La apuesta que seduce a Banco Galicia: Quintana Energy mostró su “próximo capítulo” en Vaca Muerta

La expansión de la lengua mendocina de Vaca Muerta empieza a captar la atención de actores financieros y del sector energético. Este martes, Quintana Energy difundió en LinkedIn una recorrida realizada junto a ejecutivos de Banco Galicia, quienes visitaron activos estratégicos de la compañía en Mendoza Sur y Estación Fernández Oro para conocer de cerca los avances exploratorios y productivos.

La publicación de la empresa destacó que la visita incluyó sobrevuelos sobre los yacimientos y una recorrida en Sierra de Reyes, uno de los puntos donde la roca madre aflora en superficie. “Es uno de los pocos lugares del mundo donde esto sucede”, destacó la compañía.

Vaca Muerta Mendoza es nuestro próximo capítulo, y el equipo del Banco Galicia lo pudo ver de primera mano. La mejor manera de conocer a Quintana Energy es recorriendo los activos y viendo nuestros resultados”, señaló la empresa.

Banco Galicia y el interés por Vaca Muerta Mendoza

La recorrida se produjo en un contexto donde Quintana Energy busca acelerar sus planes exploratorios en el norte de la roca madre. La compañía viene trabajando sobre el bloque Cañadón Amarillo, ubicado en Mendoza, una zona que en los últimos años comenzó a despertar interés entre operadores y compañías de servicios.

Durante la cuarta edición de Vaca Muerta Insights, el CEO de la firma, Carlos Gilardone, sostuvo que durante mucho tiempo se creyó que la formación terminaba en Neuquén, aunque esa percepción cambió con el avance de nuevas perforaciones y estudios geológicos en territorio mendocino.

“Sabemos Vaca Muerta existe, YPF ya perforó dos pozos Paso Bardas Norte y el otro en CN VII, con muy buenos resultados, y están al lado de Cañadón Amarillo, que tiene más de cien mil acres en Vaca Muerta”, afirmó Gilardone durante el evento especializado.

La compañía también avanzó recientemente con estudios sísmicos sobre más de 200 kilómetros cuadrados, una tarea que la empresa consideró clave para acelerar el conocimiento del potencial hidrocarburífero de la zona. Según detalló Gilardone, los trabajos incluyeron relevamientos de afloramientos en Sierra de Reyes y el acompañamiento técnico del Gobierno de Mendoza.

Cañadón Amarillo: avanzan los estudios sísmicos para evaluar Vaca Muerta en Mendoza

Exploración, financiamiento y proyección internacional

El interés mostrado por Banco Galicia se produjo pocos días después de otra serie de reuniones internacionales impulsadas por Quintana Energy en Estados Unidos. La compañía informó que fue recibida en la embajada argentina en Washington por el embajador Alec Oxenford para presentar proyectos vinculados al desarrollo energético argentino.

Según indicó la empresa, durante esa agenda también mantuvo encuentros con representantes del Banco Interamericano de Desarrollo, BID Invest, la U.S. International Development Finance Corporation y el Banco Mundial junto al IFC para exponer oportunidades de inversión relacionadas con su portafolio de negocios.

“Una agenda intensa que refleja el creciente interés internacional por Vaca Muerta y el potencial de la infraestructura energética argentina”, expresó la compañía en otro de los posteos publicados en LinkedIn sobre sus actividades institucionales y financieras.

En paralelo, Quintana Energy busca acelerar el cronograma de perforación comprometido en Mendoza. Gilardone explicó que originalmente el plan contemplaba perforar dos pozos hacia 2027, aunque actualmente trabajan para adelantar ese objetivo con apoyo financiero y coordinación operativa junto a YPF.

