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Petróleo

Nación analizará incluir las inversiones para el upstream de Vaca Muerta en el RIGI

La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El principal objetivo es impulsar el desarrollo de Vaca Muerta.

Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.

El mandatario también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).

“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.

 

Vaca Muerta como punta de lanza

Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.

Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.

Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.

“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.

El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.

“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.

 

El futuro

Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.

“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.

GeoPark consideró que Parex subvaluó sus reservas

GeoPark salió a responder públicamente tras la decisión de Parex Resources de suspender las conversaciones para una posible adquisición. La empresa latinoamericana afirmó que actuó “de buena fe” durante más de seis semanas, aportando información técnica y financiera que justificaba un valor superior al ofrecido inicialmente.

Según la compañía, la propuesta de Parex del 4 de septiembre de 2025, de US$9 por acción, no contempló el crecimiento reciente ni la adquisición en Vaca Muerta, anunciada apenas semanas después. GeoPark insistió en que cualquier oferta creíble debe partir de un monto “de doble dígito”.

En un comunicado difundido desde Bogotá, GeoPark recordó que su directorio siempre está dispuesto a analizar alternativas que maximicen el valor para sus accionistas, pero remarcó que la oferta de Parex subvaluaba significativamente los activos actuales y el potencial futuro.

Neuquén aprobó la llegada de Geopark a Vaca Muerta.

Un paquete de información incremental que Parex no valorizó

Durante el proceso de diálogo, GeoPark abrió un data room virtual y habilitó reuniones entre los equipos directivos de ambas compañías. Allí, según explicó, entregó información técnica no pública que mostraba una empresa con más reservas, mejores perspectivas y un portafolio diversificado en expansión.

La incorporación del informe de reservas 2025 fue uno de los puntos centrales. El documento certificó un aumento del 38% interanual en reservas 2P, alcanzando 121 millones de barriles equivalentes, impulsado por operaciones en Colombia y por el nuevo activo argentino. Esto implicó una mejora del 48% respecto del nivel disponible cuando Parex hizo su oferta.

GeoPark también compartió datos que respaldan cerca de 18 millones de barriles adicionales de reservas riesgo en los bloques Llanos 34 y 123, aún pendientes de certificación. El informe incluyó, además, una suba del 22% en el petróleo original en sitio (OOIP) del Llanos 34, equivalente a 206 millones de barriles.

Otro punto clave fue la integración de la operación de Vaca Muerta, que aportó 37 millones de barriles equivalentes en reservas 2P y extendió el índice de vida de reservas a 12,7 años. Para reforzar la transparencia hacia el mercado, GeoPark publicó su Reserves Report 2025 y las proyecciones 2026-2028.

Por qué el directorio rechazó la oferta de Parex

El directorio de GeoPark ya había descartado oficialmente la propuesta de Parex el 29 de octubre, por considerarla insuficiente. El proceso de revisión incluyó la formación de un Comité Especial de directores independientes para evaluar alternativas, desde una mejora de oferta hasta opciones estratégicas adicionales.

La empresa señaló que Parex mostró interés únicamente en los activos colombianos, descartando los argentinos por su falta de experiencia en recursos no convencionales y su visión negativa respecto a operar en Argentina. Para GeoPark, estas limitaciones explican por qué Parex no pudo reflejar el verdadero valor de su portafolio regional.

El desencanto final llegó el 1 de diciembre, cuando el CEO de Parex comunicó que la empresa no consideraba elevar su oferta más allá de los US$9 por acción. A partir de ese momento, GeoPark abrió una comunicación directa con el directorio de Parex para que reconsiderara su posición.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

Perspectivas: más EBITDA, menos deuda y dos motores de crecimiento

De cara a los próximos años, GeoPark proyecta más crecimiento. La compañía espera duplicar su EBITDA ajustado hacia 2028 gracias a una combinación de mayor producción, flujo de caja y diversificación geográfica.

En Colombia, el foco seguirá puesto en maximizar la producción y el cash flow del bloque Llanos 34 y otros activos estratégicos. GeoPark destacó que 2025 fue más sólido de lo previsto y que la producción alcanzó un punto de inflexión positivo antes de lo esperado. El crecimiento vendrá de técnicas de recuperación mejorada, optimización de base y resultados recientes de pozos.

En Argentina, el motor será Vaca Muerta. La compañía acelerará la perforación en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, con el objetivo de generar un salto en producción y caja. Para 2028, la formación no convencional neuquina se convertirá en una plataforma central dentro del portafolio de GeoPark.

