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Petróleo

PECOM comenzó a operar el yacimiento Manantiales Behr

PECOM informó que, cumplidas las condiciones precedentes previstas para la operación, tomó formalmente posesión y comenzó a operar el yacimiento Manantiales Behr

Ubicado en la provincia del Chubut, la incorporación de Manantiales Behr representa un paso estratégico para la compañía, consolidando un cambio de escala que posiciona a PECOM entre los principales operadores de petróleo convencional de la Argentina y refuerza su presencia como inversor y actor de relevancia en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Manantiales Behr es uno de los yacimientos convencionales más importantes del país y un activo emblemático de la industria energética argentina. Su incorporación fortalece la estrategia de crecimiento de PECOM en el upstream, con foco en la optimización de activos maduros y el desarrollo de proyectos de recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés).

Desde el punto de vista operativo, se concentrarán los esfuerzos en la excelencia operacional, la incorporación de tecnología y la aplicación de capacidades técnicas orientadas a maximizar la eficiencia y el factor de recobro. El plan combina perforación de nuevos pozos en sectores con potencial de desarrollo, instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs) y una intensa actividad de workovers sobre pozos existentes, orientada a optimizar su desempeño productivo y adaptarlos al esquema de recuperación terciaria.

En línea con esta estrategia, se prevé, además de la continuidad del desarrollo de Grimbeek, la expansión a otras zonas del piloto exitoso de El Alba Valle y la implementación de un proyecto piloto de EOR en el área de Myburg del campo. De esta forma, PECOM reafirma su compromiso con una gestión del activo orientada al desarrollo de reservas, maximizando su valor y extendiendo la vida útil del campo.

Con más de 70 años de trayectoria, PECOM es parte del grupo de empresas de Luis, Rosario y Pilar Perez Companc y se ha consolidado como una compañía multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, la provisión de servicios y soluciones integradas, y el desarrollo de proyectos de ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería.

PCR aumentó un 4,2% su generación de energía renovable en el primer trimestre

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) profundizó su estrategia de internacionalización durante el primer trimestre de 2026. La firma argentina movilizó contratistas en los Estados Unidos para iniciar la construcción de infraestructura energética clave. Este movimiento marcó un hito en la diversificación geográfica de sus activos renovables fuera del mercado local.

La compañía focalizó sus esfuerzos en el estado de Texas, donde desarrolló tres proyectos de generación distribuida. Estas obras consolidaron una potencia total de 30 MW de fuente solar fotovoltaica en territorio norteamericano. La iniciativa representó la primera incursión de gran escala del grupo en el sector de energía limpia estadounidense.

El despliegue de los paneles y la obra civil avanzó conforme a los cronogramas técnicos establecidos por la gerencia operativa. Los equipos de trabajo priorizaron la conexión a la red de estos parques durante el presente ejercicio fiscal. Esta apuesta por la energía solar buscó mitigar la volatilidad de los activos convencionales globales.

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Avances técnicos y plazos de ejecución en Texas

La empresa proyectó lograr la habilitación comercial de estos sitios de generación distribuida para diciembre de 2026. Según el reporte informativo, la puesta en marcha de los mismos se planificó para el cuarto trimestre del año. Esta meta operativa subrayó el compromiso de la firma con la sostenibilidad productiva y la expansión regional.

En paralelo a la división renovable, PCR mantuvo una activa participación en el desarrollo de activos petroleros extranjeros. La operadora integró un plan de perforación de doce pozos donde conservó una participación promedio del 15% del capital. Estas tareas exploratorias complementaron la estrategia energética integral del grupo en el hemisferio norte.

Las perforaciones de avanzada permitieron conocer el potencial geológico de la zona sur del bloque adquirido en EEUU. Los primeros resultados arrojaron caudales de gas natural similares a los del norte, aunque con menor proporción de crudo. Esta información técnica resultó crucial para definir la asignación de recursos en la cuenca estadounidense.

