Pluspetrol archivos

13 julio, 2026

VMOS: quiénes invierten, cuánto ganarán y por qué es la obra clave para Vaca Muerta

Hay un número que resume el problema de Vaca Muerta desde hace años: no falta petróleo, falta cómo sacarlo. Ese es exactamente el punto que ataca VMOS, la sigla que en los despachos petroleros ya se pronuncia con naturalidad y que significa Vaca Muerta Oil Sur.

VMOS es una sociedad anónima constituida originalmente por YPF, que hoy funciona como un consorcio estratégico integrado por las principales petroleras del país. Su misión es concreta: construir un oleoducto de 437 kilómetros que una Allen, en Río Negro, con la terminal de exportación de Punta Colorada.

El informe elaborado por los especialistas Débora Aramayo, Santiago Jerez y Bruno Simieli destacan que el trazado no es un detalle menor. Estamos hablando de caños de 30 pulgadas —762 milímetros— capaces de mover volúmenes que hasta hace poco parecían impensados para la Patagonia. En Punta Colorada, además, se levanta una terminal con monoboyas y una playa de tanques que permitirá cargar buques de gran porte.

Quién pone la plata y quién se queda con la torta

El reparto societario tiene una lógica clara: manda quien más produce. YPF concentra el 25% del consorcio, seguida por Pluspetrol con 17% y PAE con 11%. Vista Energy, Pampa Energía y Chevron tienen 10% cada una, mientras que Shell y Tecpetrol suman 8% cada una y GyP cierra con el 1% restante.

La inversión total ronda los US$ 3.000 millones, y ahí aparece otro dato que no es menor: VMOS fue el primer vehículo de proyecto único en presentarse para acceder a los beneficios del RIGI, el régimen que promete estabilidad normativa por 30 años. El 30% del capital sale del bolsillo de las socias.

El 70% restante llega vía créditos internacionales, con Citi, JP Morgan y Santander como los bancos que financian la obra. Es la clase de estructura que en la city porteña se lee como una señal: si la banca internacional apuesta a treinta años, algo del riesgo país argentino empieza a moverse en otra dirección.

Un cronograma que ya tiene fecha de arranque

Las exportaciones no arrancan de un día para el otro. La etapa inicial está prevista para diciembre de 2026, con una capacidad de 180.000 barriles diarios. Para marzo de 2027 ese número debería subir a 390.000, y recién en el segundo semestre de ese año se llegaría a la capacidad contratada plena: 550.000 barriles por día.

Ese techo, además, no es definitivo. El propio consorcio dejó la puerta abierta para ampliar la capacidad hasta 700.000 barriles diarios si la demanda lo justifica. YPF, Pan American Energy, Vista y Pampa ya comprometieron cerca de 275.000 barriles diarios, y VMOS ofreció opciones a Chevron, Pluspetrol y Shell por otros 230.000.

Lo interesante es leer estos números junto al beneficio impositivo que trae el RIGI: baja de Ganancias del 35% al 25%, amortización acelerada, exención de derechos de importación y de exportación pasados los tres años, y regalías que se negocian entre el 13% y el 17%. Ese combo es, en el fondo, lo que hizo viable el proyecto.

Lo que está en juego si el barril sostiene los US$ 80

Acá conviene hacer un ejercicio simple. Con un crudo a US$ 80 el barril, un costo de producción de US$ 45, regalías del 15% y el resto de las cargas impositivas, la ganancia neta por barril bajo este esquema queda en US$ 14,25. No suena a fortuna, pero multiplicado por volumen cambia la escala.

En la etapa final, con 550.000 barriles diarios, los ingresos brutos anualizados treparían a US$ 16.060 millones y la ganancia neta rondaría los US$ 2.861 millones. Para YPF, que se queda con la porción más grande, eso implica sumar unos US$ 715 millones anuales solo por este negocio.

Puesto en otra escala: operar VMOS a capacidad plena equivaldría, para YPF, a sumar cerca de un 20% a sus ventas de 2025, que fueron de US$ 18.000 millones. Y el salto en la capacidad de evacuación de crudo argentino sería de más del 18% frente a 2025 y del 20% frente a 2024.

Nadie en el sector duda de que la producción de Vaca Muerta puede crecer más rápido que la infraestructura que la conecta con el mar. Ese desfasaje es, hoy, el verdadero límite. VMOS no resuelve todo, pero sí abre una vía de salida propia, independiente, que hasta hace poco no existía en los planos de nadie.

9 julio, 2026

“Vaca Muerta decide quién gana, no el precio del Brent”

Todo arranca con un solo pozo. Uno de tipo estándar en Vaca Muerta produce cerca de 1,05 millones de barriles, cuesta unos 15 millones de dólares perforarlo y da una rentabilidad en dólares del 15% si el crudo se mantiene cerca de los 48 dólares el barril. Pero esa cuenta esconde una letra chica.