La empresa reiteró que permanece abierta a recibir propuestas, siempre y cuando reflejen adecuadamente su valor actual y su potencial de largo plazo.

Continental Resources acelera su desembarco en Vaca Muerta

Vaca Muerta continúa posicionándose como uno de los destinos más atractivos para el capital energético internacional. La formación no convencional mantiene un magnetismo particular para las compañías que buscan proyectos con alto potencial de rentabilidad. Entre ellas se destaca Continental Resources, que inició un proceso de expansión en la Cuenca Neuquina tras adquirir activos clave y avanzar en conversaciones con autoridades nacionales y provinciales.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, confirmó recientemente una reunión con representantes de la firma estadounidense y destacó el interés de la empresa por ampliar su presencia en el país. “Nos reunimos con integrantes de Continental Resources, que está evaluando opciones para invertir en nuestra Neuquén. Es una compañía con amplia experiencia en no convencionales y potencial para aportar significativamente al desarrollo de nuestra cuenca”, expresó en su cuenta de X.

Figueroa remarcó además que la provincia trabaja para consolidarse como un destino confiable para la inversión energética. “Neuquén ofrece estabilidad, certidumbre y previsibilidad a quienes deciden invertir. En ese camino, el diálogo es fundamental para generar confianza y afianzar los lazos que necesita nuestra provincia para su desarrollo”, afirmó.

El interés de Continental se formalizó en noviembre, cuando la compañía anunció la compra del 90% de la participación de Pluspetrol en la concesión Los Toldos II Oeste, un bloque estratégico dentro del desarrollo no convencional. Con esta operación, la petrolera asumirá la operación del área y apuntará a consolidar su llegada a Vaca Muerta.

Pluspetrol también celebró el ingreso de la estadounidense mediante un comunicado. “Continental Resources, la compañía privada de Oil & Gas más grande del mundo y referente global en el desarrollo no convencional, aportará su experiencia y tecnología a la Cuenca Neuquina. Su llegada contribuirá a fortalecer el desarrollo responsable de los recursos y acompañará el crecimiento energético y económico de la Provincia del Neuquén”, señaló la empresa.

 

Una señal política de alto nivel

El desembarco tuvo un capítulo clave en septiembre, cuando la cúpula de Continental mantuvo una reunión presencial con el presidente Javier Milei. El encuentro, encabezado por el fundador y presidente Harold Hamm, sirvió para repasar el escenario hidrocarburífero argentino y las oportunidades que abre Vaca Muerta.

También participaron el CEO Doug Lawler, la presidenta del directorio Shelly Lambertz, el director de Operaciones Aaron Chang, y el vicepresidente de HSE y Asuntos Gubernamentales Blu Hulsey. Por parte del Gobierno nacional estuvo presente el secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González.

Un actor determinante del shale norteamericano

Fundada en 1967, Continental Resources es una de las mayores productoras independientes de crudo y gas de Estados Unidos y un actor decisivo en la expansión del fracking. Su trayectoria en Bakken —que abarca Dakota del Norte y Montana— la ubicó como una compañía pionera en perforación horizontal y fractura hidráulica.

En 2022, Harold Hamm decidió retirar a la empresa del Nasdaq mediante una operación valuada en unos 27.000 millones de dólares, con el objetivo de operar con mayor flexibilidad y reducir la exposición a presiones regulatorias y ambientales.

Desde su sede en Oklahoma City, la firma mantiene además operaciones relevantes en SCOOP y STACK, dentro de la cuenca Anadarko. En 2024 superó los 400.000 barriles equivalentes diarios, consolidando su posición como la mayor compañía privada de petróleo y gas de Estados Unidos.

Con su llegada a Vaca Muerta, Continental Resources busca replicar en Argentina su modelo de negocios basado en integración operativa, desarrollo tecnológico y escalabilidad. Todo indica que el desembarco recién empieza.

Nuevo techo para Vaca Muerta: récord de pozos, IPs históricos y la proyección hacia 2030

La industria petrolera argentina cerró octubre de 2025 con una marca histórica: Vaca Muerta logró superar toda la producción obtenida en la campaña 2024 incluso antes del fin de año. El hito llegó con una mezcla precisa entre eficiencia operativa, inversiones sostenidas y un salto técnico que elevó la productividad por pozo.

