro para medir el deterioro del aparato productivo. Si bien el fracking se utiliza tanto en pozos no convencionales como, en menor escala, en pozos convencionales, en estos últimos su aplicación puede resultar clave para sostener o mejorar la productividad de campos maduros.

Según el informe elaborado por Luciano Fucello, Country Manager de NCS Multistage, el pico de actividad en Chubut se registró en 2022, cuando se superaron las 1.400 punciones. En 2025, en cambio, se alcanzó el nivel más bajo del período analizado.

Los datos procesados por eolomedia indican que en 2020 se realizaron 1.301 etapas de fractura, en 2021 se desarrollaron 1.618 punciones, en 2022 se llegó a 1.472 operaciones, en 2023 se completaron 1.306 fracturas, en 2024 se registraron 1.240 punciones y en 2025 se contabilizaron apenas 927 operaciones.

La Cuenca del Golfo San Jorge frente a una nueva oportunidad.

El registro por operadoras

El informe del presidente de la Fundación Contactos Petroleros establece que Pan American Energy (PAE) domina ampliamente la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. La operadora de Cerro Dragón solicitó 6.778 etapas de fractura en los últimos cinco años, lo que representa el 86% del total.

En el mismo período, YPF quedó en segundo lugar. La empresa de mayoría estatal, que el viernes firmó su salida del convencional en Chubut, requirió 616 operaciones, equivalentes al 8% de las punciones del lustro.

El tercer puesto fue para Tecpetrol, que también vendió sus activos en la cuenca y solicitó 244 etapas de fractura. Luego se ubicaron Capsa con 81 operaciones, Capex con 64 y Capetrol con 46 punciones.

El 2025 marcó además el debut de Pecom en el convencional. La compañía del Grupo Pérez Companc, que asumió el clúster El Trébol–Escalante a fines de 2024, solicitó 20 etapas de fractura durante el año pasado.

El cierre del listado correspondió a Pilgrim, con ocho punciones –todas en 2025–, y a Colhue Huapi, con siete fracturas.

Las medidas de fuerza se suspenden en Vaca Muerta.

El servicio en el convencional

En el segmento de operaciones especiales, Chubut sufrió el deterioro de equipos, personal y cantidad de compañías dispuestas a prestar servicios. La reducción del mercado terminó de expulsar a varios jugadores históricos.

Calfrac fue la empresa con más operaciones en los últimos cinco años, con 3.041 punciones. Es una de las tres compañías que aún continúan activas en la provincia.

En segundo lugar, se ubicó Latitud 45, que completó 2.016 operaciones y proyecta crecer en 2026.

Aunque no presta servicios desde marzo de 2021, Baker Hughes completa el podio con 1.117 etapas de fractura realizadas antes de su salida del país.

La base que la empresa tenía en el barrio Industrial de Comodoro Rivadavia hoy apenas conserva un par de camionetas y un cartel de “se vende”, una postal que resume el retroceso del sector.

Detrás se ubicó Halliburton, que anunció su retiro del convencional en marzo de 2025 y cerró el lustro con 923 punciones. En el terreno, donde se solían ver los equipos del gigante petrolero, solo quedaron un par de camiones viejos.

San Antonio Internacional (SAI) se mantuvo activa con 691 operaciones, mientras que SLB cerró el listado con 76 fracturas registradas hasta marzo de 2020.

El último año de Chubut

Entre 2024 y 2025, la actividad cayó un 27,5%. En 2024 se habían contabilizado 1.240 etapas de fractura y en 2025 se desarrollaron 899 punciones, lo que implica una diferencia de 341 operaciones.

La baja alcanzó a casi todas las operadoras, con la única excepción de Capex. La firma pasó de 25 fracturas en 2024 a 35 en 2025.

Colhue Huapi registró la mayor caída porcentual, con un descenso del 60%, al pasar de cinco etapas en 2024 a dos en 2025. Capsa también mostró un fuerte retroceso, con una baja del 59%, al reducir sus operaciones de 32 a 13.

YPF registró una caída del 47%, al pasar de 1.105 operaciones en 2024 a 808 en 2025. En tanto, PAE redujo su actividad un 27%, con 297 fracturas menos entre un año y otro. Tecpetrol cerró con una baja del 14%, al pasar de siete operaciones en 2024 a seis en 2025.

SLB es el nuevo rey del fracking de Vaca Muerta

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

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

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

SLB, el nuevo rey del fracking

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

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

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

Dinamismo en las etapas de fractura

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

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

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

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

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

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

Un nuevo viejo actor

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

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

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

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

PAE incorpora a Continental Resources para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources se asociaron con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. El acuerdo consiste en la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de PAE en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro, Aguada Cánepa, ubicadas en la provincia del Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.

