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14 mayo, 2026

Vista apunta a Malasia, Australia y Singapur para ampliar las exportaciones de shale oil

Vista Energy profundiza su estrategia de expansión internacional y comenzó a posicionar el petróleo de Vaca Muerta en nuevos destinos asiáticos. Durante una presentación ante inversores, el CEO de la compañía, Miguel Galuccio, aseguró en los últimos meses se abrieron nuevos mercados para el shale oil.

“Estamos llegando a nuevos mercados. Y como ejemplo, Malasia, Australia, Tailandia, Singapur, que no llegamos antes, estamos llegando ahora”, afirmó Galuccio ante analistas e inversores y remarcó que la estrategia busca aumentar la demanda del crudo Medanito y mejorar los márgenes de comercialización del petróleo argentino.

Asimismo, el directivo explicó que Vista no es una empresa comercializadora tradicional, sino que responde a una necesidad estratégica vinculada al crecimiento de las exportaciones de petróleo y al acceso directo a clientes internacionales. Es decir, la compañía busca capturar más valor sobre cada barril exportado desde Argentina.

La apuesta para expandir el petróleo argentino

“Estamos capturando márgenes adicionales en los 25 millones de barriles que Vista espera negociar durante 2026”, sostuvo Galuccio y aclaró que la empresa no busca asumir riesgos especulativos dentro del negocio del trading internacional de crudo. “No somos una empresa comercial. El objetivo de Vista no es asumir ningún riesgo comercial”, explicó el CEO.

Además, Galuccio detalló que la compañía únicamente toma posiciones vinculadas a los volúmenes ya vendidos y, en general, con cobertura hasta el momento de entrega del petróleo.

La expansión comercial de Vista coincide con un fuerte crecimiento operativo en Vaca Muerta, impulsado por la incorporación de nuevos pozos y por la consolidación de activos como La Amarga Chica.

Durante el primer trimestre de 2026, la petrolera alcanzó una producción total promedio de 135.000 barriles equivalentes diarios, lo que representó un crecimiento interanual del 67%.

Producción récord y más exportaciones

“La sólida productividad de los pozos impulsó una producción de materiales de 127.400 BOE por día en enero a 143.200 BOE por día en marzo”, señaló Galuccio y destacó que el incremento refleja tanto el crecimiento orgánico de la compañía como la mayor escala obtenida tras la adquisición de nuevas áreas.

La producción de petróleo alcanzó los 117.000 barriles diarios, con un aumento interanual del 68%, mientras que la producción de gas creció un 62%. En paralelo, Vista avanzó con un agresivo plan de perforación y completación de pozos en Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y La Amarga Chica.

Durante el trimestre, la compañía conectó 23 nuevos pozos, lo que representó un avance importante frente a la meta anual de entre 80 y 90 pozos. El crecimiento operativo estuvo acompañado por un aumento de los ingresos y de las exportaciones de crudo hacia el mercado internacional.

Asia gana peso en la estrategia de Vista

Las exportaciones de petróleo de Vista superaron los 7,2 millones de barriles durante el primer trimestre de 2026, más del doble que en igual período del año anterior. Ese volumen representó el 67% de todas las ventas de la compañía, consolidando el perfil exportador de la petrolera.

“Vendimos el 100% de los volúmenes de petróleo a precios de paridad de exportación, tanto a nivel nacional como internacional”, afirmó Galuccio. El CEO destacó que la estrategia comercial permitió sostener ingresos pese a un escenario de menores precios internacionales del crudo.

Los ingresos totales alcanzaron los 694 millones de dólares, un 58% más que un año atrás, mientras que el EBITDA ajustado trepó a 451 millones de dólares, con un crecimiento interanual del 64%. El costo de extracción también mostró mejoras y se ubicó en 4,3 dólares por barril equivalente, un 8% menos frente al año pasado.

En relación con el contexto internacional, Galuccio señaló que el conflicto en Medio Oriente tuvo un impacto limitado durante el primer trimestre porque los precios ya estaban cerrados antes del inicio de las tensiones. Sin embargo, anticipó un escenario más favorable hacia adelante para la generación de caja y rentabilidad de la compañía.

“Esperamos que los precios más altos del petróleo aumenten significativamente el EBITDA ajustado y el flujo de efectivo libre durante el segundo trimestre de 2026 y en adelante”, destacó el CEO de Vista ante los inversores.

13 mayo, 2026

El plan piloto de Central Puerto puede alcanzar los US$600 millones

La decisión de Central Puerto de desembarcar en Vaca Muerta marcó un giro estratégico para una de las principales generadoras eléctricas del país. La compañía confirmó la adquisición del 100% de las acciones de Patagonia Energy SA (PESA), titular de los bloques Aguada del Chivato y Aguada Bocarey con foco en el desarrollo de shale oil.

La operación se concretó por un monto de 50 millones de dólares e incluye una licencia de explotación vigente hasta mayo de 2031. Los activos abarcan más de 27.000 acres ubicados en la ventana de petróleo de roca madre.