Offshore: por qué un FPSO puede producir petróleo y un FSO solo almacenarlo

La industria offshore utiliza distintos sistemas flotantes para producir, almacenar y exportar hidrocarburos en alta mar. Entre los más importantes aparecen los FPSO y los FSO, dos unidades que suelen confundirse porque ambas almacenan petróleo y lo transfieren a buques lanzadera. Sin embargo, existe una diferencia operativa que cambia completamente su función dentro de un proyecto energético.

Aunque a simple vista puedan parecer similares, el nivel de complejidad de cada sistema es muy distinto. La principal diferencia radica en que el FPSO puede procesar el crudo directamente a bordo, mientras que el FSO únicamente actúa como una unidad flotante de almacenamiento y descarga de hidrocarburos ya tratados.

Esa capacidad de procesamiento convierte al FPSO en una pieza estratégica para el desarrollo de campos submarinos remotos, especialmente en aguas profundas donde construir infraestructura fija resulta demasiado costoso o técnicamente inviable. En cambio, el FSO funciona como complemento de plataformas de producción que realizan previamente la separación del petróleo.

Cómo funciona un FPSO en alta mar

El término FPSO significa Floating Production, Storage and Offloading. Se trata de una unidad flotante capaz de producir, almacenar y exportar petróleo desde un yacimiento submarino sin necesidad de instalaciones adicionales en superficie.

El fluido que sale desde un pozo submarino no es petróleo listo para exportar. En realidad, se trata de una mezcla de crudo, gas y agua de formación que debe ser separada antes de poder almacenarse o comercializarse. Esa tarea se realiza directamente dentro del FPSO mediante equipos instalados sobre cubierta.

El hidrocarburo asciende desde el fondo marino a través de tuberías flexibles conocidas como risers. Una vez dentro de la unidad, los sistemas de procesamiento separan cada componente. El gas puede reutilizarse como combustible, reinyectarse al reservorio o enviarse a tierra mediante gasoductos, mientras que el agua tratada se descarga bajo estrictas normas ambientales.

Un sistema autónomo para campos remotos

Después del procesamiento, el petróleo estabilizado se almacena en los tanques del doble casco del FPSO hasta que llega un shuttle tanker para retirarlo. Gracias a esa autonomía, la unidad puede operar de manera independiente sobre un campo submarino durante largos períodos.

La versatilidad del FPSO explica por qué es ampliamente utilizado en desarrollos offshore de Brasil, África y el Golfo de México. Su capacidad de producir y almacenar en simultáneo permite reducir infraestructura fija y acelerar proyectos en zonas alejadas de la costa.

Por su parte, el FSOFloating Storage and Offloading— cumple una función mucho más simple. Esta unidad no procesa hidrocarburos ni puede recibir directamente el fluido proveniente del pozo. Su tarea se limita exclusivamente al almacenamiento y transferencia de petróleo previamente tratado.

El rol del FSO dentro de un campo offshore

Para que un FSO pueda operar, el procesamiento debe realizarse en otra instalación. Generalmente, una plataforma fija o semisumergible separa el crudo, estabiliza el petróleo y luego lo envía al FSO para su almacenamiento temporal.

De esta manera, el FSO actúa como un gran tanque flotante que permite liberar capacidad operativa de la plataforma de producción. Cuando acumula suficiente volumen, el petróleo es transferido a un shuttle tanker encargado de llevar la carga hacia terminales de exportación o refinerías.

La diferencia entre ambos sistemas impacta directamente en los costos y en la planificación de un proyecto offshore. Mientras el FPSO funciona como una planta integral de producción flotante, el FSO opera únicamente como infraestructura logística de almacenamiento y descarga de crudo.

Quién posee los pozos más productivos de Vaca Muerta

Vaca Muerta sigue consolidando su crecimiento productivo y alcanza registros históricos en la Cuenca Neuquina. Según los datos del Ministerio de Energía de Neuquén, la producción de petróleo alcanzó en abril fue de 628.924 barriles por día.

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.

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%.