Durante décadas Continental ha sido pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable. A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta.

El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.

“Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy”, dijo Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources. “PAE es un operador altamente capacitado con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta”.

PAE lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y actualmente es uno de los protagonistas del desarrollo no convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED). En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.

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

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

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

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

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

Las primeras tres

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

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

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

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

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

Tres pesos pesados

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

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

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

Vaca Muerta y el objetivo de seguir creciendo

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

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

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

El fracking de Vaca Muerta aumentó un 34% en 2025

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

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

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

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

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

El fracking de Vaca Muerta en diciembre

El podio en Vaca Muerta

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

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

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

El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.

La actividad del último mes del año

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

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

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

Neuquén avanza hacia la energía renovable: comienza la obra del Parque Solar Los Chihuidos

Pan American Energy e YPF, en coordinación con la Provincia del Neuquén y el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), avanzan con la construcción del Parque Solar Los Chihuidos, infraestructura que permitirá a la comunidad acceder por primera vez a energía renovable continua. Actualmente, los habitantes dependen de un sistema diésel que solo brinda electricidad durante 13 horas diarias, generando altos costos y limitaciones para el desarrollo local.

Ambas compañías, socias en el área Aguada Pichana Oeste en la que PAE es operador, anunciaron el comienzo de las obras civiles para construir las bases donde se montarán los paneles solares y la platea de la sala técnica. Se espera que esta primera etapa concluya antes de fin de año para luego realizar el montaje del equipamiento. La puesta en marcha del parque solar está prevista para marzo de 2026, momento en el que será entregado al EPEN para su operación.

El nuevo parque solar contempla la instalación de 288 paneles fotovoltaicos con capacidad de 200 kW, un banco de baterías de 545 kWh con autonomía de hasta dos días, y un sistema híbrido solar-diésel que reducirá en más del 70% el consumo de combustible. Esta tecnología permitirá brindar un suministro estable, eficiente y adaptado a las condiciones de aislamiento del paraje.

El proyecto se desarrolla luego de la finalización de la nueva red de distribución eléctrica, ejecutada por el EPEN y financiada a través de un fondo de la Secretaría de Ambiente con aportes de Pan American Energy. Esta primera intervención incluyó la renovación del tendido eléctrico, la instalación de nuevas líneas, subestaciones transformadoras y alumbrado público con tecnología LED.

El cambio en Los Chihuidos

La iniciativa en marcha apuntan a fortalecer la infraestructura energética provincial y promover un desarrollo sostenible en las comunidades cercanas a los yacimientos de la zona.

La autorización ambiental para el parque solar fue otorgada cumpliendo con los requisitos normativos y en plazos reducidos, lo que permitió acelerar un trámite que habitualmente demanda varios meses.

Antes del proyecto, la localidad dependía de un generador y de redes de baja tensión, situación que generaba dificultades técnicas y limitaba la expansión del servicio. El diseño del nuevo esquema eléctrico incluyó la reconstrucción integral de las instalaciones, con financiamiento asignado específicamente para esta obra.

La inversión asignada permitirá contar con energía en mayor cantidad y calidad, y forma parte de un proceso de cumplimiento de obligaciones regulatorias vinculadas al sector. Los 360 millones destinados al organismo provincial distribuidor se originan en esos compromisos previos y posibilitaron ejecutar la reconstrucción del servicio eléctrico en la localidad.

PAE exporta gas de Vaca Muerta a Uruguay para generación eléctrica

Pan American Energy (PAE) dio un nuevo paso en la consolidación del gas natural argentino en los mercados regionales al firmar un contrato con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para la exportación de gas proveniente de Vaca Muerta, destinado a la generación térmica de energía eléctrica.

Las exportaciones se concretan a través del Gasoducto Cruz del Sur, la infraestructura que une Punta Lara, en la provincia de Buenos Aires, con las ciudades de Colonia y Montevideo, en Uruguay.

El ducto es operado por un consorcio integrado por Pan American Energy, la empresa estatal uruguaya ANCAP, Harbour Energy y Shell, lo que garantiza una plataforma binacional clave para el intercambio energético entre ambos países.

Según informaron las compañías, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, y se prevé que los volúmenes exportados se incrementen durante los meses de verano, en función de la demanda del sistema eléctrico uruguayo.

El gas exportado se utiliza para alimentar la central de ciclo combinado de Punta del Tigre, una de las principales usinas térmicas de Uruguay. La sustitución de combustibles líquidos más costosos por gas natural permite reducir significativamente los costos de generación y disminuir las emisiones asociadas, fortaleciendo la eficiencia y sustentabilidad del sistema energético del país vecino.