Según el informe de la consultora GtoG ENERGY, el avance tiene impacto directo en la producción nacional. Argentina alcanzó los 860.000 barriles diarios, el nivel más alto desde 1998. El shale neuquino ya explica la mitad del crudo del país y se consolida como el principal motor exportador de los próximos años.

Las operadoras conectaron pozos a un ritmo más acelerado que en cualquier registro previo. A octubre, la cantidad total de pozos enganchados supera en 15% lo realizado durante todo 2024. Esa mejora revela un esquema de perforación, terminación y puesta en marcha mucho más eficiente.

Esa mayor velocidad llegó acompañada por un salto en productividad inicial. La campaña 2025 muestra un 12% de mejora en el rendimiento de los pozos al momento de entrar en operación, junto con un incremento del 13% en la producción incremental total. El resultado marca un cambio estructural respecto de los años previos.

La ingeniería detrás del récord: laterales más largos y más etapas de fractura

Un factor determinante del récord productivo es el incremento en la longitud de los laterales. Los nuevos pozos alcanzan en promedio los 3.000 metros, un 15% más que en 2024. Incluso comienzan a aparecer ramas horizontales por encima de los 4.500 metros, que amplían el contacto con la roca y elevan el volumen estimulable.

El informe también establece que el diseño de completación también se volvió más exigente. Las operadoras mantienen un espaciamiento promedio de 60 metros entre etapas y logran ejecutar más fracturas por pozo. Esa combinación, sumada a los laterales extendidos, resulta en un mayor volumen estimulado por cada desarrollo.

Esa ingeniería optimizada explica la aparición de IPs récord. Los picos iniciales de producción en 2025 son los más altos de toda la serie histórica de Vaca Muerta. Las curvas muestran desempeños sobresalientes en los primeros meses, incluso con variaciones entre bloques y operadoras.

Sin embargo, la propia madurez del desarrollo genera nuevos desafíos. En algunos clusters se observan declinos más acelerados posteriores al peak debido a interferencias Parent–Child, un fenómeno propio de las etapas masivas de producción. La industria ya trabaja para adaptar los diseños y gestionar ese comportamiento.

Otro elemento clave del salto productivo es la madurez operativa de la cuenca. El sector sostiene inversiones cercanas a US$ 10.000 millones por año y opera con niveles de eficiencia que reducen costos, aceleran obras y permiten programar campañas con mayor previsibilidad.

Vaca Muerta sigue creciendo.

Un récord con impacto nacional y un desafío para la próxima década

El récord de Vaca Muerta se apoya también en un contexto macroeconómico que permitió recuperar actividad. Políticas que reactivaron la inversión privada, mejoras en los marcos regulatorios y obras de infraestructura en marcha disminuyeron cuellos de botella logísticos.

El crecimiento contrasta con la falta de continuidad histórica de Argentina. Hace 25 años, el país producía volúmenes similares a los de Brasil. Hoy, mientras el vecino supera los 3 millones de barriles diarios, Argentina recién vuelve a niveles de los años ’90. La diferencia se explica por la consistencia de las políticas.

De cara a la próxima década, los objetivos son ambiciosos. Argentina proyecta alcanzar 1 millón de barriles diarios en 2030 y 1,5 millones hacia 2035. Para lograrlo serán necesarias inversiones anuales cercanas a los 15.000 millones de dólares y un marco regulatorio que dé previsibilidad a proveedores y operadoras.

Según estimaciones sectoriales, todo el volumen que supere los 500.000 barriles diarios podrá destinarse a exportaciones. Eso permitiría generar entre 10.000 y 20.000 millones de dólares anuales dependiendo de la etapa, una cifra que podría reordenar la balanza comercial del país.

El próximo desafío técnico será distinto al actual. Tras maximizar los picos de producción, la industria deberá sostener mesetas más estables, reducir interferencias entre pozos y preservar el EUR del sistema. Ese camino marcará la transición de un desarrollo acelerado a una explotación plenamente madura.

Enap anticipa nuevos convenios con Vaca Muerta

La firma del mayor contrato en la historia de Enap marcó un antes y un después para las relaciones energéticas entre Chile y Argentina. El acuerdo, sellado el miércoles 3 de diciembre en Buenos Aires, garantiza que el 35% del crudo que consume el país trasandino provendrá de Vaca Muerta, un hito celebrado por ambas naciones.

