La producción de gas en Neuquén acompañó esa tendencia y estableció un nuevo récord provincial. Durante junio llegó a 118,64 millones de metros cúbicos diarios, lo que significó un incremento del 3,04% respecto de mayo y una mejora del 5,12% frente al mismo mes de 2025.
En el balance del primer semestre, la producción de gas acumuló una suba del 6,96% respecto del período enero-junio del año anterior. Aunque el crecimiento fue más moderado que el observado en petróleo, los datos reflejan una expansión sostenida del sistema productivo neuquino.
Las mayores variaciones mensuales se concentraron en La Calera, que sumó un millón de metros cúbicos diarios adicionales. También crecieron Sierra Chata, Aguada Pichana Oeste, Bajo del Choique-La Invernada, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Bajada de Añelo, consolidando el aporte de los principales bloques gasíferos.
El no convencional domina en Neuquén
Los números ratifican el peso que tiene el desarrollo no convencional dentro de la matriz hidrocarburífera de Neuquén. En junio, la producción de petróleo proveniente de este segmento alcanzó los 630.234 barriles diarios, equivalentes al 97,24% del total extraído en la provincia.
En el caso del gas no convencional, el volumen llegó a 108,42 millones de metros cúbicos por día, lo que representó el 91,38% de toda la producción provincial. Dentro de ese universo, el shale gas explicó el 82,35% del gas producido en Neuquén, confirmando el predominio de este tipo de desarrollo.
El informe oficial también aclaró que, para la elaboración de las estadísticas correspondientes a junio, se utilizaron estimaciones de producción para las áreas operadas por Bentia Energy, debido a la disponibilidad de la información al momento de confeccionar el relevamiento.
En lo que marca su debut en los mercados de capitales internacionales, Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR), junto con su subsidiaria Luz de Tres Picos S.A., colocó exitosamente su primer bono internacional, correspondiente a las Obligaciones Negociables Clase I, por un monto total de USD 400 millones. La emisión, cuyo monto inicial era de hasta USD 350 millones, fue ampliada hasta el monto finalmente emitido como resultado de la fuerte demanda de los inversores durante el proceso de colocación. Esta transacción fortalece de manera determinante el perfil financiero de la compañía y reafirma su acceso a los mercados de capitales locales e internacionales para seguir acompañando su estrategia de crecimiento de largo plazo.
La emisión, denominada en dólares estadounidenses y bajo las leyes del Estado de Nueva York, tiene un plazo de ocho años y una tasa de interés del 8,5% anual. La colocación se realizó mediante el sistema de book-building y recibió una demanda cercana a U$S 1.000 millones, equivalente a casi 2.5 veces el monto finalmente emitido. La operación contó con una amplia participación de inversores internacionales, principalmente de Estados Unidos y Europa, y con un sólido acompañamiento de inversores locales.
Itaú BBA, BBVA y Santander actuaron como Global Coordinators y Joint Bookrunners, Balanz como Joint Bookrunner, Galicia Capital US, LLC como International Selling Agent y Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia como Agentes Colocadores Locales.
Los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la cancelación y precancelación de deuda financiera de PCR y Luz de Tres Picos, fortaleciendo la estructura financiera de ambas compañías, así como al desarrollo de proyectos de inversión en el sector energético.
“El éxito de esta primera emisión internacional representa un claro reconocimiento a la solidez de nuestros negocios, la disciplina financiera que nos caracteriza y la relación de confianza que construimos de forma continua con bancos e inversores. Acceder a los mercados internacionales de capitales es un gran hito para PCR, que le permitirá tener mayor visibilidad internacional y le brindará una mayor flexibilidad para seguir invirtiendo en proyectos estratégicos que impulsen el desarrollo energético e industrial de la Argentina, consolidando nuestro crecimiento de largo plazo”, afirmó Juan Giglio, Director de Finanzas de PCR.
Durante los últimos años, PCR consolidó un proceso sostenido de expansión y diversificación de sus actividades. La compañía continúa fortaleciendo sus operaciones en petróleo y gas en la Argentina, Ecuador y Estados Unidos; desarrolla uno de los portafolios privados de energías renovables más importantes del país; y mantiene una posición relevante en la industria del cemento en la región de la Patagonia.