Desde el punto de vista argentino, la operación refuerza el posicionamiento del gas de Vaca Muerta como un insumo competitivo en la región y contribuye a la generación de divisas.

Pan American Energy es uno de los principales productores de gas natural del país y abastece tanto al mercado interno como a los mercados regionales, aprovechando excedentes estacionales de producción.

En paralelo, la compañía avanza en su estrategia de largo plazo en el mercado internacional de gas. A partir de 2027, PAE formará parte del consorcio Southern Energy, con el que apunta a convertirse en uno de los actores relevantes de Argentina en el negocio global de Gas Natural Licuado (GNL), ampliando las oportunidades de exportación a mercados de mayor escala.

Por su parte, UTE, la empresa pública responsable del sector eléctrico uruguayo, cumple un rol central en la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en el país.

La incorporación de gas natural importado desde Argentina se inscribe en su estrategia para garantizar el abastecimiento, contener costos y ofrecer energía accesible, en un contexto de transición hacia una matriz más eficiente y sostenible.

Los detalles del acuerdo entre Southern Energy y SEFE

Southern Energy firmó un mega acuerdo con la compañía estatal alemana SEFE (Securing Energy for Europe) para exportar GNL (gas natural licuado) por 8 años. El convenio ratifica el rol que tendrá el shale gas en el futuro y Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas y Energía de Pan American Energy (PAE), detalló los fundamentos técnicos, comerciales y estratégicos que permitieron cerrar el primer contrato de venta de GNL a largo plazo.

El acuerdo forma parte del proyecto que permitirá exportar gas de Vaca Muerta desde Río Negro, con un desarrollo que incluye dos barcos, nuevas conexiones gasíferas y un gasoducto dedicado de casi 500 kilómetros.

En el marco del Energy Day, organizado por EconoJournal, el también Chairman de Southern Energy, sostuvo que el entendimiento alcanzado con la alemana fue posible por el potencial argentino y por la credibilidad operativa que encontró el comprador. “¿Cómo convencimos a SEFE de firmar esto? Primero con mucho trabajo, pero quizás me parece que lo importante acá es cómo se posiciona Argentina como nuevo proveedor de GNL en el mundo”, afirmó.

Europa fue determinante en este proceso. Tras la crisis derivada de la dependencia del gas ruso, los países del bloque aceleraron la diversificación de proveedores. Para el directivo, ese nuevo mapa energético abrió una oportunidad para un país que nunca había exportado GNL desde su propio sistema. “Argentina es un nuevo punto al mundo de ofrecer LNG. No existía”, remarcó.

El MKII de Southern Energy producirá 3,5 millones de toneladas de GNL al año y consolidará al Golfo San Matías como hub exportador.

Europa y la confianza en el proyecto argentino

Freire explicó que SEFE no es un comprador casual y que la relación previa con el barco licuefactor fue un punto decisivo. “Hoy ellos son los actuales off-takers, o sea, son los compradores del gas del Hilli, del primer barco, en Camerún. Lo conocen al barco, están confiados con la operación”, dijo.

Esa familiaridad con la tecnología fue clave. SEFE opera el Hilli Episeyo desde hace casi ocho años, lo que reduce la incertidumbre técnica para el futuro proyecto argentino. A eso se sumó el interés europeo por contar con nuevas fuentes de abastecimiento sin los riesgos geopolíticos presentes en otras regiones productoras.

Freyre destacó que Argentina ofrece un entorno estable para un proyecto de largo plazo. “Ayudó también a Argentina como punto nuevo de acceso al mercado de GNL, una zona que no tiene los riesgos que por ahí tienen geopolíticos que pueden tener otras zonas”, señaló.

A pesar de la complejidad de este tipo de acuerdos, la negociación avanzó con mayor velocidad de lo habitual. Según el ejecutivo, “cada acuerdo de estos lleva muchísimo tiempo, son acuerdos complejos, de mucha plata y muchos riesgos”, pero aún así lograron completarlo en poco más de un año desde el inicio de las conversaciones.

La rapidez general del proyecto también sorprendió a la compañía. “Empezamos en octubre del 2023 con un primer Teams con la gente de Golar, hicimos toda la permisología, obtuvimos el segundo RIGI, el permiso ambiental para los dos barcos y el permiso de exportación de GNL por 30 años”, repasó.

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

Southern Energy y una inversión de más de U$S 1.000 millones

La iniciativa fue originalmente concebida como un proyecto estacional, apoyado en una conexión al Gasoducto San Martín y en una derivación offshore de cinco kilómetros. Los caños para ese primer tramo llegaron recientemente al puerto de San Antonio Este y comenzarán a instalarse en los próximos meses.