Diversificación de activos y exploración de gas

El escenario internacional bélico influyó directamente en las decisiones de inversión de la industria del petróleo. Los precios del crudo Brent se mantuvieron elevados, impulsando la búsqueda de alternativas de generación eléctrica más eficientes. Ante esta coyuntura, la dirección corporativa de PCR aceleró la ejecución de sus parques solares en el exterior.

La empresa destacó que la inversión en tecnología y las condiciones financieras favorables impulsaron su actividad en los últimos meses. “El objetivo del plan fue continuar fortaleciendo la sostenibilidad productiva y el desarrollo de reservas”, señalaron fuentes directivas en el reporte oficial. La diversificación de la matriz de generación renovable fue la prioridad estratégica.

La rentabilidad del grupo se vio favorecida por la valorización de las exportaciones energéticas en un mercado global ajustado. Al mismo tiempo, la presencia en Texas ofreció una cobertura natural contra los riesgos macroeconómicos de los mercados emergentes. La compañía utilizó su experiencia en parques eólicos argentinos para optimizar los procesos en suelo norteamericano.

Neuquén superó los 628 mil barriles diarios

La producción de petróleo de la provincia del Neuquén alcanzó en abril de 2026 un nuevo récord histórico, al registrar 628.924 barriles por día, según datos informador por la subsecretaría de Hidrocarburos, dependiente del Ministerio de Energía de la provincia.

El volumen representa un incremento del 3,13% respecto de marzo de 2026 y un crecimiento interanual del 36,18% en comparación con abril de 2025. Además, el acumulado entre enero y abril muestra una suba del 32,37% respecto del mismo período del año pasado.

Desde la subsecretaría se indicó que el crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el aumento en la producción de las áreas El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena.

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Un crecimiento sostenido

En cuanto al gas, la producción provincial alcanzó los 101,19 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa una leve disminución del 0,08% respecto de marzo. Sin embargo, comparado con abril de 2025, se registró un crecimiento del 10,91%, mientras que el acumulado anual refleja una suba del 5,94%.

La participación de los recursos no convencionales volvió a consolidarse como eje central de la matriz hidrocarburífera neuquina. En petróleo, la producción no convencional alcanzó los 610.664 barriles diarios, equivalentes al 97,10% del total provincial. En gas, la producción no convencional fue de 91,65 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,57% del total.

Dentro de este segmento, el shale gas aportó 82,75 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 81,78% de la producción total de gas de la provincia, mientras que el tight gas representó 8,90 millones de metros cúbicos diarios, con una participación del 8,79%.

El próximo boom de Vaca Muerta dependerá de la eficiencia y no de más flotas de equipos

El mercado global del fracking comenzó a mostrar señales de recuperación y el impacto ya empieza a proyectarse sobre el desarrollo de Vaca Muerta. Así lo planteó Ernesto Díaz a través de un análisis difundido en LinkedIn sobre la evolución reciente del shale en Estados Unidos.

El vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy explicó que los indicadores operativos muestran un cambio de tendencia en la actividad en EEUU. El informe destacó un crecimiento en la cantidad de rigs, una mayor actividad de perforación y un escenario de pricing más favorable para el segmento de pressure pumping.

“El último análisis de Rystad Energy muestra un cambio claro en marcha en el mercado shale de Estados Unidos”, sostuvo Díaz y ponderó que “el mercado de pressure pumping empieza a ajustarse y las discusiones de pricing en fractura se vuelven cada vez más constructivas”.

Un shale más eficiente

Asimismo, Díaz señaló que el nuevo ciclo alcista de la industria no estaría impulsado por una expansión masiva de capacidad instalada, como ocurrió en períodos anteriores. Por el contrario, afirmó que el foco comenzará a desplazarse hacia la eficiencia operativa y la utilización inteligente de los recursos disponibles.

En este sentido, el ejecutivo remarcó que la industria avanza hacia un modelo donde ganan protagonismo la automatización, el Dual Frac, el continuous pumping y las nuevas flotas impulsadas a gas natural. Estas tecnologías serán determinantes en la próxima etapa de competitividad del shale.