En línea con los planes de inversión previstos y la apuesta por la expansión local, Liminar Energía SA, compañía liderada por Pablo Peralta, uno de los principales accionistas del Grupo ST y de Prestige Auto (Mercedes-Benz Argentina), ejerció casi la totalidad (99,28%) de una oferta para comprar nuevas acciones ordinarias de Crown Point Energy Inc. El resultado obtenido lo posiciona como principal accionista de la empresa que controla a Crown Point Energía en Argentina.
Desde la compañía detallan que la operación permitió a Crown Point Energía S.A. recaudar 30 millones de dólares que utilizó para cancelar un préstamo otorgado por Liminar a fines de 2025 para financiar parte de la compra de las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, en la Cuenca del Golfo San Jorge, a unos 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.
Crown Point Energía actualmente opera en tres de las cuencas productoras más grandes del país: la Austral, la Neuquina y la del Golfo San Jorge.
Se reactiva El Tordillo
Tal como viene informando eolomedia, Crown Point comenzó a reactivar El Tordillo con la activación de un pulling y un workover. Asimismo, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut destacó que la compañía se comprometió a subir un perforador el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Cronw Point tiene un compromiso con el sindicato de sacar un perforador en este segundo semestre, que va a tener una campaña importante de pozos. Por lo tanto, el compromiso está para que salga el perforador”, afirmó Jorge Ávila, secretario general del gremio de petroleros convencionales.
La primera señal llegó este miércoles con la apertura del Sobre “A” de la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026, correspondiente al bloque ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge. En esta etapa se presentó un único oferente, Alianza Petrolera S.A., cuya documentación administrativa será evaluada antes de avanzar hacia la apertura de la propuesta económica.
Más allá del proceso administrativo, la atención de funcionarios y empresas estuvo puesta en otro aspecto. Si el proyecto avanza, marcará el desembarco en el país de una técnica utilizada con éxito en la provincia canadiense de Alberta, diseñada para producir crudos viscosos que hasta ahora no podían explotarse de manera rentable.
Una tecnología para cambiar la historia de los yacimientos maduros
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, sostuvo que la provincia busca recuperar áreas que permanecieron inactivas durante años y que hoy vuelven a despertar interés gracias a la evolución tecnológica aplicada a la industria petrolera.
“Cuando en su momento se intentó poner a producir este yacimiento con las tecnologías disponibles, el proyecto no resultó económicamente viable. Hoy contamos con nuevas técnicas que nos permiten pensar en su desarrollo y en la recuperación de un área con gran potencial”.
La iniciativa forma parte de la estrategia impulsada por el gobernador Claudio Vidal, que busca devolver actividad a áreas maduras, atraer inversiones privadas y recuperar empleo en una provincia donde el petróleo convencional atraviesa un proceso de transformación luego de la salida de YPF de varios activos históricos.
El modelo canadiense que busca desembarcar en Argentina
La propuesta presentada por Alianza Petrolera incorpora un sistema de perforaciones horizontales con ramas multilaterales, una metodología que permitió extender la vida productiva de numerosos yacimientos maduros en Canadá. La diferencia con los métodos tradicionales radica en que aumenta significativamente el contacto del pozo con la formación productiva.
Álvarez explicó que la intención no es solamente incorporar una nueva herramienta de perforación. El proyecto también contempla adaptar equipos existentes en Santa Cruz y capacitar trabajadores locales para que esa experiencia permanezca en la provincia una vez finalizada la etapa inicial del desarrollo.
“Esperamos que el primer equipo y el personal capacitado sean santacruceños. Esto también abre una oportunidad para que nuestros trabajadores puedan llevar ese conocimiento a otras provincias donde existan yacimientos con características similares”.
La incorporación de especialistas provenientes de Canadá aparece como uno de los ejes del proyecto. La idea es que esos profesionales transfieran conocimientos sobre una técnica que todavía no se utiliza en Argentina y acompañen la formación de operarios, perforadores y técnicos santacruceños antes del inicio de las primeras perforaciones.