“Vaca Muerta es una apuesta fuerte para diversificar la compañía. Ya somos el principal generador eléctrico del país, pero vemos oportunidades donde podemos aprovechar nuestra experiencia, y el petróleo es uno de ellos”, afirmó Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, en diálogo con los inversores.

Un proyecto con foco en el shale oil

La tesis de inversión de la compañía se apoya en varios factores. Entre ellos aparece el bajo costo de ingreso por acre, la cercanía con bloques que ya redujeron el riesgo geológico en la ventana de shale oil y la existencia de infraestructura operativa, como una planta de tratamiento de petróleo con capacidad para 1.900 barriles diarios.

Además, la empresa destacó que los estudios geológicos muestran evidencia sólida sobre el potencial hidrocarburífero de las áreas. Esa evaluación fue realizada sobre datos de perforaciones convencionales previas y con participación de especialistas internacionales en recursos no convencionales.

La compañía ya trabaja en un programa de reducción de riesgos antes de avanzar hacia una etapa de mayor escala. El plan contempla la perforación de dos o tres pozos piloto orientados a confirmar recursos y definir el potencial productivo de los bloques adquiridos en el norte de Vaca Muerta.

“Estamos trabajando con una empresa estadounidense para desarrollar la fase principal de perforación para los dos pilotos, dos o tres pozos que pensamos hacer para confirmar sus recursos”, destacó el CEO.

Además, la compañía mantiene conversaciones con el Gobierno de Neuquén para avanzar con las autorizaciones y definiciones técnicas necesarias.

El desafío de ingresar al negocio petrolero

El CEO reconoció que el desembarco en petróleo y gas representa un cambio profundo para una empresa históricamente vinculada a la generación eléctrica. Por esa razón, la prioridad actual está puesta en reducir riesgos operativos y adquirir experiencia en el segmento upstream antes de acelerar nuevas inversiones.

“Nuestro plan en Vaca Muerta es entrar en el área y tratar de desarrollar la zona que adquirimos. Es un área de veintisiete mil acres y hay mucho por hacer allí”, sostuvo Bonnet.

En ese contexto, la empresa anticipó que el aprendizaje técnico será clave durante los próximos años. El objetivo es comprender la dinámica del shale y construir capacidades propias para operar en un segmento altamente competitivo y con fuerte presencia de compañías internacionales.

“Esta es la primera vez que vamos a entrar en el negocio de petróleo y gas, por lo que necesitamos reducir el riesgo del área para empezar a entender el negocio. Y esto tomará quizás un par de años”, afirmó Bonnet al referirse a la hoja de ruta prevista para el proyecto neuquino.

La compañía todavía no definió el CapEx total de la etapa inicial, aunque reconoció que los costos por pozo se ubicarían en línea con los valores actuales de la industria en la cuenca neuquina. De acuerdo con Bonnet, las perforaciones podrían demandar alrededor de 17 millones de dólares por unidad.

La expansión futura de Central Puerto

Más allá del desarrollo inicial, Central Puerto considera que la adquisición representa apenas el comienzo de una estrategia de crecimiento en el negocio petrolero argentino. La compañía evalúa nuevas oportunidades en la Cuenca Neuquina y no descarta ampliar su presencia con futuras adquisiciones.

“Hay mucho por hacer en Vaca Muerta. Es el principio de un plan que seguramente se va a seguir expandiendo con nuevas áreas y oportunidades en el futuro”, aseguró Bonnet.

Asimismo, el ejecutivo remarcó que la empresa buscará capturar valor a largo plazo a partir del desarrollo progresivo de activos shale. “Creemos que podemos capturar valor desarrollando estas áreas y otras que puedan sumarse. Es un proceso gradual, pero con visión de crecimiento sostenido”, afirmó el CEO de Central Puerto.

13 mayo, 2026

Capsa invertirá US$121 millones en Chubut y proyecta un nuevo gasoducto

Capsa-Capex redefinió su estrategia para la Cuenca del Golfo San Jorge con un incremento de su programa de inversiones, la continuidad de equipos de perforación y reparación, además de nuevos proyectos de infraestructura orientados a sostener su producción en Chubut.

El nuevo esquema contempla mantener actividad durante todo el año en distintos yacimientos operados por la compañía. Entre las medidas previstas figura la continuidad de un perforador, dos equipos de workover y un pulling que actualmente opera en el área de Pampa del Castillo.

“Las novedades son que el perforador va a seguir todo el año y va a trabajar en distintos yacimientos (Bella Vista Oeste, Pampa del Castillo–La Guitarra y Pampa del Castillo). También van a mantener dos workover y un equipo de pulling”, señaló Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

Más inversión y obras de infraestructura

La compañía había presentado inicialmente un programa de desembolsos por 81 millones de dólares, aunque posteriormente elevó la cifra hasta los 121 millones de dólares. Parte de esos recursos estarán destinados a infraestructura vinculada al almacenamiento y manejo de crudo.

Entre las obras previstas figura la reparación de tanques, un aspecto considerado clave para garantizar capacidad de almacenamiento en los campos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge. La iniciativa representa uno de los puntos más destacados dentro del nuevo esquema de inversiones de la operadora.