“El próximo upcycle de fractura no estaría impulsado por una expansión masiva de flotas como en ciclos anteriores”, afirmó Díaz. “Cada vez más estaría definido por una utilización más eficiente del horsepower, automatización y disciplina de capital”, agregó.

Las implicancias para el desarrollo de Vaca Muerta

El vicepresidente de Rystad Energy sostuvo que esta transformación tendrá consecuencias directas sobre el crecimiento de Vaca Muerta, especialmente en un escenario donde la intensidad de completación y la disponibilidad de servicios comenzarán a jugar un rol estratégico equivalente al potencial geológico.

En este marco, el desarrollo masivo del shale argentino demandará mayores niveles de eficiencia y una expansión sostenida de la infraestructura vinculada a los servicios petroleros. También anticipó una aceleración en la demanda de flotas modernas y soluciones energéticas más eficientes.

“Argentina está entrando en una etapa donde la intensidad de completación, la eficiencia operativa y la disponibilidad de capacidad de servicios podrían volverse tan estratégicas como la geología misma”, afirmó Díaz en su publicación.

Díaz agregó que el crecimiento de Vaca Muerta podría generar un escenario de mayor presión sobre la capacidad disponible en servicios especiales y destacó que variables como el pumping uptime y la disponibilidad de equipos pasarán a convertirse en factores clave para sostener la productividad.

Tecnología, productividad y presión sobre los servicios

Díaz también advirtió que el nuevo contexto representa una oportunidad para mejorar productividad y competitividad mediante incorporación tecnológica. Sin embargo, planteó que el desarrollo shale requerirá inversiones constantes en toda la cadena de servicios y no solamente en áreas productivas upstream.

“La industria shale global vuelve a entrar en un entorno donde la capacidad de pressure pumping de alta calidad recupera un enorme valor estratégico”, sostuvo el directivo y remarcó que “el próximo capítulo de competitividad shale podría definirse tanto por la ejecución en completación como por la calidad del reservorio”.

La producción petrolera de YPF creció casi 14% interanual

Abril volvió a consolidar el liderazgo de YPF en Vaca Muerta. La compañía alcanzó una producción operada de 387.053 barriles diarios, cifra que representó un crecimiento mensual de 1,74% y un salto interanual de 13,98%.

El avance estuvo impulsado principalmente por la Cuenca Neuquina, que aportó 360.784 barriles diarios y ya representa el 93,21% del total producido por la compañía. El dato establece el objetivo del plan que trazó Horacio Marín para que la compañía se dedique el 100% al no convencional.

Dentro de ese esquema, La Amarga Chica volvió a convertirse en uno de los principales motores de crecimiento. El bloque alcanzó una producción de 89.864 barriles diarios, quedando a escasa distancia de la barrera de los 90 mil barriles por día y acercándose a un nivel histórico para el área operada con Vista Energy.

La Amarga Chica se consolida en Vaca Muerta

El desempeño de La Amarga Chica dejó al bloque prácticamente empatado con Loma Campana, el principal desarrollo de YPF en Vaca Muerta. Mientras Loma Campana produjo 90.066 barriles diarios, La Amarga Chica quedó apenas 202 barriles por debajo, mostrando cómo cambió el mapa productivo dentro de la compañía.

El crecimiento de la producción shale también quedó reflejado en el desempeño del denominado hub integrado por Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y La Angostura Sur. Ese conjunto de áreas alcanzó una producción total de 294.644 barriles diarios y ya representa el 76% de toda la producción de YPF.

Otro de los datos destacados de abril fue el avance de La Angostura Sur I, que registró un incremento mensual de 22,3%. El bloque alcanzó una producción de 38.592 barriles diarios y se consolidó como una de las áreas de mayor expansión dentro del portfolio shale de la compañía.

Vista compró el 50% de la participación de Petronas en La Amarga Chica en Vaca Muerta.

El avance de YPF en el shale

La expansión de YPF en Vaca Muerta también tuvo como protagonistas a otros bloques estratégicos. Bandurria Sur alcanzó una producción de 61.793 barriles diarios y explicó casi el 16% del total operado por la petrolera durante abril.