Una inversión que puede convertirse en un caso testigo
La iniciativa privada fue presentada por Alianza Petrolera S.A. junto a la canadiense Surcana Energy, una compañía especializada en este tipo de desarrollos. El proyecto apunta a comprobar si la experiencia acumulada en Alberta puede replicarse en la Cuenca del Golfo San Jorge, donde existen numerosos yacimientos maduros con características similares.
“Hemos identificado una oportunidad basada en experiencias con gran éxito en Canadá y es lo que queremos replicar justamente acá”, aseguró el vicepresidente de Alianza Petrolera, Pedro Martínez Cereijo, al explicar el origen de la propuesta. “Puede ser un cambio de paradigma en la forma de explotar y extraer este tipo de crudo en la Cuenca del Golfo”.
El ejecutivo explicó que, una vez concluido el proceso licitatorio y concretada la adjudicación, comenzará una etapa de reinterpretación sísmica, análisis de laboratorio y estudios geológicos para definir la ubicación del primer pozo exploratorio. Si el cronograma avanza según lo previsto, la perforación comenzaría durante el primer semestre de 2027.
El desafío de volver rentable un recurso conocido
La inversión inicial rondará los US$ 10 millones e incluirá la perforación de dos pozos exploratorios junto con todos los estudios asociados. El primero demandará una inversión cercana a US$ 3,5 millones, un costo superior al habitual debido al aprendizaje que implica introducir una técnica inédita para la industria petrolera argentina.
Martínez Cereijo aclaró que el proyecto no contempla fractura hidráulica. La propuesta se basa en una nueva forma de perforar y producir petróleo convencional mediante ramas multilaterales, una metodología desarrollada en Canadá hace aproximadamente una década para aumentar la productividad de reservorios maduros sin modificar las características del yacimiento.
“Esto no es no convencional, acá no hay fractura. Es diferente la forma en la cual se perfora y se explota. Surgió en Canadá hace diez años y todavía son pocos los lugares del mundo donde se utiliza”, explicó el directivo de Alianza Petrolera.
Una apuesta que también involucra a proveedores y trabajadores
Desde CAPPEMA, la cámara que reúne a proveedores de los sectores energético, minero y ambiental de Santa Cruz, destacaron que el proyecto puede generar nuevas oportunidades para empresas locales, tanto durante la etapa exploratoria como en un eventual desarrollo comercial del área.
La presidenta de la entidad, Carina Mendoza, sostuvo que la incorporación de nuevas inversiones repercute sobre toda la cadena de valor de la industria. Además del movimiento que genera para contratistas y prestadores de servicios, consideró que también impulsa el empleo, el comercio y la capacitación de trabajadores especializados dentro de la provincia.
“Cualquier desarrollo que se lleve adelante beneficia a toda la comunidad. Impacta en las empresas, en los comercios, en los trabajadores y en toda la economía regional”, afirmó Mendoza al referirse al potencial del proyecto para Santa Cruz.
Mientras la Comisión de Pre-adjudicación analiza la documentación presentada por Alianza Petrolera, el Sobre “B”, que contiene la propuesta económica, permanecerá cerrado hasta la siguiente etapa del proceso. Si la iniciativa supera esa instancia y los resultados de la exploración acompañan las expectativas, Sur Río Deseado Este podría convertirse en el primer campo argentino en aplicar esta tecnología y abrir el camino para recuperar otros yacimientos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR)comunicó este martes a la Comisión Nacional de Valores un hecho relevante que no pasó desapercibido entre sus accionistas: su subsidiaria ecuatoriana firmó una modificación contractual que asegura la continuidad de la empresa en el país vecino hasta el año 2037. La noticia llegó con el formato protocolar de siempre, pero atrás hay una apuesta fuerte por los hidrocarburos en la Amazonía.
El texto enviado a la CNV detalla que PCR-Ecuador S.A. suscribió el 16 de julio pasado con el Ministerio de Energía y Minas de ese país el Contrato Modificatorio Número 5, vinculado a la explotación del Bloque Pindo, ubicado en plena región amazónica ecuatoriana, uno de los activos históricos de la compañía.