“Ese número solo cierra si el pozo se conecta a una infraestructura que ya existe”, sostuvo Nicolás Ziperovich, fundador y Managing Director de Lumina Energy Solutions, en su cuenta de LinkedIn. Un operador nuevo no tiene esa infraestructura: la tiene que construir él mismo, ductos, plantas de tratamiento, manejo de agua, y ese costo se paga una sola vez.

Ahí está el punto que Ziperovich quiere marcar. Ese gasto de infraestructura es el mismo si se perforan diez pozos o doscientos, así que cuanto más se reparte, más liviano pesa sobre cada barril. La escala deja de ser una opción y pasa a ser la variable que ordena todo el negocio.

“La escala no es un bonus acá, es casi todo el juego”, aseguró el exCeo de San Antonio Internacional (SAI) sobre este esquema. Con la infraestructura como costo fijo, el mismo yacimiento rinde números muy distintos según cuántos pozos entren en el plan de desarrollo.

Cuatro escalas, un mismo yacimiento

Con un solo equipo de perforación y 45 pozos en tres años, el breakeven ronda los 57 dólares por barril y la inversión total es de unos 950 millones de dólares. Con dos equipos y 90 pozos, el costo baja a 53 dólares.

La escalera sigue bajando: con tres equipos y 135 pozos el breakeven llega a 51 dólares, y en una plataforma de 225 pozos cae a 50 dólares, con un compromiso de capital de 3.700 millones de dólares. Con el Brent hoy entre 65 y 72 dólares, toda esa escalera funciona. “El capital se vuelve más eficiente cuanto más abajo bajás en esa escalera”, consideró Ziperovich.

La cuenta, dice, no deja margen para pensar en chico: en Vaca Muerta la escala aparece incluso antes de que el proyecto lo pida.

No hay equipos de perforación disponibles en Neuquén para alquilar por un par de pozos. El que entra importa un equipo y firma un contrato mínimo de tres años, lo que ya implica unos 45 pozos y cerca de mil millones de dólares comprometidos antes de ver una gota de petróleo.

RIGI, la pieza que hace bancable la apuesta

“Suena aterrador, pero es justo lo que te ubica en la parte buena de la curva”, planteó Ziperovich sobre ese primer compromiso. Firmar por tres años un equipo obliga a pensar en escala desde el pozo número uno, y esa obligación termina siendo la que baja el costo por barril.

Ahí entra el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. El RIGI baja el impuesto a las ganancias del 35% al 25%, elimina de forma escalonada los derechos de exportación e incluye a los bienes de capital importados, como los equipos de perforación, sin aranceles ni IVA.

También fija por 30 años las reglas impositivas, aduaneras y cambiarias, algo clave para un activo que gana en dólares y necesita tomar deuda en dólares. Ziperovich lo cuantifica: el RIGI vale entre 3 y 4 dólares por barril de breakeven.

“El verdadero aporte del RIGI es que convierte un contrato de tres años y una década de perforación en algo que un banco y un directorio pueden firmar”, explica el fundador de Lumina. Sin ese marco, dice, ninguna de las cuatro escalas del modelo sería financiable en la práctica.

La pregunta ya no es si funciona

Nada de esto es teórico. En la cola de proyectos del RIGI ya están YPF, Pluspetrol y Chevron, con planes de entre 20 y 30 años y compromisos por miles de millones de dólares. GeoPark, por su parte, invierte unos 1.000 millones de dólares en tres años para llevar un bloque de 1.500 a 20.000 barriles diarios.

Para seguir esa cuenta pozo por pozo, Lumina construyó una herramienta propia. “Me cansé de correr esto en planillas de cálculo”, afirmó Ziperovich, así que la volcó en un modelo con datos oficiales de producción de cada bloque y un control para mover el precio del Brent.

Los mejores bloques producen hasta 2,3 veces más que los marginales, y algunos siguen sin cerrar la cuenta ni con el Brent en 70 dólares. “La roca, no el precio, decide quién gana”, sintetizó Ziperovich.

7 julio, 2026

Pluspetrol tiene 4 de los 10 mejores pozos del país

El petróleo de Vaca Muerta alcanzó en mayo un nuevo récord: 626,5 mil barriles diarios, un 38,3% más que en el mismo mes de 2025. El shale ya explica el 99,4% de ese total. Así lo establecen los registros de la Secretaría de Energía de la Nación.

Ese crecimiento consolidó al no convencional como el verdadero motor del petróleo argentino: aporta el 70% de los 893,2 mil barriles diarios que produce el país. Dentro de ese universo, una sola área concentra buena parte de la atención del mercado en mayo.

Se trata de Bajo del Choique – La Invernada, operada por Pluspetrol en la Cuenca Neuquina, que reúne cuatro de los diez pozos de petróleo más productivos de todo el país durante mayo, según el ranking elaborado por la consultora especializada GtoG Energy Consulting.

