El litio impulsó otro salto de la minería: los minerales crecieron hasta 54% en mayo

La minería argentina volvió a mostrar señales de fortaleza durante mayo. El Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) registró un crecimiento interanual de 9,2%, impulsado principalmente por la expansión del petróleo, el gas natural y el litio, mientras que el acumulado de los primeros cinco meses del año alcanzó una mejora de 7,8%, según informó el INDEC.

El desempeño del sector también dejó una señal positiva en la comparación mensual. La serie desestacionalizada mostró un incremento de 0,4% respecto de abril, mientras que la tendencia-ciclo avanzó 0,3%, lo que refleja que la actividad mantiene una trayectoria ascendente más allá de las variaciones propias de cada mes.

Detrás de esos números aparecen dos motores cada vez más determinantes para la producción minera. Por un lado, el crecimiento del petróleo no convencional, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta. Por otro, la expansión sostenida del litio, que continúa ganando peso dentro del mapa exportador argentino y explica buena parte del avance de los minerales industriales.

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El petróleo volvió a sostener el crecimiento

La categoría que reúne la extracción de petróleo crudo, gas natural y servicios de apoyo creció 6,7% frente a mayo de 2025 y acumuló una mejora de 5,6% en lo que va del año. Sin embargo, el dato más relevante volvió a concentrarse en el comportamiento del petróleo, que continúa siendo el principal impulsor de la actividad minera nacional.

La producción de petróleo crudo aumentó 19,2% interanual y acumula un crecimiento de 17,6% durante los primeros cinco meses del año. En cambio, el gas natural mostró un avance mucho más moderado, con una mejora de 5,5%, mientras que los servicios de apoyo para la extracción retrocedieron 21,4%, constituyendo el principal dato negativo dentro del segmento hidrocarburífero.

Las cifras oficiales muestran además el cambio estructural que atraviesa la producción argentina. En mayo se extrajeron 3,05 millones de metros cúbicos de petróleo no convencional, un volumen 38,5% superior al registrado un año antes. En contraste, la extracción de crudo convencional cayó 9,5%, una diferencia que refleja el creciente protagonismo de Vaca Muerta dentro del sector energético.

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Litio y minerales industriales mantuvieron el impulso

Otro de los pilares del crecimiento fue la extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación, que registró una suba interanual de 42,9% y acumuló un incremento de 34,2% entre enero y mayo. Dentro de ese grupo sobresalieron especialmente la producción de litio, la extracción de sal y los minerales destinados a la industria química, actividades que continúan expandiéndose al ritmo de la demanda industrial y energética global.

La categoría de minerales para la fabricación de productos químicos fue una de las que más creció dentro del informe. En mayo registró una suba interanual de 54,2%, mientras que el acumulado de los primeros cinco meses alcanzó un incremento de 52,9%. El principal aporte volvió a estar explicado por el carbonato de litio y otros minerales de litio, cuya producción aumentó 57,3% respecto del mismo mes de 2025.

También se destacó la extracción de sal, que exhibió el mayor crecimiento entre las principales actividades relevadas por el INDEC. La producción avanzó 128,9% en la comparación interanual y acumuló una mejora de 98,4% en lo que va del año, impulsada principalmente por el incremento de la producción de salmuera destinada a procesos industriales.

En paralelo, la extracción de minerales metalíferos mostró un comportamiento más moderado. El índice creció 1,5% frente a mayo del año pasado y acumuló un avance de 1,3%. Dentro del segmento sobresalió el aumento de 3,2% en la producción de plata y oro en concentrados, aunque el bullón doré registró una caída de 4,7%.

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Algunas actividades todavía no logran recuperarse

El informe también dejó en evidencia que no todos los rubros evolucionan al mismo ritmo. La extracción de rocas ornamentales cayó 19,7% interanual y acumula una baja de 6,1% en los primeros cinco meses del año. La mayor contracción correspondió a la producción de piedra laja, que registró un desplome de 95,7% respecto de mayo de 2025.

Otro segmento que permaneció en terreno negativo fue la extracción de piedra caliza y yeso, cuyo índice retrocedió 14,1% interanual. La principal incidencia estuvo vinculada a la menor producción de roca caliza destinada a la elaboración de cal y cemento, aunque el clínker mostró una mejora de 6,7% en el mismo período.

