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Petróleo

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

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

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

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

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

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

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

El registro por operadoras

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

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

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

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

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

Las medidas de fuerza se suspenden en Vaca Muerta.

El servicio en el convencional

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

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

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

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

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

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

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

El último año de Chubut

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

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

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

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

La oportunidad que Vaca Muerta puede perder si no aprende del colapso venezolano

La reciente captura de Nicolás Maduro no provocó un shock en el mercado petrolero internacional. El precio del Brent se mantuvo cerca de los USD 60 por barril, confirmando que Venezuela ya no influye en la oferta global. Para el análisis energético, este dato es más relevante que cualquier interpretación política o diplomática del acontecimiento. Vaca Muerta en el horizonte.

Según explicó Gustavo Pérego, director de ABECEB, “el problema venezolano no es de reservas, sino de instituciones”. La afirmación resume dos décadas de deterioro estructural. Venezuela posee una de las mayores dotaciones de crudo del planeta, pero carece del marco económico y jurídico necesario para transformarlas en producción sostenible.

El mercado absorbió la noticia sin sobresaltos porque ya no espera una recuperación rápida del petróleo venezolano. Washington, de hecho, dejó claro que la operación no implicaba un cambio de régimen inmediato. La lógica dominante es ordenar el tablero geopolítico, sin apostar a una reinserción acelerada del crudo caribeño.

El perfil del petróleo venezolano también explica parte del problema. La mayor parte proviene de la Faja del Orinoco, con crudos extra pesados y alto contenido de azufre. “Es petróleo caro de producir, caro de transportar y caro de refinar”, señaló Pérego, subrayando su desventaja frente a otros crudos pesados del continente.

A esa dificultad técnica se suma el colapso institucional. PDVSA perdió infraestructura, talento y credibilidad. “Recuperar los niveles de producción de los noventa no es un problema técnico, sino financiero e institucional”, advirtió Pérego, quien estimó inversiones necesarias entre USD 80.000 y 100.000 millones en más de una década.

Rubén Zárate analizó la intervención de Estados Unidos en Venezuela y afirmó que el conflicto revela una disputa global por energía, rutas estratégicas y control del petróleo pesado.

Guyana, el espejo que incomoda

El contraste regional resulta inevitable. Mientras Venezuela se estanca, Guyana avanza con reglas claras, contratos estables y seguridad jurídica. El resultado es una producción offshore que crece con rapidez y costos competitivos. Para los inversores, Guyana se convirtió en el verdadero motor incremental de oferta en el hemisferio occidental.

Pérego remarcó que el mercado no castiga la geología, sino la incertidumbre. “Sin protección de la propiedad privada y respeto contractual, Venezuela seguirá siendo una potencia petrolera en los papeles, pero irrelevante en los flujos reales”, sostuvo. Esa frase resume el drama estructural del país caribeño.

En este escenario, la captura de Maduro no revaloriza al petróleo venezolano. Por el contrario, refuerza la percepción de que, sin un cambio jurídico profundo, el capital internacional no regresará. Las grandes compañías priorizan previsibilidad, acceso financiero y reglas de largo plazo por sobre cualquier promesa política.

La consecuencia es directa: el capital que no va a Venezuela busca otros destinos. Shale norteamericano, Brasil offshore, Guyana y, potencialmente, Argentina aparecen como alternativas. La competencia por inversiones energéticas ya no se define solo por reservas, sino por credibilidad institucional.

Vaca Muerta, en ese contexto, juega en otra liga. Produce crudos medianos y livianos, más fáciles de refinar, con costos en descenso y curvas de aprendizaje consolidadas. Además, compite en un sistema global donde cada proyecto es evaluado bajo la misma vara macroeconómica y regulatoria.

Vaca Muerta y la mirada sobre la reforma laboral.

Lecciones para Vaca Muerta

Para Pérego, la ventana de oportunidad argentina no se abre porque Venezuela caiga, sino porque no puede volver sin reformarse. “Si la transición venezolana no redefine sus instituciones, el capital no regresará”, advirtió. Y ese capital, inevitablemente, buscará alternativas más previsibles.