Julio Friedmann, CEO de la estatal chilena, viajó especialmente para cerrar el entendimiento con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor. En diálogo con La Tercera, el ejecutivo no solo destacó el impacto económico y logístico del convenio, sino que anticipó un panorama con más contratos futuros entre Enap y las operadoras del shale argentino.

Asimismo, el ejecutivo subrayó que Chile todavía no olvida la crisis del gas de 2004. Para Friedmann, ese antecedente sigue condicionando cualquier decisión estratégica y obliga a mantener un plan B que garantice abastecimiento incluso ante interrupciones imprevistas.

Un cambio estructural en el abastecimiento de Enap

Friedmann recordó que, hasta ahora, todo el crudo procesado en Chile llegaba por barco desde Brasil, Ecuador o Estados Unidos. Dependían de licitaciones internacionales, de los tiempos de cada proveedor y del costo logístico de mover cargamentos completos hasta los terminales de Quintero y San Vicente.

El esquema cambiará de raíz. El nuevo contrato permitirá que unos 70 mil barriles diarios lleguen directamente desde Vaca Muerta por el Oleoducto Trasandino, que conecta Neuquén con la refinería de Enap en Biobío. Esa cifra equivale al 35% del consumo anual de la empresa, un volumen sin precedentes en la historia energética chilena.

El CEO explicó que la referencia de precios será el marcador internacional de Puerto Rosales, al que se sumarán ajustes logísticos y de calidad. De esta manera, la empresa accede a valores transparentes que ya no dependen del mercado spot, como ocurrió en los últimos meses.

La rehabilitación del oleoducto fue clave. Luego de 17 años de inactividad, su puesta a punto demandó dos años de trabajo y permitió iniciar pruebas con un 5% del abastecimiento antes de avanzar al 35% actual. Con el contrato firmado, el ahorro proyectado es de un dólar por barril, lo que equivale a unos 70 millones de dólares anuales.

Para una compañía que atravesó largos períodos de pérdidas, es un impacto significativo. Friedmann subrayó que Enap enfrenta costos crecientes en servicios, mantenimiento y mano de obra, por lo que contar con un volumen estable y más económico representa un alivio financiero estratégico.

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Chile avanza con nuevos contratos, pero no olvida la crisis del gas de 2004

Cuando se le preguntó por el futuro, Friedmann fue claro: este contrato es solo el primero. Vaca Muerta continúa expandiéndose y nuevas empresas se suman a su desarrollo. El directivo sostuvo que las cuatro operadoras actuales podrían incluso aumentar su producción y ofrecer más crudo en los próximos años.

El CEO aseguró que Enap está abierta a avanzar con nuevos contratos si las condiciones se mantienen estables y ponderó que Argentina tiene capacidad para convertirse en un proveedor clave del Cono Sur durante las próximas décadas.

Sin embargo, la memoria energética chilena tiene cicatrices profundas. Friedmann mencionó, sin rodeos, la crisis del gas de 2004, cuando Argentina interrumpió abruptamente los envíos a Chile tras declarar una “fuerza mayor” que él califica como injustificada. Aunque el país disponía de gas, priorizó el abastecimiento de Buenos Aires ante temores sociales y políticos.

Ese antecedente condiciona cualquier negociación actual. “Hemos aprendido de la historia”, remarcó. Por eso diseñaron un plan de contingencia que permite a Chile volver a la importación marítima inmediata en caso de un corte sorpresivo. También construyeron dos estanques de 50 mil metros cúbicos que fortalecen la capacidad de almacenamiento y brindan mayor resiliencia ante imprevistos.

El contrato, además, está firmado bajo ley de Nueva York y contempla multas por incumplimiento por parte de las compañías argentinas. Friedmann enfatizó que, a diferencia del gasoducto en 2004, la figura de “fuerza mayor política” está expresamente incluida como causal de incumplimiento, lo que obliga a los cargadores a mantener el flujo salvo circunstancias extremas y verificables.

La visión del CEO: integración energética, costos competitivos y más acuerdos en camino

Para Enap, el acuerdo no solo significa ahorro y estabilidad, sino también una apuesta estratégica a la integración energética entre ambos países. Friedmann remarcó que Vaca Muerta ofrece crudos de alta calidad, volumen disponible y costos competitivos que permiten planificar a largo plazo.

El ejecutivo reconoció que el abastecimiento internacional por barco seguirá siendo una pata importante del esquema chileno, pero destacó que la diversificación es la mejor herramienta para evitar crisis como la de hace dos décadas. Con Vaca Muerta, Chile suma una fuente cercana, confiable y con un oleoducto operativo que reduce riesgos logísticos.

