El impulso de Vaca Muerta: por primera vez se superaron los 859 mil barriles diarios

En octubre, el país produjo un promedio de 859,5 mil barriles diarios, el valor mensual más alto desde que existe registro. El desempeño nacional estuvo impulsado por el avance de Vaca Muerta y por los nuevos máximos alcanzados por Neuquén, que volvió a consolidarse como la principal provincia productora.

La “cuna del shale” superó nuevamente sus propios niveles históricos y alcanzó un récord de producción de petróleo. Según la Subsecretaría de Energía e Hidrocarburos, la provincia llegó a los 587,19 mil barriles diarios, lo que representó un aumento mensual del 3,57% respecto de septiembre y una suba interanual del 31,23% frente a octubre de 2024.

El organismo provincial, dependiente del Ministerio de Energía, informó que entre enero y octubre la producción acumulada se ubicó 23,81% por encima del mismo período del año pasado. El crecimiento se sostuvo gracias al aporte de áreas como La Amarga Chica, La Angostura Sur I, Bajada de Añelo, Coirón Amargo Sureste y El Trapial Este, que sumaron volúmenes significativos durante el mes.

En septiembre, Neuquén había registrado 566.967 barriles diarios, un 3,5% más que en agosto, consolidando la tendencia alcista que marcó el año.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

Caída en el gas y señales contrapuestas

Mientras el petróleo mostró un fuerte avance, la producción de gas registró una baja. En octubre se produjeron 82,66 millones de metros cúbicos diarios, un 13,64% menos que en septiembre (95,71 millones de m³ diarios) y una disminución interanual del 6,14%.

A pesar de esto, el acumulado enero-octubre cerró con un crecimiento del 1,39% frente al mismo período de 2024. La baja mensual respondió a descensos en áreas clave como Fortín de Piedra, Aguada Pichana Oeste, La Calera, Aguada de la Arena y El Mangrullo, donde se redujo la actividad operativa.

El impulso de Vaca Muerta

La estructura productiva de Neuquén volvió a estar dominada por el desarrollo no convencional. En octubre, el 96,7% del petróleo extraído provino de esta categoría, con 567.802 barriles diarios. En gas, el no convencional alcanzó el 88,54%, equivalente a 73,18 millones de metros cúbicos por día.

Dentro del segmento gasífero, el shale aportó 64,84 millones de m3 diarios (78,45%), mientras que el tight sumó 8,33 millones de m3 diarios (10,08%). Estos volúmenes consolidan el rol central de Vaca Muerta en el esquema energético nacional.

Chubut perdió 56% de los pozos perforados y enfrenta su mayor crisis petrolera en décadas

La industria petrolera convencional atraviesa un deterioro profundo, visible en todas las cuencas maduras del país. El informe de la Consultora Economía & Energía advierte que la contracción alcanzó niveles inéditos durante los últimos dos años, con Chubut como la provincia más expuesta al impacto productivo y laboral.

A lo largo de la última década, la producción de petróleo convencional cayó 39% en Argentina. En paralelo, la de gas natural retrocedió 38%. Ese declino se aceleró entre 2014 y 2024 y volvió más evidente la dependencia creciente del país respecto de la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta.

El Golfo San Jorge, corazón productivo de Chubut, experimenta una caída sostenida en los últimos años. El dato más crítico se observa en la perforación: entre enero y agosto de 2025 se perforaron 45% menos pozos que en el mismo período de 2024, y 56% menos que en 2023.

Un declive prolongado

La pérdida de actividad perforadora no es un episodio aislado sino parte de un proceso de larga duración. Desde hace veinte años, la producción convencional muestra un ritmo de caída cada vez más agudo, y en la última década este declino adoptó una pendiente más pronunciada.

Mientras tanto, la curva ascendente de Vaca Muerta transformó la composición de la oferta energética nacional. En 2024, el shale promedió 373.000 barriles diarios de petróleo y 68 millones de metros cúbicos diarios de gas. Más de la mitad de la producción del país proviene hoy del no convencional.