Sin embargo, la oportunidad para Vaca Muerta no es automática. El caso venezolano demuestra que las reservas no alcanzan. Argentina puede tener uno de los mejores shales del mundo, pero sin seguridad jurídica, estabilidad regulatoria y reglas claras de salida, el desarrollo energético pierde atractivo para el capital internacional.

“La discusión no es geológica, es institucional”, enfatizó Pérego. La frase condensa la enseñanza central. El petróleo no fluye hacia donde hay más recursos, sino hacia donde existen más reglas. La competitividad energética ya no depende solo del subsuelo, sino del marco legal que lo rodea.

Venezuela confirma que el siglo XXI no premia al que tiene petróleo, sino al que sabe organizarlo. La producción energética moderna exige contratos confiables, financiamiento internacional, integración logística y previsibilidad macroeconómica. Sin esos elementos, incluso los mayores reservorios quedan atrapados en el potencial.

Para Vaca Muerta, la lección es clara. Argentina puede transformarse en un proveedor relevante de crudo y gas, pero solo si entiende que el verdadero upstream comienza en el derecho y no en la roca. El desafío no es perforar más, sino construir confianza.

En síntesis, el colapso venezolano no altera el equilibrio petrolero global, pero sí ilumina el camino. Vaca Muerta tiene la oportunidad de aprender de ese error histórico. El futuro energético argentino dependerá menos de su geología que de su capacidad para garantizar reglas, contratos y estabilidad.

El dato que confirma que Vaca Muerta dejó atrás su fase experimental

Vaca Muerta transita un punto de inflexión que redefine su lugar en la industria energética regional. Los datos más recientes ya no hablan de promesas ni de pruebas piloto, sino de un cambio estructural en la forma de operar la cuenca. La transición que atravesó 2025 abre paso a un escenario operativo mucho más estable y maduro.

Según Ernesto Díaz, Senior Vice President Latin America de Rystad Energy, dos indicadores reflejan con claridad el pulso real de la actividad: los pozos iniciados y las etapas de fractura. Ambos muestran que la volatilidad de años anteriores empieza a quedar atrás, dando lugar a un patrón productivo más previsible y continuo.

Durante 2024, la actividad fue elevada, pero extremadamente irregular. De acuerdo con los datos difundidos por Díaz en LinkedIn, los pozos iniciados oscilaron entre 25 y 46 por mes, mientras que las etapas de fractura variaron entre 1.000 y 2.000 mensuales. Fue un año fuerte, aunque con altibajos operativos muy marcados.

El panorama de 2025 mostró una dinámica distinta. Ernesto Díaz destacó que noviembre cerró con 46 pozos iniciados y diciembre con 53, confirmando que la actividad real se mantuvo en niveles elevados. El dato más contundente fue mayo, cuando se alcanzaron 3.411 etapas de fractura, el máximo mensual histórico registrado en Vaca Muerta.

Ese récord marcó un antes y un después. Para Rystad Energy, el salto no fue solo cuantitativo, sino cualitativo, porque evidenció una capacidad operativa sostenida. La cuenca comenzó a consolidar un ritmo que ya no depende de picos aislados, sino de una planificación industrial con mayor consistencia y previsibilidad.

El cambio silencioso que puede convertir a Vaca Muerta en una potencia shale.

El punto de quiebre estructural para Vaca Muerta

Las proyecciones de Ernesto Díaz anticipan que 2026 será el cambio estructural más importante para Vaca Muerta. El nuevo régimen operativo prevé entre 48 y 55 pozos iniciados por mes, de forma constante, junto con 2.400 a 2.700 etapas de fractura mensuales. Por primera vez, la cuenca entraría en un plateau alto, estable y continuo.

Para la industria, este escenario implica mayor estabilidad en la producción y en las exportaciones, además de una demanda sostenida de servicios asociados como perforación, fractura, logística, arenas y midstream. También mejora la previsibilidad para los inversores, un factor clave para acelerar decisiones de largo plazo en proyectos de gran escala.