“Ellos primero habían presentado un plan de inversión de 81 millones de dólares y lo mejoraron a 121 millones de dólares”, indicó Ávila. También destacó que la reparación de tanques “no se está haciendo hace mucho tiempo” dentro de la actividad convencional.

El proyecto de polímeros y el nuevo gasoducto

El programa también incorpora nuevos proyectos industriales. Entre ellos se encuentra el desarrollo de una planta de polímeros destinada a abastecer áreas operadas por la compañía en la zona central de Chubut. La iniciativa apunta a mejorar procesos de recuperación en yacimientos convencionales.

Según explicó el dirigente sindical, el proyecto contempla sumar nueva materia prima sin modificar las instalaciones históricas existentes. La incorporación de polímeros es una de las tecnologías utilizadas para optimizar la extracción de crudo en campos maduros.

“Van a armar una planta de polímero que abastezca toda el área sin tocar las viejas plantas que antes estaban”, explicó Ávila sobre el proyecto que impulsa Capsa-Capex en la región.

Otro de los ejes centrales del plan será la construcción de un nuevo gasoducto, obra que permitirá ampliar la infraestructura energética y generar nuevas conexiones para distintas áreas productivas dentro de la provincia de Chubut.

El impacto del precio internacional del crudo

El escenario internacional del petróleo también aparece como un factor determinante para el avance de nuevos proyectos. El incremento del precio del barril mejoró las condiciones económicas para sostener inversiones en la cuenca.

En este sentido, Ávila consideró que el contexto actual permite a las operadoras evaluar nuevos desembolsos y sostener actividad en campos maduros que venían atravesando dificultades de rentabilidad durante los últimos años.

“Gracias a que el barril hoy cuesta más de 100 dólares hay un proyecto distinto para incentivar y meter más plata para que tenga rentabilidad la cuenca”, sostuvo el titular de petroleros convencionales.

11 mayo, 2026

Vaca Muerta frenó su ritmo récord: el fracking cayó 11% en abril

Vaca Muerta está llamada a transformarse en el gran motor energético de la región y en un actor clave dentro del mercado del GNL. El potencial de la formación sigue empujando nuevos récords productivos, aunque abril mostró una desaceleración en una actividad que venía funcionando a máxima velocidad.

De acuerdo con el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, durante el cuarto mes del año se registró el nivel más bajo de actividad de 2026. Aun así, las cifras continúan muy por encima de las alcanzadas durante el año pasado.

Los datos relevados por eolomedia indican que las operadoras concretaron 2.335 etapas de fractura hidráulica, lo que representó una caída del 11% frente a marzo —mes que marcó un récord histórico con 2.616 operaciones— y un incremento interanual del 15%.

En cuanto a la distribución de la actividad en las distintas ventanas de la formación, el informe detectó que 2.014 punciones estuvieron orientadas al shale oil, mientras que otras 321 correspondieron al desarrollo de shale gas.

El liderazgo del shale neuquino

Entre las operadoras también hubo movimientos destacados. El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las compañías al concentrar el 49% del total de las etapas de fractura realizadas durante abril.

La petrolera de mayoría estatal completó 1.136 punciones a lo largo del mes. La actividad estuvo concentrada principalmente en los bloques Lajas Este, Rincón del Mangrullo, La Amarga Chica, La Caverna, Aguada de la Arena y Bajo del Toro Norte.

La gran sorpresa del relevamiento fue Shell. La compañía anglo-holandesa completó 236 fracturas en Cruz de Lorena, un desempeño que le permitió explicar el 10% de todas las punciones registradas en Vaca Muerta.

El tercer lugar del ranking quedó para Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint continúa consolidando su presencia entre las principales jugadoras del shale neuquino y abril reforzó esa tendencia con una fuerte actividad en Fortín de Piedra.

Las operadoras que sostuvieron el ritmo

La compañía completó 196 operaciones en su bloque insignia, una cifra equivalente al 8% de todas las etapas de fractura realizadas en la formación no convencional durante el cuarto mes del año.

El mapa del fracking también mostró que Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Vista Energy y Chevron lograron sostener niveles de actividad similares a los de meses anteriores, pese a la desaceleración general del sector.

En el caso de Pluspetrol, la firma concretó 183 operaciones distribuidas entre 38 etapas en La Calera y otras 145 en Bajo del Choique, uno de los activos adquiridos recientemente a ExxonMobil.

Por su parte, PAE realizó 176 etapas de fractura, todas enfocadas en la ventana petrolera de la formación no convencional a través del bloque Lindero Atravesado. Tanto Pluspetrol como la compañía del grupo Bulgheroni concentraron cada una el 8% de las punciones totales.

Detrás apareció Vista Energy, la petrolera liderada por Miguel Galuccio, con 114 operaciones en Bajada del Palo Oeste, uno de los principales desarrollos de shale oil de la compañía.

Un escalón más abajo se ubicó Chevron, que enfocó gran parte de su actividad en El Trapial. Tanto Vista como la operadora estadounidense explicaron cada una el 5% del total de las operaciones registradas durante abril.