Este cambio en la matriz productiva generó una consecuencia adicional: la subutilización de la infraestructura instalada en las cuencas maduras, desarrollada principalmente entre las décadas de 1960 y 1990. Gasoductos, oleoductos y plantas que antes operaban a carga plena hoy funcionan con capacidad ociosa y costos crecientes.

En contraste, la infraestructura neuquina experimentó un proceso inverso: ampliaciones, nuevas obras y mayores volúmenes. Entre ellas, el gasoducto en construcción que complementa el sistema existente y la ampliación de Oldelval para evacuar crudo no convencional.

Tres factores que explican el derrumbe de la inversión

Según el informe, la caída de actividad perforadora responde a tres factores centrales. El primero es la baja sustancial del precio del crudo en el mercado internacional desde finales de 2024, que redujo la rentabilidad de los proyectos convencionales.

El segundo factor es el aumento de los costos en dólares en la economía argentina. La inflación en moneda dura comprimió aún más los márgenes operativos y afectó las decisiones de inversión.

El tercer elemento es la propia madurez de los yacimientos. En Chubut, muchos campos muestran una curva de declino natural elevada, lo que exige inversiones intensivas para sostener niveles básicos de producción. Con menor perforación y menos reparación de pozos, la caída se acelera.

La combinación produjo lo que la consultora describe como “una contracción inédita” del capital destinado al convencional. Y anticipa que el impacto se verá con más fuerza en 2026, cuando los pozos que no se perforaron en 2024 y 2025 comiencen a manifestarse en la producción disponible.

Impacto laboral: la mayor preocupación en Chubut

Chubut depende en forma directa e indirecta del empleo petrolero. Una caída del 56% en la perforación implica menos equipos, menos cuadrillas y una reducción que ya empieza a sentirse en la actividad diaria.

El informe subraya que la producción convencional continúa siendo estratégica para el abastecimiento local. Sin embargo, la crisis de inversión amenaza la estabilidad laboral, especialmente en las provincias donde el shale no aparece como alternativa inmediata.

El Golfo San Jorge registra el declino más marcado y una vulnerabilidad mayor, dado que el empleo allí se sostiene sobre actividades intensivas en trabajo como perforación, workover y servicios especiales.

La fotografía del gas natural reproduce la misma tendencia. La única excepción reciente fue el aporte de los pozos del área Fénix en Cuenca Austral, pero el fenómeno fue puntual y no modifica el panorama general.

Pampa Energía consolida su crecimiento en Rincón de Aranda

En su presentación ante inversores, Pampa Energía destacó que alcanzó un récord en su producción de gas. Y el crecimiento sostenido de su producción de petróleo en Rincón de Aranda, con 16 mil barriles diarios. También señaló los primeros efectos positivos del proceso de desregulación del mercado eléctrico, que le permitió autoabastecer su Central Térmica Loma de la Lata.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue otro gran trimestre para Pampa. Logramos un récord de producción en gas, seguimos avanzando en Rincón de Aranda y fortalecimos nuestra posición financiera. El proceso de desregulación eléctrica abre además una nueva etapa para el sector, con más competencia y oportunidades de crecimiento.”

Entre los principales hitos operativos, Rincón de Aranda continúa avanzando según lo planificado, alcanzando una producción de 16.000 barriles diarios a través de seis pads activos, con el objetivo de llegar a 20.000 barriles diarios hacia fin de año. Este desarrollo, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, representa la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con 700 millones de dólares de inversión previstos para 2025, de los cuales ya se ejecutaron casi 540 millones.

La compañía también alcanzó un récord histórico de producción de gas, con 17,6 millones de metros cúbicos por día, y durante el invierno exportó 1,2 millones de metros cúbicos diarios a Chile, además de abastecer con gas propio a su Central Termoeléctrica Loma de la Lata por primera vez en seis años, en el marco del nuevo proceso de desregulación del mercado eléctrico.