Díaz remarca que Vaca Muerta ya no discute si puede producir gas de clase mundial. El debate ahora se centra en cómo escalar, diversificar y capturar más valor. La productividad se ubica en niveles comparables a los mejores shales, con capacidad de respuesta rápida a la demanda regional y avances concretos en infraestructura y LNG.

En ese marco, el gas argentino se posiciona como un recurso flexible, competitivo y estratégico. La integración entre upstream y midstream, nuevas formas de monetizar el gas fuera del invierno y la innovación operativa en campo aparecen como los ejes del próximo salto. Para Rystad Energy, la oportunidad está abierta y el momento es ahora.

Asimismo, Ernesto Díaz también advierte que Vaca Muerta debe aprender de la experiencia del shale estadounidense. En Estados Unidos, la longitud de los laterales se redujo tras comprobar que más metros no garantizan mayor producción. El foco pasó a la eficiencia de diseño, buscando el equilibrio técnico y económico, una lección clave para el desarrollo argentino.

Horacio Marín: “Nos preparamos para un escenario de precios más bajos”

YPF avanza con una estrategia diseñada para atravesar un contexto internacional incierto, marcado por la volatilidad del precio del petróleo y los cambios geopolíticos que pueden alterar el equilibrio del mercado energético. Así lo dejó en claro su presidente y CEO, Horacio Marín, en diálogo con El Cronista.

Lejos de transmitir preocupación, Marín sostuvo que la compañía de mayoría estatal trabaja con supuestos conservadores y márgenes de seguridad que le permiten sostener su plan de inversiones aun con precios del crudo por debajo de los niveles actuales.

“Nos preparamos para un escenario de precios más bajos”, afirmó el ejecutivo, al explicar cómo YPF construye su presupuesto y toma decisiones de largo plazo sin quedar atrapada en la coyuntura.

La referencia no es menor. En un contexto donde distintos analistas internacionales proyectan presiones bajistas sobre el precio del petróleo, YPF decidió anticiparse y ajustar su estructura financiera para no comprometer su hoja de ruta.

Según explicó Marín, el precio que utiliza la compañía para planificar sus números surge de un promedio de estimaciones internacionales. “Tomamos un precio de 63 dólares porque usamos el promedio de consultoras internacionales”, señaló.

Ese valor funciona como base, pero no como un límite rígido. El CEO dejó en claro que una eventual baja adicional no alteraría de forma sustancial el rumbo de la empresa.

“Si el petróleo está a 55 dólares, no nos cambia mucho el escenario”, afirmó, al remarcar que YPF ya conoce con precisión el impacto que cada variación del crudo tiene sobre su resultado operativo.

YPF logró un nuevo récord en Vaca Muerta.

Un presupuesto defensivo y foco en el largo plazo

Uno de los puntos centrales del mensaje de Marín fue la preparación interna de YPF frente a un ciclo de precios más bajos. El ejecutivo explicó que la empresa mide con detalle la sensibilidad de sus números ante cada movimiento del barril.

“Por cada 10 dólares que baja el petróleo, nosotros ya sabemos cuánto se mueve el EBITDA”, sostuvo. Esa información, remarcó, permite tomar decisiones anticipadas y evitar sobresaltos.

En ese marco, YPF avanzó con operaciones que funcionan como un colchón financiero. Marín explicó que algunas desinversiones y ventas de activos se pensaron también como una forma de proteger el balance frente a un contexto adverso.

“Nos sirve como colchón para un año que pueda tener bajos precios”, explicó, al referirse a esas decisiones estratégicas.

El CEO insistió en que la clave está en no sobrerreaccionar ante el corto plazo. Para Marín, la industria petrolera se define por ciclos largos y no por movimientos coyunturales.

“El desarrollo no se define por el ruido coyuntural del precio”, afirmó, al defender la lógica de inversión sostenida en Vaca Muerta.