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

Las compañías con menor actividad en Vaca Muerta

Solo tres empresas quedaron por debajo de las 100 etapas de fractura durante el mes. Se trató de Phoenix Global Resources (PGR), TotalEnergies y Pampa Energía, que cerraron el ranking de actividad en el shale argentino.

Phoenix Global Resources realizó 73 operaciones en Mata Mora Oeste, mientras que TotalEnergies contabilizó 71 punciones en Aguada Pichana. En tanto, Pampa Energía completó 37 fracturas en Sierra Chata.

11 mayo, 2026

YPF proyecta llevar a La Angostura Sur a 100.000 barriles diarios

La aceleración de la producción no convencional volvió a ocupar el centro de la estrategia de YPF en Vaca Muerta. Durante la presentación de resultados trimestrales ante inversores, el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, destacó el crecimiento del bloque La Angostura Sur, que pasó de producir 2.000 barriles diarios de shale oil a unos 55.000 barriles en apenas un año y medio.

El ejecutivo remarcó que el desarrollo del área se convirtió en uno de los ejemplos más visibles de la nueva etapa operativa de la petrolera. Según precisó, el bloque ya representa alrededor del 25% de la producción total de shale oil de la empresa y se posiciona como el quinto desarrollo más importante de toda la roca madre.

“Quisiera dedicar unos minutos a compartir con ustedes el exitoso desarrollo de La Angostura Sur, un bloque que, a nuestro juicio, refleja a la perfección lo que YPF es capaz de hacer cuando combinamos la excelencia operativa con una visión estratégica”, sostuvo Marín.

“Hace apenas 18 meses, La Angostura Sur producía 2.000 barriles diarios de petróleo de esquisto. Hoy produce aproximadamente 55.000 barriles diarios”, agregó.

Un bloque clave en la estrategia de crecimiento

Marín explicó además que el crecimiento del bloque no solo está asociado al aumento de producción, sino también a su rentabilidad. En ese sentido, aseguró que el área cuenta con un precio de equilibrio inferior a los 40 dólares por barril y costos de extracción cercanos a los 3 dólares, valores que ubican al proyecto entre los más competitivos de la cartera de la compañía.

El titular de YPF indicó que el desarrollo todavía tiene un amplio margen de expansión, debido a que el nivel de avance del bloque ronda apenas el 19%.

“Lo que hace que este bloque sea aún más atractivo desde el punto de vista de la inversión es su rentabilidad, con un precio de equilibrio inferior a 40 dólares por barril, un coste de extracción de alrededor de 3 dólares por barril y un nivel de desarrollo de aproximadamente el 19%”, afirmó Marín.

“Existe un importante potencial de revalorización en el valor de las concesiones no convencionales hasta 2059”, añadió el ejecutivo durante la presentación de resultados trimestrales.

Por su parte, el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, vinculó el crecimiento del bloque con los nuevos máximos históricos alcanzados por la producción de shale oil de la compañía durante el primer trimestre del año.

El shale oil sostuvo el crecimiento de YPF

Westen detalló que la producción de shale oil llegó a 205.000 barriles diarios en el período, lo que implicó una mejora secuencial del 5% y un incremento interanual del 39%. Según explicó, el desempeño de La Angostura Sur fue uno de los principales factores que impulsaron esos resultados.

“Como mencionó Horacio anteriormente, este logro se debió principalmente al excelente desempeño del bloque La Angostura Sur, que ha mostrado un crecimiento exponencial en la producción en los últimos meses”, señaló Westen.

“Estos niveles de producción se ajustan plenamente a nuestro plan, lo que nos permite mantenernos en el camino correcto para cumplir con nuestros objetivos de producción del año”, agregó el ejecutivo de la petrolera.

Westen también sostuvo que el avance del negocio no convencional permitió compensar la caída de la producción proveniente de yacimientos convencionales maduros. De acuerdo con los datos presentados por la compañía, la producción convencional disminuyó más de 45% interanual y promedió 66.000 barriles diarios durante el trimestre.

El ejecutivo explicó que, si se excluyen los activos recientemente desinvertidos —entre ellos Manantiales Behr, Malargüe y Tierra del Fuego—, la producción convencional de YPF se habría ubicado en torno a los 35.000 barriles diarios hacia marzo. Ese escenario reforzó el peso creciente de Vaca Muerta dentro del portafolio de la petrolera.

Costos competitivos y proyección de expansión

Durante su exposición, Westen remarcó además que los bloques de petróleo de esquisto de la empresa alcanzaron costos de extracción líderes dentro de la industria. En ese esquema, destacó especialmente el desempeño de La Angostura Sur, que exhibe los costos operativos más bajos entre todos los campos de la compañía.

“Al analizar en detalle nuestros bloques de extracción de petróleo de esquisto, los costos de extracción alcanzaron niveles líderes en su clase de 4 dólares por barril equivalente de petróleo”, afirmó Westen.