La extracción de arcilla y caolín también registró un desempeño desfavorable. El indicador descendió 13,1% frente a mayo de 2025 y acumula una retracción de 14% en el año. Entre los productos con mayores bajas figuró la zeolita natural y el limo arcilloso para ladrillos y cerámicas, con una caída de 44,5%.

Cacheuta entra en escena: Mendoza busca definir si tiene potencial para producir shale

El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, puso en marcha una licitación pública para contratar una empresa especializada que realice una evaluación técnica integral de la Formación Cacheuta, con el objetivo de determinar si posee condiciones para convertirse en un desarrollo de shale oil y shale gas.

La iniciativa apunta a consolidar toda la información geológica disponible sobre la Formación Cacheuta, organizar décadas de estudios técnicos y generar una base de conocimiento que permita reducir la incertidumbre sobre el potencial no convencional de este recurso. El proyecto forma parte de la estrategia energética anunciada por el gobernador Alfredo Cornejo durante la apertura de sesiones legislativas.

“La provincia tiene una extensa trayectoria petrolera y una enorme cantidad de información acumulada. Lo que buscamos es convertir esos datos en conocimiento útil para tomar mejores decisiones y evaluar con seriedad si Cacheuta representa una oportunidad de desarrollo futuro”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

La funcionaria explicó que el estudio permitirá integrar toda la información disponible, analizarla en profundidad e identificar si existen sectores con características geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que justifiquen nuevas etapas de investigación sobre el potencial no convencional.

YPF seguirá explorando la lengua mendocina de Vaca Muerta. Mendoza sigue con atención los planes de las compañías.

Mendoza explora Cacheuta

La Formación Cacheuta ocupa un lugar clave dentro de la Cuenca Cuyana, ya que constituye la roca madre del sistema petrolero mendocino y es el origen de buena parte de los hidrocarburos que impulsaron durante décadas la producción provincial.

Históricamente, el petróleo generado en esta formación migró hacia otras rocas reservorio, desde donde posteriormente fue producido. Sin embargo, el interrogante que ahora busca responder Mendoza es si parte de esos hidrocarburos permanecieron atrapados dentro de la propia roca madre, tal como ocurre en los principales desarrollos de shale del mundo.

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que el objetivo de la licitación no es comprobar si Cacheuta generó petróleo, un aspecto ampliamente respaldado por la evidencia técnica, sino determinar cuánto hidrocarburo pudo haber quedado retenido en la formación y en qué sectores existen condiciones favorables para un eventual desarrollo no convencional.

“El verdadero valor estratégico del estudio consiste en identificar dónde podrían existir condiciones geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que permitan considerar a Cacheuta como una oportunidad para el desarrollo de recursos no convencionales”, sostuvo Erio.

El funcionario también remarcó que Cacheuta no debe compararse directamente con Vaca Muerta. Mientras esta última es una formación de origen marino y cuenta con una amplia curva de aprendizaje tecnológico, Cacheuta posee un origen lacustre continental, lo que obliga a estudiar en detalle su mineralogía, madurez térmica, contenido orgánico, capacidad de retención de hidrocarburos y comportamiento frente a técnicas de estimulación hidráulica.

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Qué analizará el estudio técnico

La licitación contempla la elaboración de una base de datos integrada junto con mapas estructurales y sedimentarios, análisis geoquímicos, estudios de carbono orgánico total, caracterización petrofísica, análisis mineralógicos, evaluaciones geomecánicas y una jerarquización de las áreas con mayor interés técnico.

Además, el trabajo incluirá la construcción de distintos escenarios de desarrollo, la estimación de la potencialidad de los recursos, el análisis de las tecnologías que podrían aplicarse y la priorización de sectores según criterios de viabilidad geológica, infraestructura disponible, accesibilidad, sostenibilidad del recurso y competitividad económica.

La Cuenca Cuyana abarca aproximadamente 66.348 kilómetros cuadrados, cuenta con 35 áreas delimitadas, registra cerca de 3.100 pozos perforados y dispone de 1.754 km² de sísmica 3D, una base de información considerada suficiente para avanzar hacia una evaluación integral del potencial de la formación.

El estudio tendrá un plazo máximo de 14 meses y se desarrollará en distintas etapas que comprenderán la recopilación de información, el procesamiento de datos, el modelado geológico y la elaboración de un informe final. La apertura de ofertas fue fijada para el 4 de agosto de 2026.