Liderazgo en la ventana de petróleo

A la espera de los resultados de los datos finos de la producción en el cuarto mes del año, marzo permite tener un pantallazo de lo que significa Vaca Muerta y cuáles son los pozos que permiten que el techo del shale sea empujado mes a mes.

Según los datos de la cartera energética provincial, el ranking de producción acumulada en petróleo estuvo liderado por el pozo BPO-2801(h) de Vista Energy en Bajada del Palo Oeste, con 1.126 Mbbl tras iniciar perforación y producción en 2024. Seguidamente, el pozo BdC-10(h) de Pluspetrol en Bajo del Choique acumuló 786 Mbbl, habiendo perforado en 2019 y producido en 2021.

En el tercer lugar apareció el pozo BPE-2202(h) de Vista Energy en Bajada del Palo Este, con 752 Mbbl acumulados en la ventana de petróleo. Este activo inició su perforación en 2023 y produjo desde 2025. El cuarto puesto fue para BdC-30(h) de Pluspetrol, perforado en 2023 y producido en 2025.

El ranking de los cinco pozos petroleros se cerró con el activo BdC-31(h), operado por Pluspetrol en el área de Bajo del Choique Este pozo de la ventana de petróleo alcanzó 596 Mbbl acumulados; su proceso de perforación comenzó en el año 2020 y su producción efectiva se registró comercialmente en el año 2025.

Concentración por áreas

Loma Campana se mantuvo como el bloque más productivo de crudo en la provincia, aportando 91,8 mil barriles diarios de petróleo. Esta cifra representó el 15,6% de la actividad total de YPF, consolidando al área como el nodo principal del desarrollo no convencional.

La Amarga Chica ocupó el segundo lugar en producción bruta con 87,9 mil barriles diarios de petróleo durante el mes analizado. Este volumen significó el 14,9% del total mensual de Vaca Muerta, evidenciando la importancia estratégica de este bloque para la sostenibilidad del flujo energético de toda la región.

En el tercer puesto de productividad por área se situó Bajada del Palo Oeste, con una extracción diaria de 64,7 mil barriles. El bloque estrella de Vista Energy representó el 10,9% de la producción acumulada total, reafirmando su competitividad dentro de la ventana de crudo del importante yacimiento neuquino.

Desempeño en la ventana de gas

El ranking de producción acumulada gasífera fue liderado por Tecpetrol con el pozo FP-1317(h) en Fortín de Piedra, que sumó 241 MMm3. Este activo de la ventana de gas inició perforación en 2019 y producción en 2021. El pozo FP-1291(h) de la misma empresa acumuló 204 MMm3.

Pan American Energy ocupó el tercer lugar con el pozo APO-213(h) en Aguada Pichana Oeste, acumulando 199 MMm3 en la ventana de gas. Este pozo inició perforación en 2024 y producción en 2025. Pampa Energía siguió con el pozo SCh-1012(h) en Sierra Chata, perforado en 2023 y producido en 2024.

El quinto pozo más productivo de gas fue el SCh.x-1004(h) de Pampa Energía en el área Sierra Chata. Perteneciente a la ventana de gas, este activo registró 195 MMm3 acumulados en doce meses; sus tareas de perforación se iniciaron en 2019 y su producción comercial comenzó formalmente en el año 2021.

Aguada Pichana Oeste es una de las naves insignia de PAE en Vaca Muerta.

Récords operativos y actividad diaria

Fortín de Piedra lideró la producción bruta por área en la ventana de gas con 15,41 millones de metros cúbicos diarios. La Calera (Pluspetrol) y Aguada Pichana Este (TotalEnergies) siguieron con 10,90 y 10,28 MMm3/d respectivamente, sumando en conjunto una porción significativa del volumen total de gas extraído.

Un hito técnico fue el pozo PAM.Nq.SCh-1025(h) de Pampa Energía, que alcanzó una producción diaria récord de 710,71 kMm3/d. Este activo de la ventana de gas destacó por su rama horizontal de 2.502 metros y la ejecución de 58 etapas de fractura durante sus primeros meses operativos en Sierra Chata.