“Esto fue impulsado principalmente por importantes eficiencias de costos en las actividades de agrupación, especialmente en el bloque Loma Campana, así como por la creciente participación de La Angostura Sur en nuestra cartera de producción”, agregó.

Marín, en tanto, aseguró que el objetivo de máxima producción para La Angostura Sur se ubica en torno a los 100.000 barriles diarios. Además, destacó que YPF posee el 100% de participación en el bloque, una condición que, según sostuvo, permitirá capturar todo el valor económico generado por el activo.

“La Angostura Sur no es solo un caso de producción; es una prueba de concepto. Demostró la capacidad de YPF para desarrollar rápidamente Vaca Muerta a gran escala con disciplina financiera y costos competitivos”, aseguró el CEO de la petrolera.

8 mayo, 2026

Vista cerró la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por US$712 millones

Vista Energy cerró la adquisición de los activos que pertenecían a Equinor en Vaca Muerta, en una operación valuada en 712 millones de dólares que le permitirá ampliar su presencia en dos de los bloques de shale oil más relevantes de la Cuenca Neuquina. La compañía informó que tomó participación en Bandurria Sur y Bajo del Toro, ambos operados por YPF.

La transacción incluyó la compra de una participación no operada del 25,1% en Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro. Según comunicó Vista ante la Comisión Nacional de Valores, el pago contempló US$387 millones en efectivo, además de la entrega de 6.223.220 ADS representativas de acciones serie A de la empresa.

Además, la petrolera dirigida por Miguel Galuccio informó que desembolsó otros US$131 millones vinculados a ajustes habituales de cierre relacionados con deuda, capital de trabajo, contribuciones y otros conceptos financieros asociados a este tipo de operaciones. La compañía consolidará los resultados de los bloques adquiridos en sus balances a partir del 1 de mayo de 2026.

Bandurria Sur, uno de los bloques más productivos de Vaca Muerta

El principal activo incorporado por Vista es Bandurria Sur, un bloque operado por YPF que se consolidó como uno de los desarrollos más importantes de shale oil en Vaca Muerta. Al cierre del primer trimestre de 2026, el área contaba con 210 pozos en producción y registraba un bombeo total de 82.300 barriles equivalentes de petróleo diarios.

De ese total, la participación correspondiente a Vista equivale a 20.700 barriles equivalentes diarios, de los cuales 15.900 barriles por día corresponden a petróleo. La compañía destacó que el bloque representa una plataforma estratégica para seguir incrementando exportaciones y producción de shale oil en los próximos años.

Bandurria Sur es una concesión de explotación no convencional adjudicada en 2015 por un período de 35 años. El área abarca 56.200 acres dentro de Vaca Muerta y es considerada una de las principales ventanas de petróleo no convencional de la Argentina.

Vista acelera su crecimiento en shale oil

La operación también incluyó una participación en Bajo del Toro, otro bloque operado por YPF dentro de la formación neuquina. Según la información presentada por Vista, el área contaba al 31 de marzo con 23 pozos activos y una producción total de 5.400 barriles equivalentes diarios.

Para Vista, esa producción representa cerca de 1.900 barriles equivalentes diarios atribuibles a su participación. Del total producido, alrededor de 1.800 barriles diarios correspondieron específicamente a petróleo, un dato que refuerza el perfil petrolero del activo incorporado por la empresa.

YPF también informó que, en paralelo a la operación de Vista, incrementó su participación directa e indirecta en Bandurria Sur hasta alcanzar el 44,9%, mientras que elevó al 65% su posición en Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte. La petrolera de mayoría estatal desembolsó alrededor de US$163 millones más ajustes y pagos contingentes.

7 mayo, 2026

Chevron, Total y Petrobras aparecen en la mira para impulsar el desarrollo de Palermo Aike

La discusión sobre el futuro de Santa Cruz volvió a ubicarse en el centro de la agenda. El secretario general del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables, Rafael Güenchenen, reclamó acelerar el desarrollo de Palermo Aike y convocó públicamente a las grandes compañías internacionales a invertir en la hermana menor de Vaca Muerta.

El dirigente sindical planteó que el escenario internacional y la necesidad de aumentar la producción de hidrocarburos obligan a avanzar con rapidez en la etapa exploratoria. En ese contexto, sostuvo que la provincia necesita sumar equipos de perforación, ampliar la presencia de operadores y consolidar un esquema de inversión sostenida que permita reducir la incertidumbre técnica y escalar el proyecto.

“Palermo Aike necesita muchos jugadores para desarrollar todo su potencial. Tanto Total como Petrobras pueden volver a invertir en esta región, donde ya tuvieron presencia, y también puede sumarse Chevron, que cuenta con experiencia junto a YPF en Vaca Muerta”, afirmó Güenchenen.

El secretario general remarcó que la discusión ya no pasa únicamente por el potencial geológico de la roca madre, sino por la capacidad de transformar esa oportunidad en actividad económica y empleo en el territorio. En ese sentido, puso el foco en la situación de los trabajadores petroleros que actualmente permanecen sin actividad en la provincia.