Pluspetrol tiene 4 de los 10 mejores pozos del país

El petróleo de Vaca Muerta alcanzó en mayo un nuevo récord: 626,5 mil barriles diarios, un 38,3% más que en el mismo mes de 2025. El shale ya explica el 99,4% de ese total. Así lo establecen los registros de la Secretaría de Energía de la Nación.

Ese crecimiento consolidó al no convencional como el verdadero motor del petróleo argentino: aporta el 70% de los 893,2 mil barriles diarios que produce el país. Dentro de ese universo, una sola área concentra buena parte de la atención del mercado en mayo.

Se trata de Bajo del Choique – La Invernada, operada por Pluspetrol en la Cuenca Neuquina, que reúne cuatro de los diez pozos de petróleo más productivos de todo el país durante mayo, según el ranking elaborado por la consultora especializada GtoG Energy Consulting.

Los pozos top de Pluspetrol

El pozo del mes fue PCN.Nq.BdC-1008(h), también ubicado en Bajo del Choique, con una producción de 2.639 barriles diarios en su primer mes completo de producción. Ese caudal lo posicionó como el pozo de shale oil más productivo del país en mayo, por delante de YPF y Vista.

Detrás de ese pozo aparece otro de la misma área, PCN.Nq.BdC-1005(h), con 2.422 barriles diarios, y PCN.Nq.BdC-1004(h), con 2.240. Los tres integran el podio de Vaca Muerta junto con un pozo de Pampa Energía en Rincón de Aranda.

Ese dato confirma que el liderazgo de YPF en la producción total no se traduce en el podio de los pozos individuales: ocho de los diez mejores pozos de petróleo no convencional del país en mayo pertenecen a otras operadoras, todos con menos de seis meses en producción.

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

El informe también resalta la irrupción de Pampa Energía en el podio petrolero, con dos pozos en Rincón de Aranda, un desarrollo nuevo dentro de Vaca Muerta. YPF, por su parte, aportó dos pozos desde La Angostura Sur, otra de las áreas clave de la roca madre.

Un caso llamativo es el de Phoenix, que sorprendió con un pozo en Confluencia Norte, en la provincia de Río Negro, fuera del corazón tradicional neuquino. Ese hallazgo amplía la geografía de los pozos de mayor productividad del país.

Con todo, Bajo del Choique – La Invernada sigue siendo el área con mayor concentración de pozos estrella: cuatro de los diez mejores del país, todos operados por Pluspetrol, consolidan a esa zona como uno de los focos de mayor actividad exploratoria de Vaca Muerta.

Loma Campana, el área que más petróleo aporta

Más allá del ranking de pozos individuales, el informe también mide la producción acumulada por área. Tal como viene informando +e, Loma Campana, operada por YPF, lidera con 89 mil barriles diarios, seguida por La Amarga Chica (78,5 mil) y Bandurria Sur (64,2 mil).

Bajo del Choique – La Invernada aparece en ese ranking en el séptimo puesto, con 28,7 mil barriles diarios, equivalentes al 4,6% del total del petróleo no convencional del país, un salto relevante para un área todavía en expansión.

“20 áreas explican el 89% del shale oil argentino; el hub central sigue siendo lo más productivo de VM (La Amarga Chica, Loma Campana, Bandurria Sur) más Bajada del Palo Oeste suman 268 kbbl/d”, detalla el informe.

El contraste entre la producción total por área y productividad por pozo individual explica por qué Bajo del Choique gana protagonismo pese a no encabezar el volumen acumulado: sus pozos más nuevos rinden más barriles por día que muchos de los históricos.

Loma Campana llegó a los 100 mil barriles diarios.

YPF concentra el volumen, pero no domina el podio

A nivel de operadoras, YPF sigue siendo la compañía que más petróleo no convencional produce en el país, con 320,5 mil barriles diarios, el 51% del total. Vista Energy la sigue de lejos, con 82,2 mil barriles diarios, el 13%.

En tanto, Pluspetrol gana terreno en la lista de operadoras si se suman sus dos sociedades: Pluspetrol CN -destinada a los activos que le compró a ExxonMobil- y Pluspetrol reúnen cerca de 58 mil barriles diarios entre ambas, lo que la convertiría en la tercera productora de crudo shale del país, según el informe.