En paralelo, Aguada del Chañar llegó a 20.141 barriles diarios, mientras que La Angostura Sur II sumó otros 14.329 barriles diarios. Ambos desarrollos ratificaron la consolidación del corredor productivo shale que YPF viene expandiendo en la Cuenca Neuquina.

A pesar de la mejora mensual, la producción neuquina todavía se ubicó 0,83% por debajo del récord alcanzado en enero de 2026. Sin embargo, los números reflejaron que la compañía mantuvo una tendencia de crecimiento sostenido, apalancada casi exclusivamente en el desarrollo no convencional.

El convencional pierden peso

Mientras el shale continúa expandiéndose, los bloques convencionales mostraron señales de retroceso. Manantiales Behr, uno de los principales activos de YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge y que fue vendido a PECOM, registró una caída mensual de 1,9% y cerró abril con 25.166 barriles diarios.

La misma tendencia se observó en Chachahuen Sur, que redujo su producción 0,6% y terminó el mes con 11.006 barriles diarios. Ambos casos reflejaron el contraste entre el dinamismo de Vaca Muerta y la desaceleración de los yacimientos convencionales maduros.

El impacto de Llancanelo en la estructura de PCR

Llancanelo se consolidó como el motor del crecimiento productivo de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR). Así quedó reflejado en el reporte de resultados de la compañía correspondiente al primer trimestre de 2026.

El documento reflejó un cambio estratégico hacia la extracción de crudo pesado en la provincia de Mendoza. Mientras los activos tradicionales declinaron, el bloque Llancanelo resultó fundamental para sostener los niveles operativos de la compañía. La producción de petróleo en Llancanelo alcanzó los 28.262 metros cúbicos, logrando un incremento del 34,58% interanual.

La firma destacó que estas áreas adquiridas en 2024 ofrecieron importantes oportunidades para el desarrollo y exploración de reservas. Al cierre del periodo previo, el activo contabilizó más de 3,4 millones de barriles en existencias certificadas. “Presenta importantes oportunidades de desarrollo“, afirmaron los directivos de PCR al analizar el potencial geológico mendocino.

Despliegue técnico en Malargüe y nuevos pozos

Durante el primer trimestre, la compañía ejecutó dos tareas de reparación de pozos en el área Llancanelo. Estas intervenciones técnicas buscaron maximizar la recuperación secundaria y elevar los volúmenes de crudo pesado comercializados. Asimismo, el equipo de perforación inició los trabajos para cumplir con una ambiciosa meta de cinco pozos nuevos previstos.

La estrategia en Mendoza buscó compensar la fuerte caída registrada en los yacimientos de la zona de Malargüe. En ese distrito, la producción total retrocedió un 42% respecto al mismo trimestre del año anterior. Sin embargo, la eficiencia operativa en Llancanelo permitió que el balance final mostrara una resiliencia superior a la esperada.

La empresa también gestionó ante el gobierno provincial una solicitud para reducir el esquema de regalías petroleras. Esta medida resultó clave para incentivar las inversiones necesarias y acelerar el desarrollo del campo hidrocarburífero. La meta de la operadora fue garantizar la sostenibilidad económica de sus proyectos de explotación a largo plazo.

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El cese de actividades en la provincia de La Pampa

En contraposición al éxito mendocino, la actividad en la provincia de La Pampa se detuvo completamente durante este periodo. La petrolera reportó que no se registraron nuevas perforaciones de pozos en ninguna de sus áreas pampeanas. El yacimiento El Medanito lideró este retroceso con una baja del 16,60% en su volumen de extracción trimestral.

La decisión de paralizar las inversiones respondió a la inminente finalización del contrato de concesión en junio de 2026. Según fuentes oficiales, resultó antieconómico continuar con la perforación de pozos ante la falta de una prórroga acordada. Esta situación administrativa afectó directamente la producción acumulada de crudo.