“Llamo a las grandes operadoras del mundo a invertir, porque Palermo Aike es una realidad. Río Gallegos debe integrarse plenamente a este proceso, prepararse para recibir a las empresas y salir a buscar inversiones”, destacó el dirigente sindical.

La apuesta por Río Gallegos como base operativa

Luego de la inauguración de la nueva sede sindical el pasado 1 de mayo y tras distintas reuniones con empresarios y funcionarios, Güenchenen profundizó una agenda centrada en acelerar la actividad hidrocarburífera en Santa Cruz. Para el gremio, el desarrollo de Palermo Aike puede modificar el perfil productivo de la provincia y darle un nuevo rol a Río Gallegos dentro del mapa energético nacional.

El dirigente sostuvo que la capital santacruceña cuenta con infraestructura estratégica para acompañar un eventual crecimiento de la actividad. Entre los factores que destacó aparecen el puerto, el aeropuerto, los servicios y la disponibilidad de mano de obra especializada ligada históricamente al sector petrolero.

“En la provincia hay trabajadores petroleros capacitados, con experiencia, hoy sin actividad, y desde el gremio estamos trabajando para ampliar la actividad y que los trabajadores estén en el campo. En Palermo Aike y en el resto de Santa Cruz hay mucho trabajo por hacer”, aseguró.

A lo largo de las últimas semanas, el dirigente también insistió en la necesidad de acelerar los tiempos operativos. Según explicó, los avances exploratorios realizados hasta ahora muestran señales alentadoras, pero advirtió que la etapa técnica debe traducirse rápidamente en actividad concreta y perforación sostenida.

“La urgencia es ahora y las condiciones están dadas. La etapa exploratoria tiene que traducirse en equipos en campo, perforación sostenida y programas concretos de inversión”, sostuvo Güenchenen.

La presión sobre YPF y las operadoras

Dentro de esa estrategia, el sindicalista también apuntó hacia el rol que deben asumir las principales compañías del sector. En particular, pidió que YPF avance con los compromisos vinculados a los estudios técnicos previstos para los próximos meses y acelere los plazos operativos vinculados a la exploración.

El dirigente destacó además el trabajo que viene realizando CGC junto con YPF en la generación de información técnica sobre el play. Según explicó, los primeros pozos y las tareas exploratorias permitieron avanzar en la validación geológica y comenzar a reducir el riesgo exploratorio de la formación.

“Los primeros pozos están dando señales alentadoras, pero eso solo cobra valor si se consolida en escala. Palermo Aike, si se desarrolla, puede transformar la matriz productiva de la provincia”, afirmó.

Güenchenen también elogió el trabajo del CEO de CGC, Hugo Eurnekian, por impulsar la promoción internacional del proyecto. Sin embargo, advirtió que ese esfuerzo necesita acompañamiento político, empresarial y sindical para generar condiciones que permitan acelerar el desembarco de nuevas inversiones.

“Todos deben sumarse al proceso que está impulsando CGC para conseguir inversiones. Hugo Eurnekian está haciendo un trabajo importante llevando Palermo Aike al mundo y ese esfuerzo requiere acompañamiento de todos los actores”, expresó.

El potencial geológico de Palermo Aike

El desarrollo de Palermo Aike aparece como una de las principales apuestas de Santa Cruz para reposicionarse dentro del negocio de los hidrocarburos no convencionales. La formación comparte características geológicas con Vaca Muerta y otros plays internacionales y comenzó a captar interés por sus niveles de sobrepresión y calidad de roca.

Según Güenchenen, la información técnica generada durante la etapa inicial permite reducir incertidumbres y mejorar las perspectivas de inversión. Para el dirigente, el proyecto ya superó la etapa exclusivamente prospectiva y necesita consolidar un esquema de ejecución sostenida en campo.

“La información que se viene generando reduce la incertidumbre y ordena las decisiones de inversión. Las condiciones técnicas y operativas están dadas”, afirmó el líder sindical.

En paralelo, el escenario internacional también juega un papel clave. La volatilidad del precio del barril y las tensiones geopolíticas en regiones productoras están impulsando a distintos países a acelerar proyectos capaces de generar nuevos saldos exportables de petróleo y gas.

“Si Palermo Aike avanza como corresponde, Río Gallegos va a convertirse en la segunda ciudad más importante del país en hidrocarburos no convencionales. Es una posibilidad concreta que depende de decisiones que se tienen que tomar ahora”, sostuvo.

La necesidad de acelerar la actividad

El dirigente insistió en que el desafío inmediato pasa por sostener inversiones, sumar infraestructura y avanzar en programas de capacitación laboral para acompañar un eventual crecimiento acelerado de la actividad hidrocarburífera.

En ese sentido, sostuvo que el desarrollo del play requiere planificación de largo plazo, aunque aclaró que el impacto económico y laboral no será inmediato. Según explicó, el proceso demandará continuidad operativa, inversión sostenida y ejecución en campo durante varios años.

“La etapa de los diagnósticos quedó atrás. El recurso y la oportunidad están dados. El paso siguiente exige decisiones firmes y ejecución sostenida para que Santa Cruz consolide un rol protagónico en el desarrollo energético nacional”, aseguró Güenchenen.