Desde su mirada, incluso si el mercado atraviesa una etapa de debilidad, el escenario de mediano y largo plazo sigue siendo favorable. “En 2030 y 2031 va a haber un gap grande entre oferta y demanda que debería llevar a precios altos tanto en petróleo como en gas”, anticipó.

Ese desbalance, explicó, es el que justifica continuar con proyectos de gran escala, aun cuando el contexto actual muestre señales de enfriamiento.

Venezuela, el factor geopolítico y la comparación con Vaca Muerta

Uno de los interrogantes que sobrevuelan al mercado es el posible impacto de Venezuela en la oferta global, en caso de un cambio político que facilite su regreso pleno como exportador de crudo. Marín abordó el tema con cautela y relativizó su efecto inmediato.

“Puede presionar el precio, pero más por expectativa que por realidad”, señaló, al analizar el posible retorno de Venezuela al mercado internacional.

El CEO de YPF habló desde la experiencia personal. “Yo trabajé en Venezuela antes de venir acá y la verdad que está muy dejada y lleva su tiempo reconstruirla”, afirmó.

Marín explicó que no se trata solo de decisiones políticas, sino de limitaciones técnicas y operativas. En ese punto, comparó el crudo venezolano con el potencial argentino.

“La Faja del Orinoco tiene 10 grados API, es más pesado que el agua”, describió. Ese tipo de petróleo, explicó, implica mayores costos y complejidades operativas.

“Tiene mucho costo operativo y necesita mucha inversión”, agregó, al remarcar que la recuperación de la producción venezolana no sería inmediata.

Frente a ese escenario, dejó una frase que resume su visión comparativa: “No sé si Vaca Muerta no es mejor que la Faja del Orinoco”.

La estrategia de Marín

Para el pope de la empresa de mayoría estatal, aun cuando Venezuela logre recuperar parte de su producción, su aporte será gradual. “Será otro lugar del mundo que ayudará a cubrir el gap, pero no de manera inmediata”, sostuvo.

En ese contexto, Vaca Muerta aparece como una ventaja competitiva clara para la Argentina, tanto por calidad del recurso como por la escala de las inversiones ya en marcha.

El mensaje de Marín combina prudencia y ambición. Por un lado, YPF se prepara para atravesar un escenario de precios más bajos sin alterar su equilibrio financiero. Por otro, sostiene una visión de crecimiento basada en el potencial exportador del país.

La clave, según el CEO, es sostener una mirada de largo plazo y evitar decisiones defensivas que frenen el desarrollo. “Las compañías grandes miran el largo plazo, miran la robustez del proyecto”, remarcó.

Petróleo barato y ruido geopolítico: el combo que amenaza el plan de Vaca Muerta

La intervención militar de Estados Unidos en Venezuela volvió a introducir un factor de incertidumbre en el mercado energético internacional. Para Juan José Carbajales, consultor y exsubsecretario de Hidrocarburos de la Nación, los efectos no serán inmediatos, pero sí relevantes para Vaca Muerta.

“Venezuela fue un gran productor de hidrocarburos, de petróleo en particular”, recordó Carbajales al analizar el contexto regional. En diálogo con Radio Con Vos, el especialista explicó que el país caribeño contaba con reservas probadas que permitían una producción sostenida, con infraestructura y mercados consolidados.

Durante años, Venezuela produjo alrededor de 3,5 millones de barriles diarios, un volumen comparable al de Brasil en la actualidad. Sin embargo, esa capacidad se fue deteriorando de manera sostenida. “Eso fue declinando, pasó después a dos millones, esto durante 15 o 20 años del chavismo”, señaló.

Según Carbajales, la combinación de la reformulación de PDVSA y el embargo internacional terminó de impactar en el nivel de actividad. “Hoy está en un poquito más de un millón [de barriles por día] o ahí rondando”, precisó, al trazar una comparación directa con la meta productiva de Argentina.

En ese marco, descartó una recuperación acelerada. “Pensar que Venezuela va a inmediatamente hacer nuevamente un gran exportador nos lleva a un mediano plazo, no vamos a ver efectos inmediatos”, afirmó.