Sobre los próximos pasos, explicó que Enap mantendrá conversaciones permanentes con nuevas operadoras. Su expectativa es que la integración energética continúe creciendo, siempre bajo marcos contractuales sólidos y con garantías suficientes para ambos lados de la cordillera.

El acuerdo actual, dijo, marca solo el comienzo de una nueva etapa. “Este es el primer contrato”, insistió, dejando claro que Enap ya mira hacia los próximos desarrollos que pueda ofrecer el shale argentino.

PCR desembarca en EEUU con la compra de un proyecto shale en Oklahoma

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) oficializó su llegada a Estados Unidos con la adquisición de una participación promedio del 15% en Cherokee, un proyecto de hidrocarburos no convencionales ubicado en la cuenca Anadarko, en el condado de Roger Mills, en Oklahoma. La operación marca un antes y un después para la compañía, que acelera así su proceso de expansión internacional.

El anuncio fue comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), donde la empresa explicó que la adquisición se realizó a través de su subsidiaria PCR Energy OK LLC. La compañía destacó que el activo se encuentra orientado a la producción de shale oil y shale gas, dos segmentos estratégicos para su crecimiento futuro.

Según informó PCR, Cherokee es operado por la estadounidense Upland Exploration LLC y reúne condiciones geológicas y de infraestructura que lo convierten en un proyecto de escala relevante dentro del mapa energético de Estados Unidos. La incorporación de este activo posiciona a la empresa argentina dentro de uno de los mercados más competitivos y maduros del mundo.

La producción de petróleo alcanzó un hito histórico en 20 años.

Un activo con escala, pozos existentes y un plan de perforación ambicioso

De acuerdo con la documentación presentada, el proyecto abarca aproximadamente 66.700 acres minerales. Cuenta actualmente con seis pozos perforados y uno en ejecución, lo que permite a PCR acceder de manera inmediata a información productiva y operativa clave para su modelo de expansión.

El plan del operador prevé la perforación de 60 pozos adicionales durante los próximos cuatro años. Esta hoja de ruta coloca a Cherokee en una fase de crecimiento acelerado, con potencial para incrementar significativamente su producción de crudo y gas no convencional.

PCR destacó que el reservorio presenta niveles de productividad alentadores, un punto determinante para la decisión de inversión. La presencia de infraestructura cercana y un ecosistema energético desarrollado en la región permiten avanzar con eficiencia en cada etapa del proyecto.

Un paso estratégico en la internacionalización de PCR

La compañía remarcó que esta adquisición constituye “un hito en el proceso de expansión internacional”, al permitirle acceder a un activo de calidad en un mercado altamente competitivo. La apuesta por Estados Unidos se alinea con una estrategia más amplia de diversificación y crecimiento que PCR viene ejecutando en distintos frentes.

El desembarco en Oklahoma llega en un momento en que la empresa muestra una evolución sostenida tanto en energías renovables como en operaciones de hidrocarburos en Argentina. En los últimos meses, PCR inauguró junto a ArcelorMittal Acindar el primer parque híbrido eólico-solar del país, ubicado en Toro Negro, San Luis. Ese desarrollo combina 112 MW de energía eólica y 18 MW solares, totalizando 130 MW de capacidad instalada.

La compañía también profundiza inversiones en Mendoza, especialmente en el yacimiento Llancanelo, donde ejecuta una campaña de perforación orientada al desarrollo de crudo extrapesado. Allí, recientemente se completó un pozo de más de 2200 metros y se avanza con un segundo, como parte de un plan que prevé cinco pozos durante 2025.

Estas inversiones, complementarias pero independientes del proyecto en Estados Unidos, muestran una empresa en expansión simultánea en producción, infraestructura y energías limpias.

PCR se quedó con los clúster Llancanelo.

Relevancia estratégica para el futuro de la compañía

La operación confirma un cambio de escala en PCR. El ingreso a un activo shale en Estados Unidos no solo amplía su portafolio, sino que instala a la empresa dentro de un circuito productivo global que combina know how, inversión y acceso a mercados de hidrocarburos de alta competitividad.

La compañía resaltó ante la CNV que el activo adquirido ofrece un potencial atractivo y se adapta a su estrategia de crecimiento. Con el plan de perforación previsto y la estructura operativa ya existente, PCR incorporará información, experiencia y flujo productivo en un mercado clave para la evolución tecnológica del sector.