Los pozos top de Pluspetrol

El pozo del mes fue PCN.Nq.BdC-1008(h), también ubicado en Bajo del Choique, con una producción de 2.639 barriles diarios en su primer mes completo de producción. Ese caudal lo posicionó como el pozo de shale oil más productivo del país en mayo, por delante de YPF y Vista.

Detrás de ese pozo aparece otro de la misma área, PCN.Nq.BdC-1005(h), con 2.422 barriles diarios, y PCN.Nq.BdC-1004(h), con 2.240. Los tres integran el podio de Vaca Muerta junto con un pozo de Pampa Energía en Rincón de Aranda.

Ese dato confirma que el liderazgo de YPF en la producción total no se traduce en el podio de los pozos individuales: ocho de los diez mejores pozos de petróleo no convencional del país en mayo pertenecen a otras operadoras, todos con menos de seis meses en producción.

$Vaca Muerta arrancó 2026 con un récord histórico de fracturas y máxima actividad$

El informe también resalta la irrupción de Pampa Energía en el podio petrolero, con dos pozos en Rincón de Aranda, un desarrollo nuevo dentro de Vaca Muerta. YPF, por su parte, aportó dos pozos desde La Angostura Sur, otra de las áreas clave de la roca madre.

Un caso llamativo es el de Phoenix, que sorprendió con un pozo en Confluencia Norte, en la provincia de Río Negro, fuera del corazón tradicional neuquino. Ese hallazgo amplía la geografía de los pozos de mayor productividad del país.

Con todo, Bajo del Choique – La Invernada sigue siendo el área con mayor concentración de pozos estrella: cuatro de los diez mejores del país, todos operados por Pluspetrol, consolidan a esa zona como uno de los focos de mayor actividad exploratoria de Vaca Muerta.

Loma Campana, el área que más petróleo aporta

Más allá del ranking de pozos individuales, el informe también mide la producción acumulada por área. Tal como viene informando +e, Loma Campana, operada por YPF, lidera con 89 mil barriles diarios, seguida por La Amarga Chica (78,5 mil) y Bandurria Sur (64,2 mil).

Bajo del Choique – La Invernada aparece en ese ranking en el séptimo puesto, con 28,7 mil barriles diarios, equivalentes al 4,6% del total del petróleo no convencional del país, un salto relevante para un área todavía en expansión.

“20 áreas explican el 89% del shale oil argentino; el hub central sigue siendo lo más productivo de VM (La Amarga Chica, Loma Campana, Bandurria Sur) más Bajada del Palo Oeste suman 268 kbbl/d”, detalla el informe.

El contraste entre la producción total por área y productividad por pozo individual explica por qué Bajo del Choique gana protagonismo pese a no encabezar el volumen acumulado: sus pozos más nuevos rinden más barriles por día que muchos de los históricos.

YPF concentra el volumen, pero no domina el podio

A nivel de operadoras, YPF sigue siendo la compañía que más petróleo no convencional produce en el país, con 320,5 mil barriles diarios, el 51% del total. Vista Energy la sigue de lejos, con 82,2 mil barriles diarios, el 13%.

En tanto, Pluspetrol gana terreno en la lista de operadoras si se suman sus dos sociedades: Pluspetrol CN -destinada a los activos que le compró a ExxonMobil- y Pluspetrol reúnen cerca de 58 mil barriles diarios entre ambas, lo que la convertiría en la tercera productora de crudo shale del país, según el informe.

Según el informe, las campañas de perforación 2025 y 2026 ya explican el 60,7% del shale oil producido en mayo, y sumando 2024 llegan al 77,6%. Asimismo, la consultora subraya que la producción depende de perforación continua para compensar el declino natural de los pozos.

6 julio, 2026

Neuquén ya explica casi el 80% de la producción de petróleo del país

La producción de petróleo en Argentina volvió a marcar un récord durante mayo al alcanzar 885.843 barriles por día, un volumen que significó un crecimiento del 0,25% respecto de abril y un salto del 18,64% interanual. El avance estuvo impulsado nuevamente por Vaca Muerta, que consolida a Neuquén como el principal motor de la industria.

La Cuenca Neuquina registró una producción récord de 691.827 barriles diarios, con una mejora mensual del 0,61% y un crecimiento del 35,9% frente a mayo del año pasado. De esta manera, la provincia consolidó un hito al concentrar el 78,1% de la producción total de petróleo del país, un nivel que la acerca al umbral del 80%.

El predominio de Neuquén también quedó reflejado en el ranking de las diez áreas con mayor producción. Ocho de los diez principales yacimientos pertenecen a la Cuenca Neuquina, mientras que solo dos corresponden a la Cuenca del Golfo San Jorge.