La actividad en la cuenca durante marzo de 2026 registró 42 nuevos pozos conectados, alcanzando los 122 en el año. De ese acumulado, 83 correspondieron a petróleo y 39 a gas, demostrando que las operadoras mantuvieron un ritmo acelerado de inversión y completación técnica en sus proyectos.

Radiografía de los bloques más fracturados en Vaca Muerta

El desarrollo técnico de Vaca Muerta mostró un despliegue sin precedentes durante el primer cuatrimestre. Entre enero y abril se completaron un total de 9.714 etapas de fractura, lo que representó un incremento del 23% en comparación con las 7.913 registradas en el mismo período del año anterior.

La distribución de las operaciones ratificó que la ventana de shale oil fue el principal motor de la cuenca con un total de 7736 etapas de fractura. Las empresas aceleraron sus planes en busca de saldos exportables de crudo para aprovechar la infraestructura de transporte en marcha.

Por su parte, la ventana de shale gas acumuló 1978 etapas de fractura entre enero y abril, reflejando una actividad más estacional y acotada. Las compañías modularon sus inversiones a la espera de la consolidación de nuevos proyectos de infraestructura invernal.

En este marco, YPF ratificó su liderazgo absoluto en la formación no convencional al sumar 4.431 etapas de fractura. La empresa de mayoría estatal concentró casi la mitad de las operaciones totales del período, enfocando sus mayores esfuerzos en el desarrollo de sus áreas principales de crudo.

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El top cinco de Vaca Muerta

El bloque La Caverna (1152 etapas totales), operado por YPF, construyó su liderazgo con 256 fracturas en enero, 189 en febrero y 398 en marzo, divididas en tres tandas de 266, 7 y 125 etapas. En abril, la petrolera de bandera sumó las últimas 309 fracturas en el área.

En Lajas Este (927 etapas totales), también bajo la operación de YPF, la actividad de este cuatrimestre incluyó 196 etapas en enero, seguidas por tres tandas en febrero de 66, 223 y 59 fracturas. En marzo se adicionaron 267 etapas, concluyendo en abril con un pozo de 103 fracturas.

Para el yacimiento La Amarga Chica (833 etapas totales), controlado por YPF, el primer mes del año aportó tres tandas de 99, 238 y 5 etapas. En febrero, la operadora ejecutó 232 fracturas, mientras que en abril cerró el período con dos desembolsos técnicos de 157 y 102 etapas.

El bloque Bajo del Choique (738 etapas totales), operado por Pluspetrol, sumó 224 fracturas en enero y tres tandas en febrero de 36, 126 y 192 etapas. En marzo, la compañía adicionó 15 fracturas en la estructura, mientras que en abril completó el programa con 145 etapas de estimulación.

En el histórico Loma Campana (714 etapas totales), operado por YPF, la actividad se concentró en tres meses clave: enero aportó un pozo de 137 fracturas, febrero sumó dos tandas de 273 y 45 etapas, y en marzo se completaron las últimas 259 fracturas del cuatrimestre.

El yacimiento Bajada del Palo Oeste (497 etapas totales), operado por Vista, mostró un desembolso técnico de 199, 48 y 49 etapas durante el mes de enero. La compañía completó su campaña en este bloque específico durante abril, oportunidad en la que registró una tanda de 114 fracturas.

YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.

Fracturas cada vez más eficientes

En Rincón de Aranda (477 etapas totales), operado por Pampa Energía, las tareas se iniciaron en enero con 163 etapas. En febrero, la firma sumó un pozo de 238 fracturas y completó el esquema en marzo con un remanente de 76 etapas de estimulación hidráulica.