No es un dato menor: se trata de una extensión de plazo que, según el propio documento societario, vencerá recién el 31 de diciembre de 2037. Para una petrolera argentina con más de dos décadas operando en Ecuador, asegurarse más de una década adicional de producción cambia bastante el horizonte de planificación.
Los números del acuerdo
La compañía se comprometió a desembolsar inversiones adicionales por más de US$ 69 millones, según consta en la presentación ante el organismo regulador. Ese dinero se destinará a nuevas perforaciones y a modernizar infraestructura existente en un bloque que ya lleva años en producción, algo que en la jerga del sector se conoce como desarrollo incremental.
Con ese dinero, PCR proyecta perforar tres pozos exploratorios y cuatro pozos de desarrollo entre 2026 y 2037. La meta declarada es alcanzar una producción acumulada de 9,39 millones de barriles de crudo en ese período, un volumen considerable para un bloque que ya tiene décadas de explotación encima.
Además, se fijó una nueva tarifa unificada de 34,19 dólares por barril, que empezará a regir recién cuando el contrato entre formalmente en vigencia. Ese paso, aclara PCR en su comunicado, depende de la inscripción del acuerdo en el Registro de Hidrocarburos de Ecuador, trámite que se espera cerrar durante este mismo mes.
Qué gana Ecuador con este acuerdo
Del lado ecuatoriano, el gobierno de Daniel Noboa también salió a hacer su propio anuncio, y con números más auspiciosos todavía: el Ministerio de Ambiente y Energía calculó que la extensión le generará al Estado ingresos adicionales por unos US$ 276 millones, equivalentes al 91% de la renta petrolera que produce el bloque.
El ministro Juan Carlos Blum encabezó la firma y habló de un proceso que incluyó jornadas técnicas, económicas, legales y socioambientales, con el objetivo declarado de dar previsibilidad jurídica a un contrato que, de otro modo, iba a vencer en diciembre de 2027, según había anticipado la propia empresa meses atrás.
De hecho, en octubre pasado un ejecutivo de PCR ya había adelantado en Quito que la compañía negociaba justamente esta ampliación, con una cifra de inversión algo menor a la finalmente pactada. La diferencia entre lo negociado entonces y lo firmado ahora ronda apenas un par de millones de dólares.
PCR, un jugador que crece en la región
PCR no llegó a Ecuador ayer: opera en la Cuenca Oriente desde 1999, y además del Bloque Pindo maneja otras áreas como Sahíno, Arazá Este, Saywa y VHR Este, adjudicadas en rondas petroleras recientes. En conjunto, la empresa calcula que podría sumar unos 90 millones de barriles de reservas al país en los próximos años.
Ecuador, con una producción cercana a los 500.000 barriles diarios, es hoy el quinto productor petrolero de Sudamérica, apenas por debajo de Colombia. Para una compañía argentina, sostener y ampliar operaciones ahí no es un dato menor en un contexto regional donde varios países compiten por atraer inversión en exploración.
En paralelo, PCR mantiene sus operaciones convencionales en la Argentina, con más de diez áreas y 350 pozos productores.
Vista Energy formalizó ante el Gobierno la solicitud de adhesión al RIGI para desarrollar Bandurria Norte, un bloque de Vaca Muerta donde todavía no hay pozos en producción. El proyecto contempla una inversión de US$5.800 millones y marca un paso más en la expansión de la petrolera que fundó y preside Miguel Galuccio.
El área tiene 26.500 acres, unas 10.700 hectáreas, y está operada en su totalidad por Vista, que controla el 100% de la participación. Se trata, además, del primer desarrollo de la compañía por fuera de su hub operativo tradicional en la cuenca neuquina, un dato que no pasó desapercibido entre los analistas del sector.
La presentación se dio el mismo día en que el Gobierno aprobó otro proyecto RIGI, el de Pampa Energía para Rincón de Aranda, por US$4.500 millones. Dos anuncios que confirman el ritmo que está tomando el régimen de grandes inversiones en Vaca Muerta durante este año.
Un plan que apunta a 332 pozos nuevos
El proyecto de Bandurria Norte prevé la perforación y completación de 332 pozos nuevos, con el objetivo de llegar a una producción de alrededor de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Es una escala considerable para un bloque que hoy arranca de cero.