Los activos de Jagüel de los Machos también sufrieron el impacto del declive natural y la falta de estímulos. La extracción de petróleo disminuyó un 30,55% interanual, mientras que el gas retrocedió un 6,12%. Ante este escenario, la compañía redirigió su capital de inversión hacia activos con mayor horizonte de rentabilidad inmediata.

Contexto global y precios de exportación de energía

El panorama internacional estuvo marcado por el conflicto bélico en Medio Oriente y la volatilidad del Brent. Los precios globales superaron los 90 dólares por barril, beneficiando la rentabilidad de las exportaciones de energía. Bajo esta coyuntura, la empresa despachó al exterior 156.971 barriles con un precio promedio ponderado de 58,710 dólares.

A nivel local, el crudo tipo Medanito se comercializó a 71,380 dólares, favoreciendo el flujo de caja de la operadora. No obstante, la caída general de la industria de la construcción golpeó duramente a la división de cementos del grupo. Los despachos de este insumo cayeron un 22,81%, obligando a implementar fuertes reducciones de costos.

GeoPark solicitó un RIGI de más de U$S 1.000 millones para sus proyectos en Vaca Muerta

GeoPark junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) presentó una solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el fin de desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta.

Con una inversión de más de 1.000 millones de dólares en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.

El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU) y contempla la perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.

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El trabajo de GeoPark

“Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala. Es exactamente para lo que fue diseñada esta herramienta y una muestra de la coordinación entre el Gobierno nacional, la Provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la Provincia”, señaló Ignacio Mazariegos, director de la Unidad de Negocios Argentina.

En marzo, la compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre 80 y 100 millones de dólares proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.

Con esta solicitud para adherirse al RIGI, GeoPark marca un nuevo hito en el desarrollo acelerado y eficiente de sus bloques en Vaca Muerta, y reafirma su apuesta de largo plazo para aportar al desarrollo energético del país.

YPF presentó un nuevo RIGI por U$S 25.000 millones para acelerar las exportaciones de Vaca Muerta

YPF anunció la presentación de un nuevo proyecto bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión estimada de 25.000 millones de dólares para desarrollar el proyecto LLL Oil en Vaca Muerta. La compañía aseguró que se trata del mayor emprendimiento presentado hasta ahora dentro del esquema de promoción impulsado por el Gobierno nacional.

El proyecto prevé la perforación de 1.152 pozos y un nivel de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. Según informó la empresa, el crudo estará destinado íntegramente al mercado de exportación y será transportado a través del sistema VMOS, mientras que el gas asociado se utilizará para abastecer la demanda interna.

“En toda la vida del proyecto va a generar más de USD 100.000 millones en exportaciones. Hoy presentamos la adhesión al RIGI para el proyecto LLL Oil: una inversión de USD 25.000 millones para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”, expresó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en una publicación realizada en redes sociales.

 

El mayor proyecto petrolero presentado bajo el RIGI

De acuerdo con el comunicado difundido por YPF, el proyecto apunta a consolidar un esquema de desarrollo integrado en distintas áreas geográficamente contiguas dentro de Vaca Muerta, con el objetivo de aprovechar sinergias operativas y reducir costos de producción. La empresa destacó que compartirá instalaciones de superficie, equipos de perforación y logística de insumos estratégicos como arena y agua.

La petrolera estimó que el desarrollo de LLL Oil permitirá generar exportaciones por aproximadamente 6.000 millones de dólares anuales hacia 2032. Además, calculó que durante la etapa de construcción y expansión del proyecto se crearán alrededor de 6.000 puestos de trabajo directos.

“Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI. Pero esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa”, afirmó Marín al referirse al alcance del proyecto y al impacto esperado sobre la industria energética nacional.

YPF busca ser la más eficiente del mundo.

YPF busca acelerar el desarrollo exportador de Vaca Muerta

La compañía sostuvo que el esquema de integración previsto permitirá alcanzar “niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial”. En ese sentido, remarcó que el proyecto fue diseñado para maximizar la productividad mediante la utilización conjunta de infraestructura y recursos operativos en distintas áreas de producción no convencional.