Este movimiento, sumado a sus inversiones recientes en Argentina, proyecta un 2026 con dinamismo para la empresa y consolida su posición como uno de los actores privados argentinos con mayor expansión en la industria energética.

Vaca Muerta vs. Presal: Galuccio reveló la ventaja operativa que cambia el juego

Vaca Muerta atraviesa una etapa decisiva en su madurez operativa y en su potencial de crecimiento exportador. Así lo planteó Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, durante el Energy Day organizado por EconoJournal. En un auditorio colmado de referentes del sector, el ejecutivo trazó un análisis directo sobre la competitividad del shale argentino y su posicionamiento global.

Galuccio destacó que Argentina ya es un “exportador estructural neto”, un hito que hasta hace pocos años pertenecía al terreno de las expectativas. El cambio de escala, según explicó, no se explica solo por la geología de Vaca Muerta —que calificó como probada y de clase mundial—, sino también por un atributo que marca la diferencia frente a otras cuencas líderes: el ciclo corto.

La eficiencia como arma estratégica

Uno de los momentos centrales de su presentación fue la comparación técnica y económica entre Vaca Muerta y el Presal brasileño. Galuccio reconoció la “economicidad envidiable” de los proyectos de aguas profundas del país vecino, pero dejó en claro que existe un elemento decisivo donde el shale argentino tiene una ventaja contundente.

“En un mundo volátil, tener un recurso de ciclo corto te da una ventaja competitiva increíble. Brasil no tiene el ciclo corto que tenemos nosotros. Detener hoy 15 FPSO que están viniendo para Brasil no es a costo cero. Nosotros podemos frenar, arrancar y acelerar en plazos de tres meses”, afirmó.

La flexibilidad operativa, explicó, es clave en un mercado global atravesado por fluctuaciones de precios y primas de riesgo geopolíticas. En ese contexto, la capacidad de ajustar capital y actividad casi en tiempo real se convierte en un factor determinante. “Tenemos roca de calidad, costos decentes y ciclo corto. Perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en otros 20”, detalló.

Ese nivel de agilidad contrasta con la rigidez de los megaproyectos offshore, donde las inversiones millonarias y los plazos de ejecución no permiten modificar el ritmo productivo sin costos significativos. Para Galuccio, ese diferencial posiciona a Vaca Muerta por encima del Presal en términos de competitividad estructural.

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Vaca Muerta y las independientes de EEUU

Proyectando la próxima etapa de crecimiento, el CEO de Vista subrayó que el verdadero salto de escala llegará cuando la cuenca pase de los actuales 550.000 barriles diarios a un nivel tres veces mayor. Para alcanzar esa meta, afirmó, será indispensable sumar nuevos actores al ecosistema local.

“Los que hoy están buscando casas o van a empezar a buscar nuevas casas son los norteamericanos y las compañías independientes”, señaló. Según explicó, estas empresas cuentan con amplia experiencia en shale en Estados Unidos, están familiarizadas con la gestión del underground risk y poseen la capacidad de inversión necesaria. Pero, advirtió, la clave será reducir el overground risk asociado a la estabilidad regulatoria y macroeconómica de Argentina.

“Claramente no tienen el recurso que tenemos nosotros y están en una etapa de madurez que no estamos nosotros. Tienen el know-how y la profundidad de bolsillo. ¿Podemos ser casa de ellos? Yo creo que sí”, aseguró, planteando la posibilidad de un desarrollo en el que convivan “10 o 12 Vistas” para sostener el crecimiento.

Ese horizonte —conocimiento, capital y escala— podría acelerar la consolidación de Vaca Muerta como un hub energético regional, especialmente en un contexto de demanda global que, según Galuccio, se mantendrá sólida hacia 2027.

De una apuesta de “creyentes” al motor exportador del país

En su repaso, Galuccio recordó que cuando impulsó el desarrollo masivo de Vaca Muerta desde YPF en 2012, la formación era “para creyentes”. Hoy, el escenario es completamente distinto: el país revirtió un déficit energético de 7.000 millones de dólares y podría cerrar el año con un superávit similar impulsado por el aumento de exportaciones.

Sin embargo, aclaró que aún queda camino por recorrer. “Estados Unidos tiene 450 equipos de perforación en el ocaso; nosotros tenemos 40 en el amanecer”, comparó, resaltando la necesidad de incorporar más infraestructura y sostener la mejora de costos. También remarcó la importancia de avanzar en reglas estables y un marco impositivo que incentive inversiones de largo plazo.