Según el informe, las campañas de perforación 2025 y 2026 ya explican el 60,7% del shale oil producido en mayo, y sumando 2024 llegan al 77,6%. Asimismo, la consultora subraya que la producción depende de perforación continua para compensar el declino natural de los pozos.

YPF quedó a un paso de ser una empresa 100% no convencional

YPF avanza con su plan de convertirse en una empresa 100% no convencional. La hoja de ruta trazada por Horacio Marín está cerca de cumplirse con la salida de los campos maduros y con el crecimiento de la producción de Vaca Muerta.

Según los datos relevados por el consultor Fernando Salvetti, la producción de YPF alcanzó en abril fue de 387.053 barriles diarios, con un crecimiento mensual de 1,74% y un incremento interanual de 13,98%. El dato más relevante fue el peso creciente del shale oil, que ya domina casi toda la estructura productiva de la empresa de mayoría estatal.

La Cuenca Neuquina aportó 360.784 barriles diarios y representó el 93,21% de toda la producción de petróleo de YPF. El avance del no convencional también quedó reflejado en la composición de recursos: el shale explicó 326.944 barriles diarios, equivalentes al 84,47% del total producido por la empresa.

“Actualmente tenemos muy pocos activos convencionales y nuestra idea es intentar venderlos durante 2026 y convertirnos en una empresa especial. Venderemos una empresa integrada no convencional”, afirmó Marín en diálogo con los inversores.

YPF evalúa explorar el potencial no convencional de Chubut.

La caída del convencional

Los números de abril muestran cuánto avanzó la transformación productiva de YPF. La producción convencional cayó a 58.673 barriles diarios y ya representa apenas el 15,16% del total. En paralelo, el tight gas y tight oil aportaron 1.437 barriles diarios, equivalentes al 0,37% de la producción.

La fotografía actual del upstream de la compañía contrasta con la estructura histórica de YPF, que durante décadas dependió de los yacimientos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge y otras áreas convencionales. Hoy, el Golfo San Jorge aporta apenas 25.166 barriles diarios, equivalentes al 6,5% de toda la producción operada.

“Así que asignamos todo a no convencional y es mi objetivo personal y el objetivo de la empresa ser una compañía integrada no convencional. Realmente estamos muy cerca de lograrlo”, afirmó el pope de la empresa.

La estrategia quedó respaldada por el desempeño operativo de abril. Aunque la producción total todavía se ubicó 0,83% por debajo del récord alcanzado en enero de 2026, el crecimiento mensual confirmó que el motor productivo de la empresa sigue concentrado en Vaca Muerta.

La Amarga Chica y Loma Campana lideran el crecimiento shale

Dentro del portfolio de áreas no convencionales, La Amarga Chica volvió a posicionarse entre los bloques más productivos de YPF. El área alcanzó 89.864 barriles diarios y quedó a sólo 202 barriles de igualar a Loma Campana, que registró una producción de 90.066 barriles diarios.

El crecimiento de ambos bloques consolidó el liderazgo de YPF en el desarrollo shale argentino. El hub integrado por Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y La Angostura Sur alcanzó una producción conjunta de 294.644 barriles diarios.

Asimismo, Marín vinculó la mejora de productividad con la evolución de los indicadores internos de la empresa y explicó que el seguimiento permanente de KPI y control de gestión permitió acelerar los tiempos de desarrollo y reducir costos en los bloques shale.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

Una petrolera completamente shale

Los datos de abril muestran que el objetivo de convertir a YPF en una empresa prácticamente 100% no convencional ya no aparece como una meta lejana. La producción shale y tight combinada alcanzó 328.381 barriles diarios y representó el 84,84% del total operado por la compañía.

El margen que todavía conserva la producción convencional se concentra principalmente en activos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge y algunos desarrollos menores de la Cuenca Austral, que en abril aportó apenas 1.103 barriles diarios, equivalentes al 0,29% del total.

Marín confirmó que la compañía negocia la salida de los últimos activos tradicionales para concentrar toda la asignación de capital en proyectos no convencionales. “Estamos negociando y saliendo de los últimos activos. La asignación en upstream tiene que ser no convencional”, afirmó el CEO y presidente de YPF.