A eso se suma un paquete de infraestructura pensado para sostener esa producción: una batería con capacidad para procesar cerca de 40.000 barriles de petróleo, una estación compresora, más oleoductos y gasoductos que conecten el área con el resto del sistema de transporte.
Nada de esto es sorpresa, en realidad. Galuccio ya había anticipado la jugada en abril, durante la presentación de resultados del primer trimestre, cuando habló de dos proyectos en danza para el RIGI: Bandurria Norte y Aguada Mora.
Una petrolera que no deja de crecer
Vista llega a este anuncio consolidada como el principal productor independiente de petróleo del país y el mayor exportador de crudo. No es un dato menor para entender por qué apuesta a un bloque nuevo, con toda la incertidumbre que eso implica.
Los números del segundo trimestre de 2026 acompañan esa lectura: la producción total llegó a 156.000 boe/d, un 32% más que un año atrás, mientras los ingresos treparon a US$1.150 millones, un 89% por encima del mismo período de 2025.
Ese crecimiento no fue orgánico solamente. Este año Vista sumó los activos de Petronas en La Amarga Chica y también los de Equinor en la cuenca, dos operaciones que ampliaron su escala y reforzaron su base de reservas en Vaca Muerta.
Qué busca Vista Energy con el régimen
El atractivo del RIGI pasa por los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que ofrece a las grandes inversiones, algo que según Galuccio resulta clave para mejorar la rentabilidad de bloques que todavía no están desarrollados como Bandurria Norte.
Sin ese marco normativo, according to lo que planteó la propia compañía, el desarrollo masivo de este tipo de áreas recién se habría priorizado cerca de 2030. Ahora, el objetivo de Vista es acelerar ese calendario y sumar volumen exportable de crudo desde la Cuenca Neuquina.
Los datos de la Secretaría de Energía analizados por el consultor Fernando Salvetti establecen que YPF produjo 348.521 barriles diarios en junio, apenas un 0,86% menos que el mes anterior. Sin embargo, detrás de esa aparente estabilidad empieza a consolidarse una tendencia: el avance de la actividad hacia el norte de la roca madre, donde la compañía busca ampliar el desarrollo del shale.
No es un dato aislado. El bloque ya había ingresado al top diez en mayo y volvió a acelerar durante junio, una señal de que la ventana norte de Vaca Muerta comienza a ganar peso dentro del portafolio de YPF.
El peso de Loma Campana
Mientras Narambuena fue el bloque de mayor crecimiento mensual, los grandes desarrollos de Vaca Muerta continuaron concentrando la mayor parte de la producción de YPF. Loma Campana volvió a liderar con 86.469 barriles diarios, equivalentes al 24,8% del total operado, pese a registrar una caída mensual del 2,8%.
El segundo lugar quedó para La Amarga Chica, que produjo 82.994 barriles diarios y fue uno de los bloques de mayor aporte al crecimiento del mes, con una suba del 5,8%. Detrás se ubicó Bandurria Sur, con 60.269 barriles diarios, aunque en este caso la producción retrocedió un 5,9% respecto de mayo.
Más atrás aparecieron La Angostura Sur I, con 42.283 barriles diarios y una mejora mensual del 3,7%; Aguada del Chañar, con 17.163 barriles diarios y una caída del 8,5%; La Angostura Sur II, con 11.644 barriles diarios (-8,8%); y Chachahuen Sur, que produjo 10.515 barriles diarios, un 3,7% menos que el mes anterior.
Se completa el Top 10
Con una producción de 6.108 barriles diarios, Narambuena aumentó un 25,3% respecto de mayo, el mayor incremento mensual entre todas las áreas operadas por YPF. El bloque volvió a escalar dos posiciones dentro del ranking de producción y ya se ubica octavo entre los principales activos de la compañía.
El top diez se completa con Chihuido de la Sierra Negra, que produjo 5.386 barriles diarios (-5,5%), y Loma La Lata-Sierra Barrosa, con 5.127 barriles diarios (+1,8%).