El balance financiero se mantuvo sólido, a pesar del fuerte ritmo de inversiones y recompras. Al cierre del trimestre, el endeudamiento neto fue de 874 millones de dólares, y posteriormente descendió a 790 millones, con un ratio deuda neta/EBITDA de 1,1x, uno de los más bajos entre las compañías argentinas. Durante el período, la empresa recompró el 1,5% de sus acciones, con un precio promedio de casi 59 dólares por ADR, mientras la cotización actual ronda los 90 dólares.

En generación eléctrica, el trimestre también mostró resultados positivos, impulsados por la incorporación de Parque Eólico Pampa Energía VI, la gestión propia del combustible y mejores precios por capacidad para los ciclos abiertos, alcanzando una disponibilidad del 94%, un excelente indicador frente al nuevo esquema regulatorio.

Neuquén marca un nuevo récord histórico de producción de petróleo

La producción de petróleo en Neuquén alcanzó un nuevo récord histórico durante septiembre de 2025, con 566.967 barriles por día, según informó el Ministerio de Energía provincial. Este registro representa un incremento del 3,5% frente a agosto y una suba del 26,87% respecto del mismo mes de 2024, consolidando a la provincia como el corazón de la producción no convencional argentina.

Entre enero y septiembre de este año, la producción acumulada fue 22,88% superior a la del mismo período del año pasado. Este crecimiento sostenido responde, principalmente, a la expansión operativa en Bajada del Palo Oeste, que sumó 8.719 barriles diarios; La Amarga Chica, con 5.758; Aguada del Chañar, con 3.460; La Angostura Sur I, con 2.775; y Aguada Federal, con 2.522.

Caída en la producción de gas natural

Mientras el petróleo mantiene su ritmo ascendente, el gas natural mostró una caída significativa en septiembre, con una producción de 95,71 millones de metros cúbicos diarios. Esto implica una baja del 15,4% mensual y una variación interanual negativa del 7,72% frente a septiembre de 2024.

De todos modos, el acumulado anual se mantiene en terreno positivo, con un crecimiento del 2,16% entre enero y septiembre en comparación con el mismo lapso del año anterior. La merma mensual se atribuye principalmente a menores volúmenes en las áreas Fortín de Piedra (-3,82 MMm³/d), Aguada Pichana Este (-3,06 MMm³/d), Sierra Chata (-2,6 MMm³/d), El Mangrullo (-2,57 MMm³/d) y Aguada Pichana Oeste (-1,88 MMm³/d).

Actualmente, los no convencionales representan el 96,42% de la producción de crudo (546.664 barriles diarios) y el 89,24% del gas (85,41 millones de m³ diarios), confirmando el dominio de Vaca Muerta como fuente principal del crecimiento energético neuquino.

El 2026 de Neuquén

Tal como informó eolomedia, el nivel de actividad previsto para 2026 refuerza las expectativas de expansión en la cuenca neuquina. De acuerdo con un relevamiento de la Fundación Contactos Petroleros, dirigida por Luciano Fucello, las operadoras de Vaca Muerta alcanzarían las 28.000 etapas de fractura en 2025, lo que marcaría un aumento interanual del 22%.

Para dimensionar la magnitud del avance, la Fundación había estimado que 2024 cerraría con unas 24.000 fracturas, y según datos de eolomedia, hasta septiembre ya se habían superado las 18.000 operaciones. En apenas nueve meses, el sector superó el total de 17.814 fracturas registradas en 2024, evidenciando una aceleración sin precedentes en la actividad no convencional.

Con estos números, Neuquén se consolida como motor del desarrollo energético argentino, impulsado por la madurez técnica de sus yacimientos, el dinamismo inversor de las compañías y las perspectivas que abre el crecimiento exportador proyectado para los próximos años.