TanGo Energy proyecta producir 60.000 barriles diarios con tres bloques en Vaca Muerta

TanGo Energy Argentina informó este miércoles que la provincia de Río Negro aprobó a través del decreto 509/26 el otorgamiento de tres nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) con objetivos a la formación Vaca Muerta en las áreas Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, que superan los 150.000 acres en conjunto, y donde TanGo tiene 50% de los derechos de explotación y Vista Energy el 50% restante.

Estas tres nuevas áreas ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta comprenden un compromiso inicial durante la fase piloto de 6 nuevos pozos, con una inversión de U$S 66 millones, comenzando la actividad la primera mitad del año 2027.

Este hito marca el debut de la compañía liderada por Pablo Iuliano (CEO) en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. Con este paso, el Grupo Tango consolida su portfolio shale y refuerza su perfil operativo, proyectando una producción de 60.000 barriles diarios a cinco años.

El mapa shale de Tango Energy

El plan de desarrollo de estas 3 áreas no convencionales está sujeto al resultado de los pilotos, y a las condiciones operativas y de mercado.

“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para desriskear el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la Provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, afirmó el CEO de Tango Energy Argentina.

Asimismo, Iuliano agregó que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.

Aprobación oficial

Este acto administrativo provincial que aprueba las cesiones de las 5 áreas de concesión y 3 concesiones de transporte de Vista Energy a Tango Energy Argentina, y la reconversión de Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada a 3 concesiones no convencionales, guarda sentido y está en línea con los acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina informados a través de los Hechos Relevantes emitidos por TanGo Energy Argentina (antes Aconcagua Energía) a la Comisión Nacional de Valores (CNV) con fechas 23 de febrero de 2023, 18 de julio de 2025, 28 de agosto de 2025 y 6 de marzo de 2026.

A través de ellos se informó oportunamente sobre el proceso de avance de negociaciones y los cierres de acuerdos por los cuales TanGo Energy Argentina se posiciona como el único titular y operador de las concesiones no convencionales y convencionales, mientras que la producción no convencional que provenga de las 3 nuevas concesiones a Vaca Muerta será 50 % de TanGo Energy SAU y 50 % Vista Energy.

El CEO de SLB recorrió Loma Campana y firmó la adhesión al IVM

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, recorrieron las operaciones de YPF en Loma Campana. También participaron Carmen Rando Bejar, presidente para las Americas de SLB, y Patricio Whitney, director general para Argentina, Bolivia y Chile.

La comitiva recorrió un equipo de perforación y un set de fractura, donde observaron de primera mano las operaciones en el shale de Vaca Muerta y el trabajo conjunto entre ambas compañías en su desarrollo.

Es un orgullo mostrar los resultados que alcanzamos en Vaca Muerta que nos ubican en una posición muy competitiva a nivel mundial. Quiero agradecerle a Olivier Le Peuch su presencia en Vaca Muerta, una señal de la relevancia que tiene la Argentina en el mapa productivo del mundo”, expresó Marín.

Vaca Muerta representa una de las oportunidades de energía no convencional más importantes del mundo. Estamos orgullosos de acompañar a YPF en este desarrollo y de contribuir con nuestra tecnología y experiencia a alcanzar estos niveles de eficiencia de clase mundial“, destacó Olivier Le Peuch, CEO de SLB.

 

 

Con más de 200.000 barriles diarios de producción propia, YPF alcanzó niveles de productividad y eficiencia que le permiten competir con operaciones similares en los Estados Unidos. El lifting cost en las operaciones core de YPF en Vaca Muerta hoy se sitúa en torno a los 4.2 dólares por barril y el precio de breakeven se ubica en la zona de los 40 dólares. En materia de eficiencias, YPF logró aumentar en un 66% la velocidad de perforación y un 61% la velocidad de fractura entre enero de 2023 y enero de 2026.

SLB ha sido un socio tecnológico clave en este proceso, aportando soluciones de perforación y fractura que contribuyeron a las mejoras de eficiencia alcanzadas en Vaca Muerta.

SLB se suma al IVM

Como parte de la visita, Marín y Le Peuch firmaron la carta de adhesión al IVM, una iniciativa entre las principales empresas petroleras del país, en conjunto con el gobierno de la provincia del Neuquén y el municipio de la ciudad capital, que busca formar nuevos trabajadores para los desafíos que presenta el crecimiento de Vaca Muerta.

Su inauguración está prevista para el próximo 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén.