El impacto de Neuquén en la industria

Según el informe que realizó el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana, el mítico bloque operado por YPF, volvió a ocupar el primer lugar entre las áreas con mayor producción del país. Durante mayo alcanzó 88.310 barriles diarios, equivalentes al 9,97% del total nacional, aunque registró una leve caída mensual del 0,78%.

En el segundo puesto se ubicó La Amarga Chica, también operada por YPF, con 78.146 barriles por día y una participación del 8,82% del total nacional. Pese a mantener su posición, el bloque mostró una baja mensual del 12,62%, la más significativa entre las principales áreas productoras.

El podio se completó con Bandurria Sur, otro súper proyecto desarrollo de YPF en Vaca Muerta, que produjo 63.774 barriles diarios. El bloque incrementó su actividad un 3,9% respecto del mes anterior y representó el 7,2% de toda la producción de petróleo argentina.

El peso de Cerro Dragón y el salto del shale oil

El cuarto lugar fue para Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, con 58.201 barriles diarios. El área explicó el 6,57% de la producción nacional, aunque registró una disminución mensual del 3,47%, sin alterar su ubicación entre los principales desarrollos del país.

La principal excepción al predominio neuquino volvió a ser Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge. Con 57.231 barriles diarios, el bloque se mantuvo en el quinto puesto del ranking y representó el 6,46% del total nacional, con una variación mensual prácticamente estable de -0,38%.

En la sexta posición apareció La Angostura Sur I, de YPF, con 40.452 barriles diarios y un crecimiento mensual del 6,11%. Más atrás se ubicó La Calera, operada por Pluspetrol, que alcanzó 28.850 barriles diarios, equivalente al 3,26% del total, luego de expandirse un 7,32% respecto de abril.

Rincón de Aranda fue uno de los bloques que más creció

Entre los desarrollos con mayor dinamismo sobresalió Bajo del Choique-La Invernada, operado por Pluspetrol Cuenca Neuquina, que produjo 28.675 barriles diarios. El bloque registró una expansión mensual del 16,71%, suficiente para consolidarse entre las diez principales áreas productoras del país.

Otro de los grandes protagonistas fue Rincón de Aranda, operado por Pampa Energía, cuya producción llegó a 25.598 barriles diarios. El área mostró el mayor crecimiento entre los principales bloques, con un incremento del 25,49% respecto del mes anterior, lo que le permitió escalar posiciones dentro del ranking nacional.

El décimo puesto quedó para Manantiales Behr, ahora operado por Pecom, con una producción de 24.701 barriles diarios, equivalente al 2,79% del total argentino. El bloque registró una baja mensual del 1,85% y descendió al último lugar del ranking, principalmente por el fuerte crecimiento registrado en Rincón de Aranda y Bajo del Choique-La Invernada, mientras Loma Campana conservó el liderazgo de la producción nacional.

3 julio, 2026

El mapa de las operadoras en el fracking de Vaca Muerta

Vaca Muerta ya no sorprende. La roca madre convirtió romper récords en una tradición. Un parámetro para ser testigo del potencial del shale son las etapas de fracturas. Es que en el primer semestre del año se completaron 14.958 punciones, una cifra que anticipa otro año récord para la industria y deja al sector encaminado a superar las 28.000 etapas antes de finalizar el año.

Las operaciones avanzaron con un ritmo constante durante la primera mitad del año. Enero registró 2.401 operaciones, febrero sumó 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril cerró con 2.335, mayo contabilizó 2.484 y junio marcó un récord histórico de 2.760 etapas, consolidando la aceleración de la actividad.

El volumen acumulado estuvo impulsado principalmente por proyectos orientados al shale oil, aunque varios desarrollos de gas mantuvieron un nivel de inversión relevante.

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

YPF concentró la mayor actividad en ocho bloques

El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que explicó cerca de la mitad de todas las fracturas realizadas durante el semestre. La empresa de mayoría estatal completó 7.065 etapas de fractura, convirtiéndose nuevamente en la operadora con mayor actividad dentro de la roca madre. Su estrategia combinó desarrollos de petróleo y gas distribuidos en ocho áreas de la Cuenca Neuquina.

Los principales trabajos se concentraron en Loma Campana, donde ejecutó 1.846 etapas, seguida por Lajas Este, con 1.594; La Caverna, con 1.525; y La Amarga Chica, con 1.237. Estos cuatro bloques explicaron la mayor parte del programa de completación de la compañía.

La actividad también alcanzó a Bajo del Toro Norte, con 284 etapas; Rincón del Mangrullo, con 262; Aguada de la Arena, con 204; y Narambuena, con 113. Mientras los primeros bloques estuvieron orientados principalmente al petróleo, Aguada de la Arena y Rincón del Mangrullo aportaron actividad vinculada al gas.