Drones, datos y operación remota: la revolución digital que impulsa PAE

La Expo Industrial de Comodoro Rivadavia reunió a referentes de la industria energética en un espacio donde la tecnología y la innovación marcaron el pulso del debate. En el panel “Transformación Digital, innovación en procesos productivos”, Sebastián Federico, gerente del Centro de Operación Remota (COR) de Pan American Energy (PAE), compartió la experiencia de la compañía en Cerro Dragón, el mayor yacimiento convencional del país.

“Estamos lejos de que la Cuenca deje de existir. Es la Cuenca convencional más grande de la Argentina”, afirmó Federico, quien destacó que, lejos de un declive, la región atraviesa una “etapa de madurez inicial”.

Innovación y eficiencia en Cerro Dragón

Con la magnitud de su producción, Cerro Dragón enfrenta desafíos de escala que requieren nuevas herramientas. Según Federico, la clave está en la combinación de tres pilares: eficiencia, tecnología e innovación.

“Cerro Dragón necesita combinar eficiencia, tecnología e innovación. Esos tres pilares llevaron a PAE a crear el centro integrado de operaciones”, explicó. El COR se convirtió en una referencia en la industria y ha recibido visitas de especialistas nacionales e internacionales, interesados en un modelo gestado íntegramente con recursos locales.

La digitalización permitió abandonar esquemas tradicionales de supervisión. Antes, las decisiones eran descentralizadas, con operarios recorriendo largas distancias para realizar tareas rutinarias. Hoy, el modelo remoto en tiempo real ofrece anticipación y adaptabilidad, con resultados contundentes en reducción de costos y aumento de producción.

El modelo PAE: decisiones en tiempo real

El COR permite tomar decisiones instantáneas frente a desvíos en la operación. Federico lo definió como una “estrategia dual”: una operación centralizada en tiempo real y un monitoreo remoto de campo. “Este tipo de estrategia nos permite ganar un pozo por día”, subrayó.

El impacto es concreto: un operador remoto puede abrir o cerrar una válvula desde el centro, tarea que antes requería recorrer hasta 20 kilómetros. También, con la digitalización de balances de agua, el retraso de dos días en la información pasó a ser inmediato.

“Más que en plata, nos gusta medir en producción. Porque lo que ocurre en dólares depende de contextos y mercados”, sostuvo. La eficiencia operativa también se refleja en la reducción de recorridos: de dos millones de kilómetros por mes, el control de campo bajó a la mitad, con una meta de seguir reduciéndolos.

Supervisión inteligente y drones en campo

Uno de los avances más significativos fue la incorporación de drones y cámaras inteligentes para la supervisión. “No tiene sentido que la gente ande dando vueltas en el campo para ver si encuentra algo”, explicó Federico. Actualmente, diez drones recorren los pozos y generan datos en tiempo real. El objetivo es llegar a 40 unidades para cubrir toda la extensión de Cerro Dragón.

Cuando un dron detecta una irregularidad, dispara automáticamente una orden de trabajo. Esta tecnología no solo minimiza la exposición de los trabajadores a climas extremos, sino que también agiliza la respuesta operativa.

En paralelo, las cámaras térmicas instaladas en el yacimiento detectan fallas invisibles al ojo humano, como un caño pinchado. “Le cambiamos la función a la gente que está en el campo. El operador sigue estando, pero ahora con un rol distinto, potenciado por la tecnología”, destacó Federico.

La seguridad también se vio reforzada con herramientas de conectividad. PAE instaló antenas de Starlink en las camionetas del yacimiento, junto con el sistema Drixit, que detecta anomalías de salud y emite alertas si un trabajador permanece inmóvil durante más de cinco minutos.

“La idea no es controlar a la gente, sino darle herramientas para que pueda trabajar en el campo”, aclaró Federico. Con este modelo, los traslados se redujeron, lo que aliviana el tránsito en la Ruta 26 y disminuye riesgos.