El Hilli Episeyo, entrará en operación a mediados de 2027, con una capacidad de procesamiento cercana a los 11 millones de metros cúbicos por día. Para el MKII, segundo barco que está previsto para 2028, la disponibilidad de gas por red no será suficiente. Por eso la alianza avanza con infraestructura adicional.

“Requiere un gasoducto dedicado. Estamos en el proceso de licitación de un gasoducto desde Tratayén hacia San Antonio Este, son más o menos 480 kilómetros, más de mil millones de dólares de inversión”, confirmó el Chairman de Southern Energy, . Ese nuevo ducto será el corazón del sistema de abastecimiento que permitirá sostener el proyecto durante décadas.

Según el directivo, esta infraestructura será determinante para convertir la exportación de GNL en un negocio continuo y no estacional. Al mismo tiempo, forma parte de un diseño de largo plazo que busca reforzar la seguridad energética nacional mientras habilita un nuevo flujo de divisas.

Southern Energy venderá gas durante ocho años a Alemania.

GNL argentino como la clave del futuro

El entendimiento con SEFE no solo garantiza volumen para el primer barco, sino que también fortalece la estructura financiera del proyecto. “Tener un contrato, si bien es un tercio de la capacidad, ya empezar a mostrarle a los bancos que vos tenés un off-taker y un off-taker de calidad es importante para la financiación”, afirmó.

Freyre explicó que Southern Energy encaró este desarrollo de manera inversa a lo habitual. “Partimos este proyecto al revés de lo que se hace un proyecto tradicional. Acá hicimos toda la vuelta inversa, y lo que nos faltaba era tener algún contrato de ventas de GNL”, dijo. El acuerdo con la alemana funciona como un catalizador del cierre financiero.

El ejecutivo adelantó que aún queda por comercializar un volumen significativo: tres millones de toneladas para el segundo barco. Esa búsqueda se iniciará, según anticipó, durante el primer semestre del próximo año. También mantendrán un porcentaje spot para capturar oportunidades de corto plazo.

Freyre confesó que esperaba otro perfil de comprador para el primer contrato. “Mi apuesta hubiese sido que el primer cliente iba a ser asiático, pero me equivoqué. Terminó siendo el europeo”, reconoció. Sin embargo, aclaró que el interés de Asia sigue vigente y será central en la siguiente etapa comercial.

Bombas electrosumergibles en Vaca Muerta: el piloto de PAE que adelantó más de 50% de su producción

Pan American Energy presentó los resultados del piloto de bombas electrosumergibles (BES) que comenzó en mayo de 2024 en el bloque Aguada Canepa, en Vaca Muerta. El proyecto se desarrolló con dos compañías líderes, Baker Hughes y Halliburton, ambas con amplia experiencia en el shale de Estados Unidos.

La iniciativa marcó un hito técnico y operativo: fue la primera vez en la región y en el shale argentino que dos empresas compartieron un mismo PAD con equipos BES instalados en paralelo para acelerar la producción. El objetivo no solo apuntaba a incrementar el volumen, sino también a validar una tecnología poco extendida en la cuenca.

A más de 570 días de su instalación, Mariano Ballarini, specialist engineer no convencional and convencional wells & new tech de Pan American Energy (PAE), destacó resultados que superaron las expectativas iniciales. La operación remota alcanzó el 100% del tiempo, mientras que el downtime se mantuvo por debajo del 1%, sin interrupciones significativas que afectaran el rendimiento del sistema.

Un piloto con resultados técnicos claves para el futuro del shale

El proyecto permitió adelantar más de 50% del volumen respecto a la curva de declinación base para el mismo período. Según Ballarini, esta mejora en la extracción generó un adelanto del cash flow y una maximización del Valor Presente Neto (VPN), dos factores centrales para la evaluación económica de iniciativas en campos no convencionales.

La performance sostenida del sistema quedó reflejada en su run life, que superó los 570 días sin incidentes relevantes. Para el especialista, este aspecto era determinante para validar la viabilidad del uso de BES en la etapa temprana de producción de pozos shale, donde la exigencia técnica es mayor.

El proyecto también se apoyó en un esquema de trabajo remoto, que permitió monitorear y controlar los equipos en tiempo real. Esto redujo los tiempos de intervención, mejoró la eficiencia operativa y aportó datos clave para replicar el modelo en otros bloques de Vaca Muerta.

Ballarini también destacó la labor conjunta de Baker Hughes, Halliburton y San Antonio Internacional, así como el trabajo interno de las áreas de WO, Operaciones, Mantenimiento, Integridad, Energía, Producción y Supply Chain. La empresa remarcó que el éxito del piloto se basó en la coordinación de equipos multidisciplinarios y en un enfoque de mejora continua.