El bloque La Calera (452 etapas totales), operado por Pluspetrol, evidenció un perfil gasífero regular con 59 etapas en enero, seguido por dos tandas de 30 y 101 fracturas en febrero. En marzo anotó su mayor registro con 224 etapas, cerrando abril con 38 fracturas.

En tanto, el bloque Aguada Pichana Este (426 etapas totales), operado por Total, reportó un inicio de año con 185 y 3 etapas en enero. En febrero la firma francesa sumó un pozo de 140 fracturas, mientras que en marzo y abril completó tandas de 27 y 71 etapas respectivamente.

El ranking continuó con Rincón del Mangrullo de YPF (262 etapas totales; con 35 fracturas en enero y 38 en marzo), Aguada Federal de Vista (248 etapas totales; con 41 en febrero y 207 en marzo) y Aguada Pichana Oeste de PAE (236 etapas totales; con 179 en enero y 57 en febrero).

Por su parte, Cruz de Lorena de Shell aportó 236 etapas totales en abril, Bajada del Palo Este de Vista registró 230 etapas totales (156 en febrero y 74 en marzo), y Bajo del Toro de YPF anotó un pozo de 226 etapas totales en abril.

El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.

Seguir impulsado el no convencional

Completaron el listado de bloques Bajada de Añelo de Shell (210 etapas totales; 54 en febrero y 156 en marzo), Aguada de la Arena de YPF (204 etapas totales; 154 en marzo y 50 en abril) y Coirón Amargo Sur Este de PAE (185 etapas totales; 33 en febrero y 152 en marzo).

Finalmente, el bloque Lindero Atravesado de PAE sumó 184 etapas totales (8 en marzo y 176 en abril), Mata Mora Oeste de Phoenix aportó 182 etapas totales (11 en febrero, 98 en marzo y 73 en abril), y Sierra Chata de Pampa Energía anotó 170 etapas totales (133 en marzo y 37 en abril).

En el cierre del listado, el yacimiento Puesto Parada de Tecpetrol acumuló 141 etapas totales (49 en enero y 92 en febrero), mientras que El Trapial de Chevron sumó 113 etapas totales en abril y Narambuena de YPF aportó sus 113 etapas totales en enero.

Las “nuevas fracturas” que generan expectativas para el shale de Cerro Dragón

“Lo peor ya pasó”. Esa es la frase que se repitió en el acto de asunción de la nueva comisión directiva del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut. La premisa se basa en los nuevos actores que llegaron a la Cuenca del Golfo San Jorge y el plan piloto shale de Cerro Dragón.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, confirmó que mantendrá una reunión con la compañía para avanzar en nuevas inversiones vinculadas al shale y a un eventual proyecto de polímeros, en un contexto marcado por la búsqueda de mayor actividad en la región y por la necesidad de sostener los puestos de trabajo.

“Próximamente vamos a mantener una reunión con la empresa Pan American Energy para avanzar en la proyección del no convencional y en la eventual posibilidad de desarrollar una inversión en polímeros en Cerro Dragón”, sostuvo Torres.

“Estamos en un contexto económico complejo y volátil, pero con mayores niveles de previsibilidad para el sector, y eso representa una oportunidad importante que tenemos que aprovechar”, agregó el mandatario.

La apuesta de Chubut al shale

Las declaraciones de Torres se producen mientras Pan American Energy avanza con pruebas técnicas sobre la formación D-129, considerada la roca madre de la Cuenca del Golfo San Jorge. El proyecto busca determinar si la región puede desarrollar una producción shale con características propias, diferentes a las de Vaca Muerta.

En ese escenario, el Upstream Managing Director de PAE, Fausto Caretta, explicó durante el Encuentro Regional de Energía en Chubut que la compañía decidió revisar décadas de información geológica para identificar nuevas oportunidades en una cuenca considerada madura.

“Cuando llegué hace dos años me dijeron: ‘La cuenca es madura, no hay mucho para hacer’. Pero volvimos a mirar la sísmica, la historia de exploración y hablamos con geólogos que habían trabajado hace décadas en la región”, explicó Caretta.