En cuanto al impacto laboral, Federico fue contundente: “La tecnología viene a potenciar a las personas”. Los operarios de campo se transformaron en operadores remotos, mientras que drones y cámaras realizan las tareas rutinarias. Los trabajadores se concentran en funciones de mayor valor agregado y surgen nuevas especializaciones.

Un cambio cultural en la Cuenca

La reconversión laboral, resaltó Federico, requiere tanto aptitud como actitud. “Los operadores multifunción ejecutan tareas de valor agregado. Y aparecen nuevas especializadas. Las operaciones remotas toman una nueva magnitud. Lo que pasa con la gente es que hay que reconvertirse”, aseguró.

Para el ejecutivo, la innovación ya no es una opción, sino una necesidad. “Quizás muchos se sentían cómodos en un modelo tradicional, pero la generación que viene nace innovando. Es necesario innovar”, remarcó.

La experiencia del COR en Cerro Dragón, con fibra óptica, radioenlaces, drones, cámaras inteligentes y conectividad satelital, muestra cómo la transformación digital redefine el futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Era un sueño crear este centro. Hoy nos visitan colegas de la industria de todo el mundo para ver cómo lo hicimos. Y lo logramos con recursos locales”, concluyó Federico.

Harbour Energy quiere ser operador y busca duplicar su producción de gas

Martín Rueda, director general en Argentina de Harbour Energy, destacó el papel estratégico del país dentro del portafolio global de la compañía. Con 25 años de experiencia internacional, aseguró que la adquisición de Wintershall DEA marcó un cambio decisivo para la petrolera, que hoy busca consolidarse como un actor clave en la región.

Según Rueda, Argentina representa el 21% de las reservas y el 40% de los recursos por desarrollar de Harbour Energy, lo que coloca al país en el centro de la estrategia corporativa. “Argentina es crecimiento para Harbour”, afirmó, al resaltar que ya son el quinto productor de gas del país.

Fénix y la Cuenca Marina Austral, ejes de la expansión

En el marco de la AOG 2025, Rueda mencionó la Cuenca Marina Austral, donde se encuentra el proyecto Fénix. Este yacimiento offshore es clave para la compañía, ya que representa el 15% de la producción total de gas de Argentina. Allí, Harbour participa en consorcio con otras operadoras, con un plan de producción sostenido para los próximos años.

En paralelo, la compañía mantiene operaciones en Vaca Muerta, particularmente en Aguada Pichana Oeste, un bloque donde la producción conjunta alcanza los 14 millones de metros cúbicos diarios. Para Rueda, existe potencial para incrementar esa cifra en el corto y mediano plazo.

“San Roque también es una oportunidad”, señaló, y agregó que el petróleo de Vaca Muerta se convierte en un atractivo adicional para diversificar la matriz de negocios. La empresa evalúa seriamente convertirse en operador en Argentina, lo que significaría un salto cualitativo en su presencia local.

La visión de Harbour Energy para Vaca Muerta

El interés de la compañía por Vaca Muerta no se limita a los proyectos actuales. A finales del año pasado, la compañía ingresó a Southern Energy, un movimiento que —según Rueda— podría duplicar la producción de petróleo en el país.

“Hoy somos un actor importante en el mercado. Vaca Muerta es una realidad y creemos que es un activo sensible para el futuro energético”, expresó. El ejecutivo también subrayó la apertura de nuevos mercados internacionales, lo que genera expectativas de colocación de hidrocarburos argentinos a escala global.

En este sentido, la compañía sigue con atención las oportunidades en el mercado regional, aunque advierte que requiere un análisis detallado en términos de precios, transporte y marcos regulatorios.

GNL, competitividad y condiciones de mercado

Otro de los puntos centrales para Harbour Energy es el desarrollo de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL). Rueda destacó que si bien los márgenes internacionales son ajustados, existen condiciones para que Argentina ingrese a este negocio estratégico.