Incertidumbre geopolítica y precios internacionales

Para Carbajales, el principal impacto en el corto plazo es la incertidumbre. “La única certeza que tenemos es que hay un conflicto geopolítico”, advirtió. Ese escenario, explicó, nunca es positivo para los mercados, ya que agrega volatilidad y dudas sobre la evolución de la oferta y los precios.

El especialista remarcó que el esquema político en Venezuela aún no está claro. “No está claro cómo va a ser el esquema político de la transición y nada de eso puede beneficiar en el corto plazo a los niveles de producción y de precios internacionales”, sostuvo.

En ese contexto, explicó que la continuidad del embargo y la falta de crecimiento productivo podrían sostener los precios en el corto plazo. Sin embargo, el panorama cambia si Venezuela logra estabilizar su producción. “Si la producción venezolana se estabiliza y puede tener un repunte, ahí sí en el mediano plazo vamos a ver otra causal de sobreoferta de crudos”, alertó.

Esa sobreoferta, según Carbajales, ya se refleja en el mercado. “Hace que sistemáticamente en los últimos años, año y medio, dos años, el precio del Brent descienda. Hoy está a menos de 60 dólares”, indicó.

Ese nivel de precios genera preocupación para Vaca Muerta. “Eso no es una buena noticia para Vaca Muerta, para los planes de inversión de las compañías”, enfatizó.

Al referirse a los costos, citó al presidente de YPF: “Dijo que el shale de Vaca Muerta, los pozos no convencionales, son rentables a 45 dólares”. No obstante, advirtió sobre las implicancias de ese umbral. “Puede ser rentable para mantener la producción, pero no para ampliar los volúmenes de inversión”.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

Vaca Muerta, GNL y el riesgo de largo plazo

Carbajales advirtió que una baja de precios sostenida podría ralentizar el crecimiento de la actividad. “Si se diera esa baja del precio, los planes de inversión van a ralentizarse”, sostuvo. En ese escenario, los objetivos productivos se correrían en el tiempo. “Llegar a ese millón, millón y medio de barriles (…) ya no va a ser en el corto plazo, sino 2030”.

El impacto también alcanzaría a los proyectos de gas natural licuado. “Indirectamente los planes de exportación de GNL (…) también podrían sufrir cierta demora en los cronogramas”, explicó, en referencia a los buques licuefactores previstos para operar desde 2027.

Desde la mirada de Estados Unidos, Carbajales remarcó que el objetivo es económico. “Los recursos naturales nos tienen que servir a nuestra estrategia de América primero y a bajar los costos de los combustibles en Estados Unidos”, citó al analizar la política energética norteamericana.

Esa estrategia puede tener efectos contradictorios para Argentina. “Podrá ser una buena noticia para los consumidores (…) pero no es una buena noticia para la industria en general, que tiene planes agresivos de inversión”, advirtió.

Más allá de los precios, Carbajales puso el foco en un factor menos visible. “Algo que valoran los inversores de Argentina es que la producción no pasa por ningún estrecho”, explicó, al destacar la estabilidad logística y geopolítica del país.

Sin embargo, alertó que ese activo comienza a ponerse en duda. “Tener a la mayor potencia mundial agrediendo a un país de Sudamérica militarmente le agrega un costado que Argentina no tenía”, sostuvo.

Ese ruido regional, concluyó, puede afectar la confianza de largo plazo. “Es ponerle un signo de interrogación a algo de las pocas cosas que Argentina tenía para ofrecer” cuando sale al mundo a vender su petróleo y su gas.

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

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

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

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

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

Las primeras tres

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

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

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

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

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

Tres pesos pesados

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

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

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

Vaca Muerta y el objetivo de seguir creciendo

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

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

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

Licitación petrolera en Mendoza: 17 áreas, incentivos fiscales y foco en atraer capital privado

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.

“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.

“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.

 

“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.

“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.

Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros. El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.

 

Áreas de exploración que se incluyen en el llamado

Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.

En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.

En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:

Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.

Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.

Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.

Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.

Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².

Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.