La consolidación de Pluspetrol y Vista

Detrás de YPF aparece Pluspetrol, que ejecutó 1.797 etapas de fractura durante el semestre. La empresa concentró sus operaciones entre el desarrollo petrolero de Bajo del Choique, con 1.104 etapas, y el bloque gasífero La Calera, que sumó 693.

El tercer lugar correspondió a Vista Energy, con 1.545 etapas, todas destinadas al desarrollo de petróleo. La mayor actividad se concentró en Bajada del Palo Oeste, con 922 etapas, seguida por Bajada del Palo Este, con 375, y Aguada Federal, con 248.

Más atrás se ubicó Pampa Energía, que completó 986 etapas. La compañía enfocó la mayor parte de sus trabajos en Rincón de Aranda, donde ejecutó 816 fracturas sobre objetivos petroleros, mientras que otras 170 etapas correspondieron al desarrollo gasífero de Sierra Chata.

$Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.$

Un nivel elevado de actividad en Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) realizó 962 etapas de fractura durante el semestre. Su actividad combinó desarrollos de gas y petróleo, con 236 etapas en Aguada Picha Oeste, 497 en Coirón Amargo Sur Este y 229 en Lindero Atravesado.

Por su parte, Tecpetrol ejecutó 793 etapas, impulsadas principalmente por el desarrollo gasífero de Fortín de Piedra, donde realizó 652 etapas, además de otras 141 en Puesto Parada, orientadas al petróleo.

En el caso de Shell, la compañía acumuló 577 etapas. Del total, 367 correspondieron al bloque petrolero Cruz de Lorena, mientras que 210 se realizaron en Bajada de Añelo, uno de los principales activos gasíferos que opera dentro de Vaca Muerta.

La actividad también mostró movimiento entre otras operadoras. TotalEnergies registró 426 etapas, distribuidas entre 355 en el desarrollo gasífero de Aguada Pichana Este y 71 en el mismo bloque, aunque sobre objetivos petroleros.

Chevron completó 382 etapas en El Trapial, mientras Phoenix alcanzó 306 etapas concentradas en Mata Mora Oeste, uno de sus principales activos dentro del shale neuquino.

Entre las novedades del semestre sobresalió el ingreso de GeoPark al desarrollo de Loma Jarillosa Este, donde ejecutó 119 etapas de fractura. La compañía concretó así sus primeras operaciones de estimulación hidráulica en ese bloque, incorporándose al grupo de operadoras con actividad en Vaca Muerta durante 2026.

1 julio, 2026

Vaca Muerta acelera: junio registró la mayor actividad de fracturas de la historia

Vaca Muerta alcanzó en junio el mayor nivel de actividad de etapas de fractura desde que existen registros. Durante el mes se realizaron 2.760 etapas de fractura, un volumen que superó ampliamente el máximo anterior y consolidó el fuerte ritmo de desarrollo del shale argentino.

El desempeño también permitió que el acumulado de 2026 llegara a 14.958 etapas, mientras las proyecciones del sector anticipan un cierre anual superior a las 28.000.

Según los datos del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, las etapas de fractura crecieron de manera sostenida respecto de mayo, cuando se habían registrado 2.484 operaciones.

La evolución mensual refleja una aceleración de la actividad durante el primer semestre: enero cerró con 2.401 etapas, febrero con 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril descendió a 2.335 y mayo volvió a recuperar dinamismo antes del récord alcanzado en junio.

Pluspetrol se consolidó en el segundo lugar

Las operadoras de Vaca Muerta mostraron una fuerte concentración de la actividad. El principal impulsor de la actividad fue YPF que registró 1.392 punciones. Es decir, concentró exactamente la mitad de todas las fracturas durante el mes.

Detrás de YPF se ubicó Pluspetrol, con 443 etapas, equivalentes al 16% del total mensual. En tercer lugar apareció Pampa Energía, que ejecutó 339 etapas, representando el 12% de la actividad registrada en junio.

El resto del ranking estuvo integrado por Pan American Energy (PAE), con 179 etapas; Vista, con 165; GeoPark, que completó 119; Chevron, con 81; y Phoenix, con 42 etapas. En conjunto, estas compañías completaron el volumen récord que permitió cerrar el mejor mes de la historia para la actividad de fractura en el shale argentino.

Uno de los datos destacados del mes fue la menor participación del gas no convencional dentro de las tareas de completación. Apenas el 9% de las etapas correspondieron a desarrollos gasíferos, una proporción inferior a la observada en otros períodos y que refleja el predominio de los proyectos petroleros durante junio.

GeoPark debutó en Loma Jarillosa Este

Entre las novedades operativas sobresalió el ingreso de GeoPark a las tareas de estimulación hidráulica en Loma Jarillosa Este. La compañía concretó allí sus primeras 119 etapas de fractura, trabajos que fueron ejecutados por Tenaris, marcando el inicio de una nueva etapa para ese desarrollo dentro de Vaca Muerta.