La producción de 348.521 barriles diarios que alcanzó YPF en junio significó apenas un 0,86% por debajo del registro de mayo. El dato corresponde al segundo mes consecutivo en el que toda su producción proviene de la Cuenca Neuquina, luego de retirarse de los campos maduros de las demás regiones productoras.
Las cifras difundidas por la Secretaría de Energía muestran que la estabilidad mensual convivió con una dinámica diferente cuando la comparación se hace contra el mismo período del año pasado. En ese caso, la producción total retrocedió 1,39%.
Sin embargo, al aislar únicamente la Cuenca Neuquina, el desempeño cambia de signo. Allí, la producción de petróleo de YPF registró un crecimiento interanual del 17,94%, reflejando el peso cada vez mayor que tienen los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta dentro del negocio de la compañía.
Las reformas petroleras enVenezuela cambiaron el eje de la discusión sobre el futuro de la industria. Después de años marcados por sanciones, restricciones regulatorias y una fuerte caída de la actividad, el país volvió a captar la atención de las grandes compañías internacionales. Ahora el interrogante ya no es si el sector puede reabrirse, sino si será capaz de sostener una recuperación productiva.
Un informe de Rystad Energy destacó que la producción de petróleo de Venezuela podría aumentar cerca de un 17% entre el cuarto trimestre de 2025 y el mismo período de 2028. Eso representa alrededor de 194.000 barriles diarios adicionales, un crecimiento que se apoyará principalmente en campos que ya están en operación y no en nuevos descubrimientos.
“La conversación ha cambiado de si Venezuela puede reabrir su sector petrolero a si puede ejecutar con éxito una recuperación significativa de la producción. El potencial de recursos nunca estuvo en duda; el desafío es convertir el impulso político en crecimiento operativo sostenido“, sostiene el informe de Rystad Energy.
La Faja del Orinoco concentrará el crecimiento
El estudio indica que el avance de la producción petrolera venezolana estará dominado por los crudos pesados y extrapesados. Cerca de tres cuartas partes del petróleo producido hasta 2028 corresponderán a estos tipos de hidrocarburos, mientras que la Faja Petrolífera del Orinoco explicará alrededor del 60% del volumen total del país.
Ese escenario modifica las prioridades operativas. En lugar de enfocarse en ampliar reservas, las empresas deberán garantizar el acceso a diluyentes, incrementar los trabajos de reacondicionamiento de pozos, perforar nuevos pozos y mejorar la gestión de yacimientos maduros para sostener el crecimiento esperado.
“El crecimiento proyectado provendrá principalmente de activos que ya producen. La velocidad de la recuperación dependerá de la ejecución operativa y no de la disponibilidad de recursos“, señala el reporte elaborado por la consultora.
Las petroleras internacionales tendrán un papel central en esta nueva etapa. Según las proyecciones de la consultora, cerca de dos tercios del incremento de producción previsto hasta 2028 será aportado por compañías extranjeras que operan en asociación con PDVSA.
Chevron lidera las inversiones, pero persisten los riesgos
Entre esas empresas, Chevron aparece como el principal impulsor del crecimiento. El informe destaca que la compañía reforzó recientemente su presencia en la Faja del Orinoco y concentrará buena parte de su estrategia en optimizar campos existentes, desarrollar perforaciones adicionales y avanzar de manera gradual sobre el bloque Ayacucho 8.
Detrás de Chevron aparecen Repsol, Eni, Maha Energy y Maurel & Prom, que también incrementarán su actividad en proyectos ya conocidos. En el caso de Eni y Repsol, además, su presencia seguirá siendo relevante tanto en la producción de petróleo como de gas natural, especialmente en activos como Cardón IV y el campo Perla.
“La participación internacional continúa siendo altamente selectiva. Las compañías siguen equilibrando el enorme potencial de recursos con la incertidumbre fiscal, la complejidad operativa y los riesgos de inversión de largo plazo“, advierte Rystad Energy.
Pese al renovado interés, la consultora considera que los cambios regulatorios por sí solos no resolverán los problemas estructurales que limitan la actividad desde hace años. La infraestructura envejecida, la escasez de equipos y la disponibilidad de insumos siguen condicionando cualquier plan de expansión.