Chubut advierte que se reserva el derecho a vetar al comprador de Manantiales Behr

La definición sobre el futuro de Manantiales Behr transita su tramo final y hay una serie de interrogantes que mantiene en vilo a los actores de la Cuenca del Golfo San Jorge. Tal como informó eolomedia, YPF está evaluando internamente las tres ofertas más competitivas para desprenderse del yacimiento donde Rovella Carranza sería la favorita para quedarse con el mítico bloque del convencional.

En este sentido, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, confirmó que la provincia tiene facultades para aceptar o rechazar la cesión del área. La potestad deriva del marco legal que regula las concesiones y establece que el “titular del recurso”, en este caso la provincia, debe convalidar cualquier transferencia.

Ponce explicó que la intervención provincial no alcanza a la negociación entre las empresas, pero sí al control final del operador que quedará a cargo del yacimiento. “La provincia puede admitir o denegar la cesión siempre y cuando no se cumplan las condiciones. Eso implica evaluar si la empresa es competente, si el compromiso de inversión está asegurado y si es conveniente para la provincia”, señaló en diálogo con Canal 12.

La inversión futura, el criterio decisivo para Chubut

El ministro fue enfático al aclarar que el monto que YPF reciba por la venta no será determinante para Chubut. “Nosotros no ponderamos cuánto se le paga a YPF. Eso es secundario. Lo que ponderamos es cuánto se va a invertir en la provincia”, afirmó, en línea con la política provincial de priorizar la actividad, el empleo y la continuidad operativa sobre el valor de la transacción.

En ese marco, recordó que el antecedente de 2024, cuando la provincia autorizó la transferencia del clúster El Trébol – Escalante a PECOM, se resolvió bajo los mismos parámetros: competencia técnica, capacidad de inversión y conveniencia para el territorio. Esas variables volverán a ser centrales en la evaluación del futuro adjudicatario de Manantiales Behr.

Ponce también señaló que Chubut participa del proceso de manera indirecta, a través del director provincial que integra el directorio de YPF. Si bien el Plan Andes II de la compañía proyectaba cerrar la transferencia para el 1 de enero, los plazos se extenderán. Sin embargo, para la provincia, el calendario no es el punto crítico.

“Si las condiciones están dadas, el traspaso se puede hacer”

“Lo importante es que el titular del recurso es la provincia. Entonces, si las condiciones están dadas, si aseguramos una transición ordenada y si la empresa que continúa viene con un plan de inversiones superador, está todo para hacer este traspaso”, afirmó Ponce. El ministro remarcó que no existe un requisito legislativo para avanzar con la cesión, ya que la autorización recae en el Poder Ejecutivo.

Recordó que, cuando se aprobaron las prórrogas de concesiones de YPF en 2013, se estableció expresamente la posibilidad de que la compañía transfiriera activos, siempre con la convalidación provincial. Según Ponce, la normativa vigente mantiene intactas esas prerrogativas.

Consultado sobre qué quedará de YPF en Chubut tras la salida de sus áreas maduras, el ministro indicó que la compañía mantendrá sus ramas de downstream, principalmente vinculadas a combustibles. Pero fue más allá y planteó que la retirada de YPF del upstream convencional no es una novedad reciente.

“YPF no se está yendo hoy. Se está yendo desde hace 10 años”, afirmó. Recordó que, cuando comenzó su carrera en la industria, la empresa invertía alrededor de 1.200 millones de dólares anuales en la provincia, mientras que este año destinará menos de 200 millones. “Esta caída fue progresiva. Hace 10 años que se viene yendo”, remarcó.

En este escenario, Ponce planteó que la llegada de un nuevo operador puede resultar positiva si garantiza inversión, actividad y empleo. “No tenemos que tenerle miedo a lo nuevo; tenemos que tenerle miedo a las empresas que no quieren invertir”, aseguró.

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

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

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

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

Un piloto con resultados técnicos claves para el futuro del shale

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

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

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

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

GeoPark invertirá U$S100 millones en Vaca Muerta

GeoPark presentó su Programa de Trabajo 2026 y por primera vez detalló un cronograma completo para Vaca Muerta, el activo que considera su principal plataforma de crecimiento para los próximos años. La compañía anunció que invertirá entre US$80 y US$100 millones en la cuenca, ejecutará la perforación y el fracking de un pad de cinco pozos y avanzará en instalaciones críticas para sostener el incremento productivo proyectado.