También se registró actividad en el segmento de tight gas. Durante junio se realizaron 54 etapas en el área Río Neuquén, operada por YPF, manteniendo el desarrollo de ese tipo de reservorios aunque con un peso mucho menor frente al shale oil.

En materia de servicios especiales, el mercado volvió a mostrar una elevada utilización de los equipos disponibles, aunque cuatro sets de fractura permanecieron sin actividad durante todo el mes. Aun así, el nivel general de utilización permitió alcanzar el mayor volumen mensual registrado hasta el momento.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

FILE – In a Monday, June 26, 2017, file photo, a Halliburton employee works near rows of hydraulic fracturing pumping units at a three pad site in Midland, Texas. Halliburton Co. reports earnings, Monday, Jan. 22, 2018. (Steve Gonzales//Houston Chronicle via AP, File)

Halliburton lideró los servicios de fractura

Las empresas de servicios petroleros también exhibieron una clara concentración. Halliburton lideró ampliamente el mercado con 1.477 etapas, equivalentes al 54% del total mensual. Su actividad estuvo vinculada principalmente a los trabajos desarrollados por YPF, además de operaciones para Pampa Energía y Chevron.

El segundo lugar correspondió a SLB, que ejecutó 679 etapas, representando el 25% del mercado. La empresa prestó servicios para YPF, Pampa Energía, Pan American Energy y Vista, consolidándose como el segundo proveedor más activo durante junio.

Por su parte, Calfrac completó 241 etapas (9%), mientras SPI realizó 202 (7%). Tenaris ejecutó 161 etapas, equivalentes al 6% del total, impulsadas principalmente por las primeras operaciones de GeoPark en Loma Jarillosa Este y por trabajos para Phoenix. Con estos resultados, la actividad de fractura acumulada en 2026 alcanzó 14.958 etapas, prácticamente la mitad del objetivo proyectado para todo el año, estimado en más de 28.000 etapas.

29 junio, 2026

YPF incorpora a Eni y XRG como socios para desarrollar bloques de gas en Vaca Muerta

YPF anunció la incorporación de Eni y XRG al desarrollo del upstream del proyecto Argentina LNG mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que concentrará la titularidad de los bloques de gas de Vaca Muerta destinados a la iniciativa exportadora.

La compañía informó que la operación permitirá sumar a ambos socios al desarrollo de los activos que abastecerán el proyecto de gas natural licuado. La transacción todavía deberá cumplir una serie de condiciones, entre ellas la aprobación de la cesión de las áreas por parte de la autoridad competente.

“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Cómo quedará la participación en los bloques

La operación se concretará a través de la sociedad vehículo que, una vez completado el proceso y cumplidas las condiciones previstas, será la titular de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II, todos vinculados al desarrollo de Argentina LNG.

Según el esquema acordado, Eni y XRG adquirirán cada una el 32% del capital social de la compañía, mientras que YPF conservará el 36%. Desde la firma de los acuerdos, los bloques quedarán destinados exclusivamente al abastecimiento del proyecto.

Desde Eni destacaron que el ingreso al desarrollo de Vaca Muerta les permitirá fortalecer su presencia en la producción global de gas y ampliar su participación en toda la cadena del negocio del GNL, desde la extracción del recurso hasta el abastecimiento de clientes internacionales.

La visión de los nuevos socios

Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, sostuvo que la incorporación al proyecto junto con YPF y XRG permitirá desarrollar recursos de gas a escala internacional y transformar el potencial de Vaca Muerta en una fuente competitiva de GNL para distintos mercados.

Por su parte, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó que Argentina cuenta con condiciones para incrementar su participación en el mercado mundial de gas y consideró que Argentina LNG será una pieza central para aprovechar esa oportunidad mediante un suministro confiable de gas natural licuado.

El directivo también destacó la alianza con YPF por su experiencia en el desarrollo de Vaca Muerta y señaló que la participación conjunta con Eni permitirá impulsar un proyecto de largo plazo con capacidad para convertirse en una nueva fuente de abastecimiento de GNL para los mercados internacionales.

El antecedente de la operación

La incorporación de ambos socios llega después de que, el 30 de abril, YPF adquiriera el 50% de participación que Pluspetrol mantenía en estos bloques mediante un intercambio de activos. Con esa operación, la petrolera estatal consolidó el control del 100% de las áreas involucradas.

Argentina LNG es un proyecto integrado que busca desarrollar los recursos no convencionales de gas de Vaca Muerta mediante infraestructura de transporte y plantas de licuefacción para abastecer la creciente demanda internacional de gas natural licuado.

11 junio, 2026

Cómo se distribuyen los U$S 3.000 millones de TGS en el proyecto de NGLs

TGS avanzó con la firma de acuerdos comerciales para desarrollar el proyecto NGLs, que contempla la inversión de 3.000 millones de dólares para expandir la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y potenciar las exportaciones de hidrocarburos de la Argentina.