Áreas de explotación: reactivación de campos

Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.

Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.

También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.

El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente
https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/licitaciones-hidrocarburos/.

Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.

Trabajo público-privado para atraer inversiones

El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.

Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.

Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.

En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.

La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.

YPF y un nuevo estándar en Vaca Muerta: 22 etapas de fractura en un solo día

YPF volvió a marcar un hito en el desarrollo de Vaca Muerta al alcanzar un nuevo récord de productividad en sus operaciones de fractura hidráulica. La compañía logró completar 22 etapas de fractura en un solo día, una marca inédita que refuerza su liderazgo operativo.

El nuevo récord confirma la aceleración del desarrollo no convencional y la efectividad de las mejoras tecnológicas implementadas por la empresa de mayoría estatal. El foco está puesto en aumentar la eficiencia, reducir tiempos y consolidar estándares operativos de clase mundial.

Desde YPF destacaron que el logro fue posible gracias a la implementación del sistema de fracturas simultáneas. Esta modalidad permite ejecutar múltiples etapas de manera coordinada, optimizando recursos y mejorando los tiempos de operación.

Otro factor clave fue el monitoreo permanente desde el Real Time Intelligence Center (RTIC). Desde este centro, los equipos controlan en tiempo real los parámetros de fractura, el bombeo y los tiempos entre etapas, lo que permite una gestión más precisa de la operación.

“Sumamos un nuevo récord en Vaca Muerta al alcanzar 22 etapas de fractura en un solo día. Un logro que confirma que vamos por el camino correcto”, señalaron desde la compañía al comunicar el hito.

La combinación de tecnología, análisis de datos y equipos especializados es uno de los pilares de la estrategia operativa de YPF. El objetivo es hacer de la compañía una operadora cada vez más eficiente y competitiva dentro del mercado energético.

YPF realizó en Vaca Muerta la primera fractura con su propio gas natural comprimido, reduciendo costos y marcando un hito en innovación energética

Una sucesión de hitos operativos en Vaca Muerta

El nuevo récord de 22 etapas diarias se suma a una serie de avances que YPF viene registrando a lo largo del año en Vaca Muerta. En septiembre, la compañía ya había alcanzado una marca destacada al completar 20 etapas de fractura por día.

En aquella oportunidad, la operación demandó 21 horas de bombeo y también se realizó bajo la modalidad de fracturas simultáneas. El hito fue anunciado por el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, quien destacó el impacto del logro en los estándares operativos.

“Alcanzamos una nueva marca que redefine nuestros estándares operativos. Este nuevo hito fortalece nuestro posicionamiento de cara a los próximos retos”, escribió Marín a través de sus redes sociales.

Ese récord se concretó en el PAD LC335 y se ejecutó de manera completamente remota desde la sala RTIC. Según informó la compañía, el control en tiempo real permitió optimizar los tiempos entre etapas y garantizar la seguridad de la operación.

YPF detalló que la ejecución se llevó adelante sin registrar incidentes, un aspecto clave en operaciones de alta complejidad como la fractura hidráulica. La seguridad es uno de los ejes centrales de la estrategia operativa.

Marín también subrayó la importancia del trabajo conjunto con los proveedores estratégicos. “Un gran trabajo del equipo YPF SA y SLB que representa un paso más hacia el futuro de la industria”, afirmó el directivo.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

Innovación tecnológica y foco en la eficiencia

El nuevo récord operativo se apoya en una serie de innovaciones que YPF viene incorporando en Vaca Muerta. En septiembre, la compañía concretó la primera operación de fractura abastecida con GNC producido, despachado y transportado íntegramente por la empresa.

La operación se realizó en el bloque La Amarga Chica y permitió alimentar un set de fractura bifuel que funciona con una combinación de diésel y gas natural. El gas utilizado provino directamente de la producción de YPF en la formación.

El suministro de GNC fue abastecido desde una nueva estación de carga a granel ubicada en Añelo, diseñada para permitir el despacho continuo y seguro de gas. Esta innovación contribuye a la reducción del costo por pozo.