La nueva institución brindará formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa y la excelencia técnica.

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.

VMOS cruza el Río Negro y acelera la exportación del shale oil

Durante años, el potencial de Vaca Muerta estuvo atado a un problema concreto: la falta de infraestructura para sacar el crudo a los mercados internacionales. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) nació para terminar con ese cuello de botella y, semana a semana, demuestra que va camino a lograrlo.

La UTE conformada por Techint y Sacde inició la maniobra de cruce del Río Negro, uno de los desafíos técnicos más complejos del proyecto. La operación se lleva adelante con tecnología de perforación horizontal dirigida (HDD), un método que permite instalar tuberías subterráneas sin intervenir el cauce natural del río. En total, se insertan aproximadamente 700 metros de tubería de 30 pulgadas conectando ambas márgenes.

El HDD tiene más de cuatro décadas de evolución tecnológica y es considerado el método más seguro y sustentable para este tipo de obras. Funciona con herramientas de perforación dirigidas y lodos biodegradables que estabilizan el terreno. En este caso, el sistema incluye 660 metros de túnel subterráneo, monitoreo electromagnético en tiempo real y pruebas de integridad con cero tolerancia a fugas.

Con este cruce, el VMOS conecta físicamente la producción de petróleo de Neuquén con el sistema de transporte y exportación de Río Negro, completando un eslabón clave de los 437 kilómetros de ducto que unirán Vaca Muerta con el Mar Argentino, en la terminal portuaria de Punta Colorada.

54% de avance y miles de empleos en marcha

El proyecto acumula un 54% de avance total y trabaja simultáneamente en todos sus frentes. En Punta Colorada, dos de los seis tanques de almacenamiento ya registran una importante progresión. Estas estructuras tendrán dimensiones inéditas en el país, con una capacidad total de 720.000 metros cúbicos, suficiente para sostener operaciones de exportación a gran escala de forma continua.

El impacto humano del proyecto es igual de significativo. Más de 2.500 personas trabajan de forma directa en la obra, mientras que otras 7.500 lo hacen de manera indirecta. Además, 500 aprendices ya fueron capacitados y recalificados, en una apuesta concreta por el desarrollo de talento local. En ese marco, el proyecto inauguró nuevas oficinas en Sierra Grande, afianzando su presencia en la provincia de Río Negro.

A fin de año, el sistema comenzará a operar con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, con proyección de alcanzar los 550.000 barriles en 2027. El VMOS, primer proyecto RIGI de la industria petrolera argentina, es el resultado del trabajo conjunto de las principales productoras del país y tiene en la mira más de 15.000 millones de dólares anuales en exportaciones de shale oil.

El petróleo de Vaca Muerta hace historia en Australia

La producción del petróleo de Vaca Muerta continúa ampliando su presencia en los mercados internacionales. En las últimas horas, un buque petrolero cargado en Puerto Rosales partió con destino a Australia, lo que significa la apertura de nuevas rutas comerciales para shale oil.

Según informó Argenports, la operación se realizó en el sitio 1 de la terminal operada por Otamerica. Allí amarró el buque Green Azure, de bandera portuguesa, que zarpó con una carga cercana a las 65.000 toneladas de crudo.

Este nuevo despacho se enmarca en el notable crecimiento de los envíos de petróleo argentino hacia el mercado australiano. Durante 2025, las exportaciones alcanzaron aproximadamente 2,15 millones de barriles, muy por encima de los 420.300 barriles registrados en 2024, cuando comenzó a consolidarse esta ruta comercial.

La mayor parte del volumen corresponde a crudo Medanito. El destino principal es la refinería ubicada en Geelong, en el estado de Victoria, sobre la costa sur australiana.

Esta planta, operada por Viva Energy, cuenta con una capacidad de procesamiento cercana a los 120.000 barriles diarios y se consolidó como uno de los principales puntos de recepción del petróleo argentino en la región Asia-Pacífico.

Puerto Rosales y la infraestructura logística

El crecimiento de los envíos hacia destinos lejanos volvió a poner en primer plano el rol estratégico de Puerto Rosales dentro del sistema exportador energético. Desde esta terminal se canaliza una porción cada vez mayor de los embarques destinados al exterior.