La magnitud de la inversión ubica a la obra entre las más importantes previstas para el sector energético durante los próximos años. El esquema contempla la participación de YPF, Pluspetrol y Chevron, compañías que ya comprometieron más del 80% de la capacidad inicial prevista para el sistema.

El proyecto está diseñado para recuperar y procesar los líquidos del gas natural (NGLs, por sus siglas en inglés) provenientes de la producción de hidrocarburos no convencionales. Su desarrollo busca resolver restricciones de infraestructura que podrían afectar el crecimiento futuro de la actividad en la cuenca neuquina.

Cómo será la inversión de TGS

Según informó TGS a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la mayor parte de los recursos se destinará a dos grandes bloques de infraestructura. Por un lado, la subsidiaria Procesadora de Gas del Sur (PGS) tendrá a cargo obras vinculadas al procesamiento de gas en Neuquén, con una inversión estimada en US$ 1.100 millones.

Ese desembolso contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 kilómetros y una nueva planta de procesamiento en Tratayén, que contará con una capacidad estimada de 43 millones de metros cúbicos diarios.

El segundo componente estará bajo responsabilidad de Midstream de Gas del Sur (MGS), que ejecutará inversiones por US$ 1.900 millones destinadas a conectar Neuquén con la costa bonaerense y ampliar la capacidad logística para la exportación de productos.

Las obras previstas entre Neuquén y Bahía Blanca

Dentro de este segmento se encuentra la construcción de un poliducto de 577 kilómetros que unirá Tratayén con Bahía Blanca, además de una nueva planta de fraccionamiento, instalaciones de almacenamiento y obras asociadas a una terminal marítima en Puerto Galván.

La infraestructura permitirá separar, transportar, almacenar y despachar los líquidos recuperados durante el procesamiento del gas natural. Se trata de productos con fuerte demanda en los mercados internacionales y con potencial para incrementar los ingresos por exportaciones.

Según las estimaciones informadas por la compañía, una vez en operación el sistema podría generar alrededor de US$ 1.200 millones anuales en exportaciones, aportando nuevas divisas para la economía argentina y fortaleciendo el desarrollo de la cadena de valor del gas.

Un proyecto clave para el crecimiento de Vaca Muerta

El avance de la producción de petróleo y gas en Vaca Muerta viene impulsando la necesidad de ampliar la infraestructura de transporte y procesamiento. En ese contexto, el proyecto NGLs aparece como una pieza estratégica para acompañar la expansión de la actividad en los próximos años.

La iniciativa permitirá adecuar el tratamiento del gas asociado generado por la producción de petróleo, facilitando su transporte a través de los sistemas troncales y de exportación. Al mismo tiempo, contribuirá a evitar restricciones operativas que podrían limitar el incremento de la producción.

Las obras tendrán un plazo estimado de ejecución de cuatro años. Durante ese período se proyecta la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y alrededor de 15.000 empleos indirectos, asociados tanto a la construcción como a la provisión de bienes y servicios vinculados al desarrollo de la infraestructura.

10 junio, 2026

tgs avanza con la Decisión Final de Inversión para su proyecto de NGLs

De la mano de Vaca Muerta, Argentina consolida su apuesta por la exportación energética con uno de los proyectos de infraestructura más importantes de su historia reciente. tgs lidera esta iniciativa estratégica que busca descomprimir los cuellos de botella de la Cuenca Neuquina y potenciar el crecimiento productivo del país a escala internacional.

En este marco, el directorio de tgs aprobó los acuerdos a suscribirse con YPF, Pluspetrol y Chevron, para cubrir más del 80% de la capacidad del proyecto. Asimismo, la compañía mantiene negociaciones avanzadas con otros productores para completar el volumen disponible.

Oscar Sardi, CEO de tgs, señaló: “Es una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo energético de Argentina. Con una inversión de US$ 3.000 millones, el proyecto permitirá generar exportaciones por aproximadamente US$ 1.200 millones anuales, reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.

El proyecto, orientado a la obtención de los líquidos recuperados a partir del procesamiento del gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos, contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 km, nuevas instalaciones de Procesamiento de Gas en la Planta Tratayén, la construcción de un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también, incluye obras complementarias en la terminal marítima para su exportación.

Esta iniciativa resulta clave para resolver uno de los principales cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento exportador del país. En particular, permitirá viabilizar el aumento de la producción de crudo y adecuar el gas asociado para su transporte a través de los gasoductos troncales y de exportación.

Durante los cuatro años de ejecución de la obra, se estima la generación de aproximadamente 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos.