El ejecutivo sostuvo que el objetivo fue desafiar el enfoque tradicional sobre la cuenca. Según indicó, el análisis permitió identificar sectores de Cerro Dragón con condiciones compatibles para el desarrollo shale, especialmente por la profundidad, la temperatura y la presencia de materia orgánica.

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El primer pozo horizontal en Cerro Dragón

A partir de esos estudios, la compañía perforó primero un pozo vertical en 2024 para analizar las propiedades de la roca. De acuerdo con Caretta, los resultados confirmaron la existencia de contenido orgánico y sobrepresión, dos variables consideradas fundamentales para avanzar hacia un desarrollo no convencional.

“Perforamos un pozo vertical y comprobamos que la roca tenía el contenido orgánico que necesitábamos y además un 50% de sobrepresión. Después hicimos una fractura pequeña y el pozo fluyó gas”, detalló el directivo.

Ese resultado impulsó a la empresa a avanzar con un pozo horizontal de 1.500 metros utilizando tecnología similar a la aplicada en Vaca Muerta. Caretta aclaró, sin embargo, que las condiciones geológicas de la roca madre chubutense son diferentes y requieren un aprendizaje específico.

“No es un pozo igual que Vaca Muerta. Cada shale es distinto y se comporta de manera diferente frente a la estimulación hidráulica. La única forma de aprender es fracturando”, señaló.

El ejecutivo precisó además que el primer pozo horizontal no convencional en el Cerro Dragón demandó una inversión cercana a los 30 millones de dólares. Para ejecutar las etapas de fractura, la empresa trasladó equipamiento y experiencia desarrollada previamente en Neuquén.

Resultados técnicos y próximos pasos

Según explicó Caretta, los resultados iniciales fueron positivos desde el punto de vista operativo, aunque todavía existen desafíos técnicos para mejorar la productividad del pozo. La compañía logró producir gas con condensado, pero detectó que gran parte de las fracturas realizadas no tuvieron el rendimiento esperado.

“De las 25 fracturas solamente cuatro están produjeron gas. Pero si con cuatro obtuvimos caudales interesantes, creemos que si logramos hacer eficientes las 25 el potencial puede ser muy importante”, afirmó.

El ejecutivo indicó que esa experiencia llevó a la compañía a convocar especialistas internacionales en geomecánica, petrofísica y petroquímica para redefinir el diseño de futuras fracturas. El objetivo ahora es optimizar la estimulación hidráulica.

“Contratamos a los gurúes del mundo en geomecánica y petroquímica porque el conocimiento es fundamental”, explicó el ejecutivo. Con esas recomendaciones, se realizó el segundo pozo en noviembre del 2025.

Caretta remarcó que la empresa no busca replicar el modelo neuquino, sino desarrollar un esquema adaptado a las condiciones de la Cuenca del Golfo San Jorge. En esa línea, sostuvo que el aprendizaje técnico será clave para definir el potencial económico del proyecto.

Expectativas por inversiones y empleo

Mientras avanzan las pruebas técnicas, el Gobierno de Chubut sigue de cerca la evolución del proyecto por el impacto que podría tener sobre la actividad económica provincial. La expectativa oficial está puesta tanto en nuevas inversiones petroleras como en el desarrollo de cadenas industriales asociadas.

“Estimamos que este escenario, que inicialmente parecía coyuntural (por la cotización del barril de petróleo), podría extenderse durante varios meses, y es importante aprovechar esta oportunidad para generar más inversiones y puestos de trabajo”, señaló Torres.

El mandatario provincial agregó que esperan novedades en el corto plazo para la cuenca y aseguró que el contexto actual representa una oportunidad para recuperar dinamismo en una región golpeada por la caída de la producción convencional.

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.

YPF logra un nuevo récord. Neuquén no detiene su producción.

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.