En julio, YPF también dio un paso clave en su transformación tecnológica al aplicar fibra óptica descartable en operaciones de fractura hidráulica. La tecnología permitió monitorear en tiempo real las etapas y detectar eventos críticos.

Según informó la compañía, la fibra óptica se implementó en 27 etapas sin que se registraran incidentes. Durante el proceso, se identificaron eventos de frac-hits sin generar pérdidas de tiempo ni horas operativas.

Enap avanza en la Amazonía ecuatoriana y abre una nueva área petrolera

Enap anunció un importante hito en sus operaciones en Ecuador, país donde está presente desde 2003. Se trata del cierre exitoso del proceso exploratorio del Pozo Pambil A-1, ubicado al extremo sur del Bloque 47 en la provincia de Orellana, al oriente de dicho país, en la Amazonía ecuatoriana.

El hallazgo tiene el potencial para Enap de aumentar su producción de petróleo en Ecuador, donde produce en total cerca de 30 mil barriles diarios y es una de las empresas extranjeras más relevantes en ese territorio. El proceso de exploración en este sector comenzó en 2023 con la obtención de los permisos y forma parte de un plan mayor en distintos bloques, en el marco del programa de ampliación de reservas petroleras de Enap en ese país.

Actualmente, la empresa está presente en Ecuador a través de la participación del 100% de los bloques productores de crudo Mauro Dávalos Cordero (MDC), Paraíso Biguno Huachito (PBH) e Intracampos, mediante la figura de contrato de prestación de servicios. A septiembre de este año, Enap alcanzó una producción acumulada de 140 millones de barriles desde los inicios de su operación en Ecuador en 2003, lo que le ha permitido alcanzar un flujo neto a favor – la suma de todas las remesas de dividendos menos los flujos enviados a ese país- equivalente a US$473 millones.

“El desarrollo de operaciones fuera de Chile está inserto en nuestra estrategia Enap 2040, que tiene entre sus pilares acelerar nuevas fuentes de ingresos. Impulsar decididamente este tipo de proyectos es coherente con el desafío que hemos declarado estos años y que apunta a tener una empresa sostenible en el tiempo y con los mejores estándares de la industria”, aseguró el gerente general de Enap, Julio Friedmann.

El pozo exploratorio Pambil A-1 es el primero de su tipo perforado en la zona cercana a la estructura llamada Culebra-Yulebra y abre la puerta a una nueva área de desarrollo de hidrocarburos en ese país. El próximo paso, una vez que se obtengan los resultados de producción, contempla la elaboración de un plan de Desarrollo de Campo por parte de Enap, que luego debe ser revisado y aprobado por el Ministerio de Ambiente y Energía de Ecuador.

Enap es una de las 14 empresas privada que opera ese país y en noviembre de este año recibió un reconocimiento por alcanzar el primer lugar en el Aporte Privado a la Producción Nacional, entregado por el Ministerio de Medio Ambiente y Energía de dicho país.

Nación confirmó que aplicará el RIGI al upstream incremental de petróleo y gas

El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó que el Gobierno nacional avanzará en la incorporación del upstream incremental del petróleo y gas dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El anuncio se realizó durante el tradicional almuerzo por el Día del Petróleo, organizado por el IAPG, donde el funcionario brindó un panorama detallado sobre la agenda energética que impulsa la administración nacional.

González destacó que, pese a la baja internacional del precio del crudo, la industria mantuvo la actividad y logró nuevos récords. Señaló además que el país atraviesa una “oportunidad histórica” y que el Gobierno busca acompañar ese proceso con medidas que favorezcan la inversión y la competencia.

Según explicó, la instrucción política fue explícita: “encontrar una forma de incorporar todo el upstream al RIGI para incentivar la inversión y la producción”. La señal oficial despeja dudas dentro del sector y marca una hoja de ruta clara para los próximos meses.

El fracking de Vaca Muerta cerró un trimestre histórico de la mano de YPF.