El mayor cuello de botella de Venezuela
Uno de los principales obstáculos aparece en el segmento de los servicios petroleros. El Ministerio de Petróleo de Venezuela estima que el país necesitará contar con 93 equipos de perforación activos hacia 2028, muy por encima del nivel actual de actividad.
Alcanzar esa meta exigirá reactivar equipos nacionales que hoy permanecen inactivos, reacondicionar unidades fuera de servicio e incorporar plataformas provenientes del mercado internacional. Ese proceso demandará inversiones importantes y requerirá contratos suficientemente atractivos para justificar el desembolso de capital.
“El vínculo entre el potencial de recursos y la producción efectiva dependerá del acceso permanente a diluyentes, una mayor actividad de perforación, campañas de reacondicionamiento, mejoras en infraestructura y una disponibilidad significativamente superior de equipos“, resume el informe.
El estudio también pone el foco sobre el régimen fiscal. Para los operadores internacionales, futuras inversiones dependerán de que Venezuela logre ofrecer condiciones tributarias más competitivas, especialmente en materia de regalías e impuestos, lo que permitiría reducir los costos de equilibrio de los proyectos.
La consultora concluye que la Ley de Hidrocarburos de 2026 constituye una de las reformas más relevantes para la industria en décadas porque amplía la participación privada y brinda mayor flexibilidad fiscal. Sin embargo, remarca que el verdadero desafío comenzará ahora: transformar esos cambios normativos en inversiones, infraestructura, equipos y capacidad operativa que permitan convertir el potencial geológico de Venezuela en un crecimiento sostenido de la producción de petróleo.
La estrategia que Vista Energy viene desplegando en Vaca Muerta empezó a mostrar resultados concretos durante el segundo trimestre del año. La compañía alcanzó una producción promedio de 135.427 barriles diarios de petróleo, un crecimiento del 33% interanual, impulsado por la combinación de nuevos desarrollos propios y la incorporación de los activos adquiridos a Equinor.
La petrolera que dirige Miguel Galuccio informó a la Bolsa Mexicana de Valores que su producción total llegó a 156.061 barriles equivalentes por día (boe/d), un volumen que también marcó un incremento del 16% respecto del trimestre anterior. Ese crecimiento respondió tanto a la expansión de sus áreas operadas como al efecto de las nuevas participaciones incorporadas desde mayo.
Según detalló la empresa, el 20% del incremento de la producción fue orgánico, mientras que el 12% restante provino de la consolidación de la participación del 25,1% en Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro, activos adquiridos a Equinor que comenzaron a impactar en los resultados desde el 1 de mayo.
Los activos de Equinor ya impulsan el crecimiento
La incorporación de Bandurria Sur y Bajo del Toro representó uno de los movimientos estratégicos más importantes de Vista en los últimos años. Entre mayo y junio, ambos bloques aportaron una producción promedio atribuible de 21,2 mil barriles equivalentes diarios, ampliando de manera significativa la escala de la compañía dentro de Vaca Muerta.
Con esa operación, Vista no solo incrementó su producción total sino que reforzó su presencia en dos de los desarrollos más relevantes de la roca madre. La empresa ya venía consolidando una posición dominante en Bajada del Palo, y ahora suma participación en áreas donde comparte operaciones con otros grandes jugadores de la cuenca.
La expansión también modificó la composición de su producción. Del total de 156.061 boe/d, alrededor de 152.633 barriles equivalentes diarios provinieron de desarrollos shale, lo que confirma que el crecimiento continúa concentrándose en los recursos de Vaca Muerta.
Más producción, más exportaciones
El aumento del volumen de petróleo tuvo un impacto directo sobre los ingresos de la compañía. Durante el trimestre, Vista registró ingresos ajustados por 1.154,4 millones de dólares, un incremento interanual del 89%, explicado principalmente por la mayor producción y por un precio realizado del crudo de 89,4 dólares por barril, favorecido por la evolución del Brent y mejores diferenciales comerciales.