En el comunicado, YPF también señaló que el RIGI representa “un catalizador clave” para impulsar inversiones de gran escala en Vaca Muerta y acelerar la generación de divisas a partir de las exportaciones de petróleo. La empresa consideró que el nuevo régimen ofrece condiciones necesarias para sostener proyectos de largo plazo y alto volumen de inversión.

“Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años. Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, agregó Marín.

PECOM avanza en Manantiales Behr y presentó sus planes de inversión en Comodoro Rivadavia

El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, recibió a representantes de la operadora PECOM para analizar la actualidad de la Cuenca del Golfo San Jorge y los proyectos que la compañía prevé desarrollar en la región durante los próximos meses.

La reunión contó con la participación del director de Relaciones Institucionales de PECOM, Federico Monarca; la referente local del área, Roxana Sandoval; y el director de Upstream de la operadora, Jorge López Kessler. Durante el encuentro, se repasaron distintos ejes vinculados a producción, inversiones y el vínculo institucional con la ciudad.

En ese contexto, Macharashvili señaló que los representantes de la empresa “nos presentaron sus planes a futuro en la región”, y explicó que el objetivo es continuar fortaleciendo el trabajo conjunto entre el Municipio y la operadora.

Además, sostuvo que una de las prioridades es consolidar la relación tanto desde el plano energético como en lo referido al vínculo con la comunidad local. En ese sentido, indicó que también se dialogó sobre distintos aspectos relacionados con el sector de Cerro Hermitte.

Pecom pone el foco en la recuperación terciaria.

PECOM prepara su ingreso a Manantiales Behr

Por su parte, Federico Monarca destacó que la empresa se encuentra próxima a desembarcar en Manantiales Behr, un paso que consideró relevante dentro de la estrategia de expansión de la compañía en la provincia de Chubut.

“Le brindamos detalles al intendente acerca de nuestros planes, teniendo en cuenta la novedad relevante de que estamos próximos a desembarcar en Manantiales Behr, lo que es una muy buena noticia para la compañía. Mientras tanto, estamos trabajando en El Trébol-Escalante y Cañadón Perdido-Campamento Central”, expresó.

El directivo explicó además que durante la reunión se repasaron los proyectos previstos para las áreas donde la empresa ya tiene operaciones activas y también las iniciativas vinculadas al desarrollo futuro en Manantiales Behr.

En esa línea, Monarca indicó que la compañía proyecta incrementar su escala operativa y avanzar con nuevas inversiones una vez concretado el ingreso al área. También destacó la evolución productiva registrada en El Trébol.

PECOM inicia la perforación en Cañadón Perdido

Crecimiento de la producción en yacimientos de la región

Según detalló el representante de PECOM, la operadora mantiene expectativas positivas para las áreas que actualmente administra dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Estamos muy contentos con la posibilidad de aumentar nuestra escala y crecer; nuestro modelo está dando resultados en El Trébol, donde la producción está creciendo”, afirmó Monarca al referirse al desempeño operativo de la empresa en la región.

Asimismo, sostuvo que las proyecciones de la compañía contemplan un crecimiento en los niveles de producción hacia el cierre del año, tanto en los yacimientos que actualmente opera como en los futuros desarrollos previstos.

“Las expectativas son positivas, tanto para las áreas que ya operamos, donde creemos que vamos a terminar el año con un incremento de la producción del 20% respecto del nivel que teníamos cuando las tomamos, como en Manantiales Behr”, expuso.

Finalmente, Monarca valoró el vínculo institucional que la empresa mantiene con el Ejecutivo local y señaló que existe una agenda de trabajo permanente entre ambas partes para abordar distintos temas relacionados con la actividad hidrocarburífera y el desarrollo de la ciudad.

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

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

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

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

La apuesta para expandir el petróleo argentino

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

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

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

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

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Producción récord y más exportaciones

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

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

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

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Asia gana peso en la estrategia de Vista

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

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

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

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

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