10 junio, 2026

Vaca Muerta: los planes de inversión para este año superan los US$ 12.200 millones

Vaca Muerta prepara un año para seguir impulsando la producción de hidrocarburos a nivel nacional y espera por los grandes proyectos de exportación para dar convertirse en un jugador de peso en el mercado internacional.

Según los planes presentados por las operadoras ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos por más de 12.236 millones de dólares destinados principalmente a actividades de explotación en Vaca Muerta. Esto implica un crecimiento proyectado del 25% con respecto al año pasado cuando se consolidaron 9.732 millones de dólares.

El relevamiento presentado ante la Secretaría de Energía muestra que las operadoras prevén inversiones totales por US$ 12.239,6 millones, considerando US$ 12.236,1 millones en explotación y US$ 3,5 millones en exploración.

YPF concentra casi la mitad de las inversiones

La empresa que encabeza el ranking es YPF, con inversiones proyectadas por US$ 5.500,8 millones, equivalente a cerca del 45% del total informado por las operadoras.

Entre los bloques que recibirán mayores desembolsos se encuentra La Angostura Sur I, con una inversión prevista de US$ 1.117 millones. También aparecen Loma Campana, con US$ 1.064,8 millones, Bandurria Sur, con US$ 933 millones, y La Amarga Chica, con US$ 929,8 millones.

La compañía además contempla inversiones en La Angostura Sur II, Loma La Lata-Sierra Barrosa, Bajo del Toro Norte, Narambuena, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Río Neuquén, Aguada del Chañar, El Orejano, Las Tacanas y La Ribera Bloque I.

Tecpetrol, Vista y Pluspetrol entre los principales inversores

El segundo mayor plan de inversión corresponde a Tecpetrol, que informó desembolsos por US$ 1.234,4 millones. La mayor parte de esos recursos estará dirigida a Los Toldos II Este, área que concentrará US$ 919,1 millones, mientras que Fortín de Piedra recibirá otros US$ 311,4 millones.

Por su parte, Pluspetrol Cuenca Neuquina prevé invertir US$ 1.132,4 millones en el desarrollo de Bajo del Choique-La Invernada, uno de los proyectos de mayor crecimiento dentro de la ventana petrolera de Vaca Muerta. A ello se suman los US$ 501,2 millones que Pluspetrol S.A. destinará al área La Calera.

Otra de las compañías con fuerte presencia en el listado es Vista Energy, que comprometió inversiones por US$ 1.034,7 millones. El principal destino será Bajada del Palo Oeste, con US$ 653,2 millones, seguido por Bajada del Palo Este, con US$ 236,1 millones, además de desembolsos en Aguada Federal, Coirón Amargo Norte y Águila Mora.

PAE y Pampa refuerzan sus desarrollos en Vaca Muerta

Pan American Energy presentó un programa de inversiones por US$ 585,8 millones. El área que concentra la mayor asignación es Coirón Amargo Sur Este, con US$ 310,9 millones, mientras que Aguada Pichana Oeste recibirá US$ 190,8 millones.

La empresa también informó inversiones en Lindero Atravesado, Aguada Cánepa, Aguada de Castro y Bandurria Centro, bloques que forman parte de su estrategia de crecimiento en la formación no convencional.

En el caso de Pampa Energía, el desembolso total previsto asciende a US$ 490,6 millones. El proyecto más importante es Rincón de Aranda, que concentrará US$ 417,3 millones, mientras que el resto de los recursos se distribuirá entre Sierra Chata y El Mangrullo.

Shell, Chevron y Total también avanzan

Shell Argentina comprometió inversiones por US$ 423,6 millones. Dentro de ese programa se destacan los desarrollos de Cruz de Lorena, con US$ 215,5 millones, y Bajada de Añelo, con US$ 144,6 millones. También figuran desembolsos en Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste.

Chevron Argentina informó inversiones por US$ 497,3 millones, destinadas íntegramente al área El Trapial Este, uno de los desarrollos que la compañía impulsa dentro de la cuenca neuquina.

A su vez, Total Austral prevé desembolsar US$ 224,9 millones. La mayor parte de esos recursos se dirigirá a Aguada Pichana Este, mientras que otra porción se invertirá en Pampa de las Yeguas II, ambas vinculadas al desarrollo de gas natural.

Los proyectos de menor escala

Entre las compañías con programas de inversión más acotados aparece Phoenix Global Resources. La firma informó desembolsos por US$ 357,1 millones, de los cuales US$ 353,6 millones corresponden a Mata Mora Norte y US$ 3,5 millones a tareas exploratorias en Mata Mora Sur.

Por su parte, Vaca Muerta Inversiones SAU proyectó inversiones por US$ 115,8 millones, concentradas principalmente en el área La Escalonada, mientras que GeoPark Argentina comprometió US$ 84,1 millones para avanzar en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste.

El listado presentado ante la Secretaría de Energía también incluye a CAPSA, que prevé invertir US$ 56,5 millones en Agua del Cajón.