7 mayo, 2026

GeoPark fortaleció su caja y avanza en Vaca Muerta con un EBITDA que creció 54%

GeoPark arrancó 2026 con una mejora significativa de sus principales indicadores financieros, impulsada por un escenario internacional de mejores precios del petróleo, una mayor eficiencia comercial y un control más estricto de sus costos operativos. La compañía reportó un EBITDA ajustado de US$71,3 millones durante el primer trimestre, lo que representó un crecimiento del 54% frente al cierre de 2025.

La petrolera también avanzó con inversiones en Vaca Muerta, fortaleció su liquidez y consolidó su estructura financiera tras el ingreso de Grupo Gilinski como nuevo socio estratégico. Al mismo tiempo, mantuvo actividad en sus bloques de Colombia y profundizó su estrategia regional de crecimiento.

“Hemos tenido un sólido comienzo de 2026, con un crecimiento significativo en ingresos y EBITDA, respaldado por una ejecución operativa sólida, una mejor estrategia de precios y una gestión de costos disciplinada”, afirmó Felipe Bayon, CEO de GeoPark.

“Durante el trimestre, fortalecimos aún más nuestro balance, aumentamos la liquidez y continuamos avanzando en nuestras prioridades estratégicas, incluyendo la integración de Vaca Muerta y una asignación de capital disciplinada”, agregó.

El Brent impulsó los ingresos

El desempeño de GeoPark estuvo respaldado por una mejora del precio internacional del petróleo. Durante el primer trimestre de 2026, el Brent promedió US$77,9 por barril, favorecido por tensiones geopolíticas y restricciones de oferta que impactaron en el mercado global de crudo.

Ese escenario permitió que la compañía elevara su precio combinado de venta hasta US$60,4 por barril, frente a los US$54,8 registrados durante el cuarto trimestre de 2025. Aunque las coberturas y los diferenciales más amplios de Vasconia limitaron parte de esa mejora, la empresa destacó la efectividad de su estrategia comercial y de gestión de riesgos.

La producción de Colombia y Argentina, excluyendo las desinversiones realizadas en Ecuador y Brasil, aumentó 1% respecto del trimestre previo. Además, los volúmenes de ventas crecieron 8% gracias a la comercialización de producción diferida correspondiente al cierre de 2025.

“Además, la entrada de Grupo Gilinski como socio estratégico a largo plazo marca un hito importante, fortaleciendo nuestra alineación con los accionistas, nuestra posición financiera y brindándonos capacidad adicional para aprovechar oportunidades de crecimiento que generen valor”, sostuvo Felipe Bayon.

Vaca Muerta, entre las prioridades

Durante el trimestre, GeoPark destinó inversiones de capital por US$22 millones, orientadas principalmente al mantenimiento y mejora de producción en el bloque Llanos 34, en Colombia. Allí la compañía ejecutó una campaña integrada de perforación y reacondicionamiento de pozos.

La empresa también avanzó con tareas de perforación en el pozo Bisbita Norte-1, dentro del bloque Llanos 123, y continuó desarrollando infraestructura en las plataformas de Loma Jarillosa Este, uno de sus activos estratégicos en Vaca Muerta.

Según detalló la compañía, las obras en Argentina buscan consolidar las condiciones operativas necesarias para futuras campañas de perforación en la formación neuquina. GeoPark remarcó además que generó un EBITDA equivalente a 3,2 veces sus gastos de capital y alcanzó un retorno sobre el capital empleado del 19%.

“Seguimos bien posicionados para afrontar la volatilidad del mercado y aprovechar las oportunidades que se presenten”, señaló Bayon al analizar el contexto energético y financiero que enfrenta la compañía.

Más liquidez y menor presión financiera

Uno de los puntos destacados del trimestre fue el fortalecimiento de la posición de caja. Al cierre de marzo, GeoPark contaba con US$274,9 millones en efectivo y equivalentes, impulsados por distintas operaciones financieras y extraordinarias.

Entre ellas sobresalieron los US$107 millones provenientes de la inversión de Grupo Gilinski, además de US$100,3 millones vinculados a la recuperación de fondos en fideicomiso y compensaciones relacionadas con la fallida transacción con Frontera Energy.

La empresa también obtuvo US$65 millones de deuda local para financiar la adquisición de activos de exploración y producción. Aun así, la deuda neta cerró en US$333,1 millones y el ratio de apalancamiento se mantuvo en 1,3 veces EBITDA, un nivel considerado manejable dentro de la industria.

GeoPark ratificó además su política activa de coberturas para protegerse frente a la volatilidad del mercado internacional. Para 2026, la compañía aseguró cobertura sobre aproximadamente 19.000 barriles diarios de producción mediante opciones de tres vías con distintos niveles de protección de precios.

Dividendos y estrategia regional

El directorio de GeoPark aprobó el pago de un dividendo trimestral en efectivo de US$0,023 por acción, que será abonado el próximo 4 de junio a los accionistas registrados hasta el 20 de mayo de 2026.