Un sector que se sostuvo pese a la caída de precios

Durante su discurso, González recordó que hace un año el precio internacional del petróleo era muy distinto, con un descenso cercano al 17% desde entonces. Aun así, la industria argentina logró completar 20% más de pozos que en 2023, 30% más de etapas de fractura y alcanzar un récord histórico de producción de petróleo, especialmente en el segmento no convencional.

El funcionario valoró el compromiso de las empresas, que “entendieron que los ciclos de precios son ciclos” y que el país se encuentra frente a un punto de inflexión. Para González, esa visión estratégica permitió sostener la actividad en un contexto global desafiante.

Además, destacó que Argentina hoy opera con precios internacionales y que esa dinámica obliga a mejorar la competitividad, algo que el Gobierno busca acompañar con regulaciones más simples y previsibles.

Phoenix acelera en el shale.

El Gobierno y la decisión de impulsar el RIGI para el upstream

Uno de los pasajes centrales del discurso llegó cuando González repasó las decisiones recientes del Gobierno orientadas a sostener a las cuencas maduras y a favorecer nuevas inversiones. Recordó que hace un mes se anunció junto a Chubut, Santa Cruz y Neuquén la eliminación de retenciones a la exportación de petróleo convencional, ante la pérdida de competitividad del segmento.

Pero el punto más esperado fue el anuncio sobre el RIGI. González reveló que el ministro de Economía instruyó a su área para comenzar inmediatamente el trabajo de incorporar todo el upstream al régimen. El objetivo es claro: acelerar inversiones y aumentar la producción incremental, un pedido recurrente de las provincias productoras y de las compañías que operan en Vaca Muerta.

El funcionario definió ese proceso como “el gran desafío por delante” y remarcó que la herramienta ya permitió avances relevantes, como el proyecto VMOS y los dos barcos de licuefacción de PAE, aprobados bajo el esquema del RIGI. También confirmó que otros cinco proyectos se encuentran en análisis: la expansión del gasoducto Perito Moreno, un gasoducto dedicado para GNL y tres plantas de tratamiento para nuevos desarrollos no convencionales.

Competencia, equilibrio fiscal y nuevas empresas que llegan al país

González sostuvo que el Estado acompañará a la industria, pero reiteró que el equilibrio fiscal “no se negocia”. Indicó que la estabilidad macroeconómica es la base que permite que las compañías recuperen valor, accedan a financiamiento y vuelvan a planificar a largo plazo.

Ese contexto, aseguró, explica la llegada de empresas que antes no consideraban a la Argentina. Mencionó como caso emblemático a Continental Resources, pionera del shale en Estados Unidos, que adquirió recientemente un activo en el país. Para González, ese ingreso puede marcar un cambio de paradigma y abrir la puerta a nuevos jugadores que aporten mejores prácticas y proveedores adicionales.

Aclaró que el objetivo no es desplazar a nadie, sino fomentar la competencia, que para el Gobierno genera mejores servicios a mejores precios. En ese marco, reiteró que el rol estatal es crear las condiciones para que aparezcan más empresas dispuestas a invertir.

Transformaciones en el mercado de gas: hacia la desregulación completa

El funcionario también dedicó una parte importante de su exposición a las reformas en curso en el mercado de gas, donde el Gobierno avanza hacia una liberalización progresiva similar a la iniciada en el sector eléctrico.

Recordó que el primer paso fue la Revisión Quinquenal de Tarifas para transportistas y distribuidoras, que permitió ordenar balances y devolverles crédito. Luego, se habilitó que generadoras y productoras acuerden retiros dentro del Plan Gas, abriendo el camino a una adecuación voluntaria del esquema.

González anticipó que se modificará la asignación de rutas de transporte, para corregir la desconexión entre contratos históricos y la disponibilidad real de gas. La intención oficial es completar esa adecuación antes de fin de año.

Además, confirmó una de las decisiones más relevantes en materia de GNL: ENARSA dejará de ser el único comprador de gas natural licuado, lo que abre la puerta a un mercado más competitivo, sin comprometer el abastecimiento de la demanda prioritaria ni la generación eléctrica.