El perfil exportador volvió a consolidarse. La empresa indicó que el 72% del petróleo comercializado durante el trimestre se destinó a mercados externos, mientras que los ingresos por exportaciones de petróleo y gas representaron el 67% de la facturación neta, reflejando la creciente inserción internacional de la producción proveniente de Vaca Muerta.
Ese mayor volumen comercializado permitió que el EBITDA ajustado ascendiera a US$805,2 millones, prácticamente el doble del registrado un año antes. La mejora estuvo acompañada por un margen del 70%, sostenido por el incremento de los ingresos y el mantenimiento de costos operativos competitivos.
La inversión sigue concentrada en Vaca Muerta
El crecimiento productivo estuvo respaldado por un intenso ritmo de actividad. Durante el segundo trimestre, Vista invirtió 466,8 millones de dólares, de los cuales 421,4 millones de dólares se destinaron a perforación, completación y reacondicionamiento de pozos en Vaca Muerta.
En ese período la compañía perforó 27 pozos netos, completó 24 y conectó otros 27, manteniendo un nivel de actividad que le permitió sostener el crecimiento orgánico mientras integraba los activos incorporados con la operación de Equinor.
Los resultados también reflejaron la capacidad de Vista para mantener la eficiencia operativa pese al incremento de escala. El lifting cost se ubicó en 4,5 dólares por barril equivalente, un 4% por debajo del registrado un año atrás, gracias a la mayor producción y a la dilución de costos fijos.
Finalmente, la compañía informó que cerró el trimestre con una posición de caja de 604,7 millones de dólares, un flujo de caja libre de 99,1 millones de dólares, que asciende a 491 millones de dólares si se excluye el desembolso asociado a la transacción con Equinor, y ratificó que continúa encaminada a cumplir las metas operativas y financieras previstas para 2026.
Vaca Muerta suma más músculo para seguir creciendo. DLS Archer anunció la incorporación del equipo de perforaciónSúper High Spec DLS-177 a su flota en el shale neuquino. Se trata de una unidad de última generación que integra tecnología MPD – ManagedPressure Drilling.
El objetivo es responder de forma directa al incremento de la demanda de servicios de perforación de alta performance para operaciones no convencionales y amplía su capacidad de brindar soluciones integrales de mayor valor agregado.
Seguir impulsando la industria
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, afirmó: “YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta. Con esta unidad súper high spec con capacidades MPD, consolidamos una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación”.
La puesta en marcha del perforador DLS-177 fortalecerá el contrato de largo plazo vigente con YPF y consolidará el posicionamiento de DLS Archer como socio estratégico clave para el desarrollo de la industria energética nacional. La alianza entre ambas compañías combina experiencia global y liderazgo local para elevar los estándares de eficiencia, seguridad e innovación en cada pozo.
La llegada del equipo DLS-177 está prevista para el primer trimestre de 2027.
Más equipos para Vaca Muerta
Hay que recordar que, en marzo, la compañía supervisó en Houston, Estados Unidos, el acondicionamiento de dos equipos de perforación que llegarán a la Argentina en los próximos meses para operar en la Cuenca Neuquina.
La visita tuvo como objetivo seguir de cerca la actualización de los equipos, que forman parte del acuerdo multianual de arrendamiento entre las empresas.
Se trata de dos rigs eléctricos APEX 1500 de 1.500 HP, diseñados para operaciones no convencionales. Los equipos cuentan con top drive de 500 toneladas, sistema de circulación de 7.500 psi y automatización para el manejo de tuberías, características que permiten mejorar la eficiencia y la seguridad en la perforación de pozos horizontales de Vaca Muerta.
La incorporación de estos equipos forma parte del contrato por cinco años que Archer firmó con YPF, valuado en unos US$ 600 millones, para operar siete equipos de perforación con servicios integrados, entre ellos Managed Pressure Drilling (MPD). Esta tecnología permite controlar de manera dinámica la presión del pozo, reducir riesgos operativos y optimizar la perforación en formaciones de baja permeabilidad.
La inversión llega en un contexto de fuerte crecimiento del shale argentino y con una reconfiguración de la estrategia de las empresas de servicio que buscan concentrar sus operaciones en el segmento no convencional y sumarse al Instituto Vaca Muerta para fortalecer la formación técnica.