La petrolera sostuvo que continuará enfocada en preservar liquidez, sostener disciplina financiera y avanzar en proyectos considerados estratégicos para su crecimiento regional. En ese esquema, Vaca Muerta aparece como uno de los activos centrales dentro de la expansión de la compañía en América Latina.

La empresa destacó que el fortalecimiento financiero alcanzado durante el trimestre le permitirá mantener flexibilidad operativa y aprovechar nuevas oportunidades de inversión en un contexto todavía marcado por volatilidad en los mercados energéticos internacionales.

5 mayo, 2026

PAE confirmó que subirá un perforador y dos pulling en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) pondrá en marcha dos equipos de pulling en mayo y un perforador en junio en Cerro Dragón. Así quedó confirmado en la reunión que mantuvieron las autoridades de la operadora, el Gobierno de Chubut y el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

Con la activación de los equipos, PAE contará con 5 perforadores, 7 equipos de work over, y 17 equipos de pulling operativos.

Del encuentro participaron el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; y, por parte de PAE, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.

En este contexto, Torres destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares.

“En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.

Inversiones y recuperación de la actividad

Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.

Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia.

“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.

Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.

Medidas para incentivar la inversión

El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por Chubut para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.

5 mayo, 2026

Vaca Muerta impulsa a todo el país: Figueroa defendió el impacto fiscal y el RIGI en Houston

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, expuso este lunes en Houston, Estados Unidos, durante una actividad organizada por la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene). Allí aseguró que “Vaca Muerta impacta en todo el país”.

“Impacta en el Impuesto a las Ganancias y el IVA que termina generando la actividad petrolera termina yendo a todas las provincias argentinas. A su vez, hay muchas empresas de otras provincias que generan mucho trabajo que lo terminan poniendo en Vaca Muerta”, explicó el mandatario neuquino.

Por otra parte, Figueroa destacó la decisión del gobierno nacional de implementar el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y consideró: “Es un ganar-ganar para muchas partes”.

“Los detractores dicen que tiene un costo fiscal porque se recauda menos. Pero es una mirada muy corta”, indicó y detalló que en el caso de la provincia del Neuquén “genera de coparticipación un menos tres millones y medio, por ejemplo, para estos próximos cuatro años. Pero nos genera más mil millones de dólares entre regalías e Ingresos Brutos en cuanto al incremental de la actividad que vamos a tener”. “Un costo de tres millones y medio, un beneficio de mil millones”, enfatizó.

ESTAMOS TODOS LOS SECTORES ALINEADOS PARA QUE VACA MUERTA SEA EXITOSA

Agradezco la invitación a participar del evento organizado por FECENE en la #OTC2026 en Houston. Operadoras, cámaras, empresas, sindicatos y el Estado estamos trabajando en conjunto para hacer crecer no solo a… pic.twitter.com/NTmR5GO1OR

— Rolo Figueroa (@Rolo_Figueroa) May 5, 2026

Trabajar para Argentina

Además, recalcó que el Gobierno nacional “también tiene un beneficio, porque libera -de alguna forma- cerca de 900 millones. Y solo en retenciones sobre el incremental que pueda existir termina recaudando ese dinero, más el incremento de la actividad económica y todos los ratios que, en definitiva, terminan beneficiando no solo a Neuquén sino también al país”.

Figueroa destacó el trabajo de las empresas, del sindicato y del CEO y presidente de YPF, Horacio Marín. “Estamos todos trabajando para hacer realidad lo que durante tanto tiempo muchas generaciones soñaron, que es que la Argentina sea grande”, aseveró.

“Neuquén es un pilar fundamental para poder lograrlo”, aseguró el gobernador y añadió: “Estoy confiado de que lo podemos lograr porque es la primera vez, al menos lo siento así y honestamente lo digo, que todos los actores estamos alineados para que esto resulte exitoso”.

“Hemos entendido que somos socios con la industria y tenemos que ser más eficientes”, dijo y destacó “el nuevo horizonte” que se abre a partir del proyecto para exportar GNL en barcos desde un puerto patagónico. “Eso también nos da un horizonte de inversiones”, dijo.

Un motor llamado Vaca Muerta

El gobernador indicó que “Neuquén siempre fue ese motorcito que siempre le aportaba al país, pero estaba esperando las condiciones para volar y volar alto”.

Por otra parte, destacó la importancia de la sustentabilidad social. “Nada funciona sin sustentabilidad social y sin cuidado del ambiente”, expresó y recordó: “Nos han entregado un premio por el cuidado del ambiente. Lo hemos logrado entre todos, porque cuando existe una normativa que exige algo, hay otra parte que la cumple”.

“Le agradezco a Fecene y estoy orgulloso de poder trabajar para todos los empresarios neuquinos, para que les vaya bien. Estoy orgulloso de cada uno de los inversores que cree en Neuquén”, señaló Figueroa.

Por último, remarcó: “Vinimos a Estados Unidos para buscar inversores, para que crean en Neuquén y para que sepan que es una provincia seria. Estamos trabajando para que nos vaya bien, que cada uno pueda cumplir los objetivos”.