El esquema logístico integra oleoductos, sistemas de almacenamiento en tanques y operaciones marítimas con buques de gran porte. Esta articulación permitió sostener un ritmo creciente de cargas, en paralelo con el aumento de la producción no convencional.

Durante 2025, la terminal registró un fuerte incremento en las exportaciones, con Estados Unidos como principal mercado de destino. La ampliación de la capacidad operativa y las mejoras en infraestructura resultaron clave para acompañar esta expansión.

La disponibilidad de mayores volúmenes exportables, producto del desarrollo sostenido en Neuquén, impulsó una mayor utilización de las instalaciones portuarias. Además, la modernización de los sistemas de despacho permitió reducir tiempos y mejorar la eficiencia de las operaciones.

El nuevo mercado de Vaca Muerta

Si bien Australia gana relevancia como mercado emergente, el mercado estadounidense continúa liderando los destinos del crudo argentino. La mayor parte de los embarques se dirige a refinerías ubicadas en la costa oeste, donde el petróleo de Vaca Muerta logró posicionarse por calidad y competitividad.

Este flujo constante explica gran parte del crecimiento exportador del sur bonaerense en el último año, en un contexto marcado por la expansión de la infraestructura de transporte entre Neuquén y el Atlántico.

El seguimiento de los buques que participan en esta operatoria permite observar una mayor regularidad en la conexión entre Sudamérica y Oceanía. El Green Azure figura entre los petroleros que operan de manera recurrente en este corredor comercial.

A comienzos de 2026, la embarcación fue reportada nuevamente en navegación hacia Geelong, lo que confirmó la continuidad de la ruta y la consolidación de los vínculos comerciales entre ambos países.

GeoPark obtiene US$50 millones para expandir su operación en Vaca Muerta

GeoPark continúa con sus planes en Vaca Muerta. La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que obtuvo un préstamo de 50 millones de dólares otorgada por Banco de Galicia para financiar el capex de crecimiento y necesidades temporales de capital de trabajo asociados al desarrollo de sus activos en la roca madre.

“El financiamiento contempla vencimientos de hasta 24 meses desde cada desembolso, lo que permite a la sociedad afrontar de manera eficiente su plan de inversiones y fortalecer su flexibilidad financiera”, detalla el comunicado enviado a la bolsa.

“A la fecha de este hecho relevante, la facilidad no ha sido desembolsada y se prevé que los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses, en función del avance del plan de inversiones de la sociedad”, agrega.

“Con esta facilidad de financiamiento y la caja existente, la Sociedad cubre sustancialmente sus necesidades de capex previstas para 2026”, subraya.

Los planes de GeoPark

Durante el cuarto trimestre de 2025, GeoPark completó el takeover de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, un proceso que se desarrolló sin incidentes y dentro de los plazos previstos. Este hito permitió a la compañía asumir el control pleno de las operaciones e iniciar la implementación de su propio modelo de gestión en Vaca Muerta, marcando el comienzo de una nueva etapa en su estrategia local.

En ese período, la producción promedio alcanzó los 1.234 barriles equivalentes de petróleo por día, impulsada principalmente por Loma Jarillosa Este, operado en su totalidad por la empresa. Aunque se trata de volúmenes iniciales, GeoPark destacó que estos resultados reflejan el potencial de crecimiento a partir de mejoras operativas y adecuaciones de infraestructura.

Uno de los primeros objetivos tras la transición fue optimizar el rendimiento de los pozos existentes. La compañía completó trabajos de run-in-hole para tubing y sistemas de levantamiento artificial en los tres pozos del Pad 1020, lo que permitió incrementar en promedio un 25% la producción individual. Estas acciones responden a una estrategia de bajo riesgo técnico, orientada a capturar valor en el corto plazo.

Operación y trabajo

En paralelo, GeoPark avanzó en la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental y en la obtención de permisos regulatorios, considerados claves para habilitar futuras campañas de perforación. También consolidó su presencia local con una oficina operativa en Neuquén, desde donde coordina la relación con contratistas y autoridades, con un equipo mayoritariamente integrado por profesionales de la región.

Con la operación estabilizada, la empresa proyecta movilizar un equipo de perforación en marzo de 2026 y avanzar con tres pozos durante el segundo trimestre. Esta etapa funcionará como antesala del esquema de factory drilling, previsto para fines de 2026, orientado a reducir costos, estandarizar procesos y mejorar la competitividad.