El plan forma parte de una hoja de ruta regional que busca duplicar el EBITDA hacia 2028 y aumentar la producción total de la empresa en más de 60%. Sin embargo, la novedad central es que el crecimiento originalmente esperado para 2027 se adelanta un año, consolidando a Vaca Muerta como un vector clave dentro del portafolio de la compañía.

GeoPark cerró 2025 con una integración completa de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, ambos ubicados en la ventana de shale oil de la formación neuquina. A partir de ese proceso, la firma asegura que el equipo técnico ya está en condiciones de acelerar actividades, reducir tiempos de ciclo y adelantar el salto productivo. Para 2026, la empresa proyecta terminar el año con una producción de salida entre 5.000 y 6.000 barriles por día provenientes de Argentina.

GeoPark y su plan para el 2030.

Cinco pozos y obras clave: el corazón del programa 2026

El plan operativo establece que GeoPark finalizará la perforación, completación y puesta en marcha de un pad de cinco pozos horizontales en Loma Jarillosa Este. Esta etapa incluirá el fracking completo de los pozos, la instalación de sistemas de extracción artificial (rod pumps) en tres de ellos y la adecuación integral de las instalaciones del bloque para procesar y evacuar los nuevos volúmenes.

La compañía prevé también avanzar en los permisos pendientes en Puesto Silva Oeste, con el objetivo de habilitar actividades adicionales en 2027. En paralelo, continuará el desarrollo de facilidades compartidas que permitirán integrar ambos bloques y mejorar la eficiencia operativa. El plan indica que estas obras serán determinantes para sostener el crecimiento esperado hacia 2028, momento en el que Vaca Muerta debería consolidarse como un eje estructural dentro de la firma.

GeoPark señala que el despliegue de estos cinco pozos forma parte del primer año completo de ejecución de su nueva estrategia. La compañía remarca que este programa combina generación de caja en Colombia con inversiones iniciales en Argentina, necesarias para transformar la escala del negocio no convencional.

Un programa alineado al salto productivo y a la disciplina de capital

El programa 2026 contempla un CAPEX consolidado de US$190 a US$220 millones, de los cuales hasta un 45% se destinará a Vaca Muerta. La guía de producción establece para el próximo año un rango total de 27.000 a 30.000 barriles equivalentes diarios, con entre 2.500 y 4.000 barriles por día provenientes de los bloques no convencionales en Neuquén. La proporción será mayor hacia el último trimestre, cuando entren en producción los cinco pozos del pad.

La empresa destaca que, con un Brent de US$60-70, espera generar entre US$220 y US$300 millones de EBITDA ajustado en 2026. En paralelo, proyecta que los costos de levantamiento (lifting costs) permanezcan por debajo de US$15 por barril, con una tendencia descendente hacia 2028, cuando deberían rondar los US$12 por barril. De acuerdo con la guía presentada, la estrategia de hedging continuará cubriendo entre 50 y 70% de la producción total, garantizando protección ante eventuales bajas del crudo.

Para Argentina, GeoPark anticipa mayor eficiencia operativa conforme avance el plan de perforación. El desarrollo progresivo de instalaciones permitirá reducir cuellos de botella, acortar tiempos de flowback y estabilizar la producción temprana. La firma indica que estas mejoras serán fundamentales para sostener su participación dentro del mercado neuquino, cada vez más competitivo.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

Vaca Muerta como plataforma de crecimiento hacia 2028

El cronograma de trabajo presentado confirma que la compañía está adelantando un año sus objetivos para Argentina. El crecimiento que inicialmente se esperaba para 2027 comenzará a expresarse desde 2026, con un aumento de producción que se complementa con la ampliación de la infraestructura en los bloques.

GeoPark subraya que Vaca Muerta será, hacia 2028, un componente central del portafolio, especialmente a medida que la curva de aprendizaje y eficiencia operativa se consolide. El objetivo para ese año es llevar la producción total del grupo a entre 44.000 y 46.000 barriles equivalentes diarios. Ese salto se apoyará en una combinación de desempeño en Colombia y una expansión sostenida en Neuquén.

La empresa además señala que el desarrollo acelerado en Argentina contribuye al fortalecimiento de su balance general. Para 2028, espera reducir su ratio de apalancamiento a entre 1,2 y 1,4 veces EBITDA, impulsado por mayor flujo de caja y un portafolio más amplio y diversificado.