El directivo aclaró que la escala es fundamental para competir en este mercado y que la infraestructura debe seguir creciendo. “Se necesitan más equipos y mayor previsibilidad para garantizar inversiones a largo plazo”, señaló.

Además, remarcó la importancia de trabajar en la competitividad de la industria. “Estados Unidos es hoy nuestro principal competidor en GNL. Tenemos que fortalecer al sector para que Argentina sea un mercado competitivo”, explicó.

Pluspetrol proyecta llegar a 100 mil barriles en 2027 con La Calera y Bajo del Choique

Pluspetrol atraviesa una etapa de expansión que promete marcar un antes y un después en su historia. La empresa, que dio un salto estratégico con el proyecto Camisea en Perú, ahora tiene la mirada puesta en Vaca Muerta y en la compra de activos clave que redefinirán su escala de producción.

En el marco de la AOG 2025, Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol, destacó que la compañía apunta a un objetivo ambicioso: alcanzar los 100 mil barriles de producción diaria hacia 2027. Según explicó, esa meta será posible gracias al desarrollo de los bloques La Calera y Bajo del Choique, adquiridos a ExxonMobil a fines de 2024.

“Camisea fue un cambio radical para nosotros, nos permitió cambiar de liga. Hoy tenemos un desafío similar con estos activos, y confiamos en que será el próximo salto para Pluspetrol”, afirmó el directivo durante una exposición reciente.

Vaca Muerta, el motor del crecimiento

El plan de Pluspetrol en Argentina se apoya en activos que combinan nobleza geológica y proyecciones de producción a gran escala. En Mendoza, la compañía opera campos con un declino bajo que siguen siendo grandes contribuidores al portafolio general. Pero el foco principal está en Neuquén, donde La Calera y Bajo del Choique muestran un potencial extraordinario.

La Calera se distingue por su particularidad geológica: la combinación de petróleo y gas condensado lo convierte en un bloque único dentro de Vaca Muerta. “Es un activo en el que no terminás de saber si es más de petróleo o de gas. Nos tomamos nuestro tiempo para desarrollarlo, y fue la decisión correcta”, subrayó Escuder.

En este bloque, Pluspetrol ya tiene adjudicada una nueva ampliación que permitirá duplicar la producción de gas condensado. La estrategia, según explicó el ejecutivo, es avanzar con proyectos modulares que brinden flexibilidad y escalen de manera progresiva.

En paralelo, Bajo del Choique representa el mayor desafío inmediato. Tras la compra de los activos a ExxonMobil, la compañía espera cerrar 2025 con una producción cercana a los 20 mil barriles diarios. El objetivo para 2027 es llevar ese volumen a 60 mil barriles mediante un plan de inversión de gran magnitud.

“Estamos rompiendo récords de producción en ambos bloques y la meta es clara: alcanzar los 100 mil barriles diarios en apenas dos años”, aseguró Escuder.

Financiamiento y mercados regionales

El crecimiento proyectado demanda un financiamiento robusto y de largo plazo. Escuder recordó que en 2024 Pluspetrol debutó en el mercado de capitales con una emisión que le permitió acceder a recursos para proyectos clave. “El acceso está, pero hay que tener cuidado. Todavía enfrentamos tasas altas, cercanas al 8%, comparadas con otros países de la región”, explicó.

Según el ejecutivo, la disciplina financiera es fundamental para sostener el plan de expansión. La compañía se enfocó en emisiones a siete años, lo que le da un margen mayor de previsibilidad. “Lo más importante no fue solo comprar los activos de Exxon, sino hacerlo en el momento correcto. Lo mismo aplica al financiamiento”, puntualizó.

A nivel regional, Pluspetrol ve en el gas un motor estratégico para los próximos años. El mercado brasileño ocupa un lugar central en la agenda, pero también se analizan oportunidades en Uruguay y Chile. “Creemos mucho en el mercado regional. El desafío es llegar con un precio competitivo a Brasil y consolidar nuestra presencia en Uruguay y Chile”, sostuvo Escuder.

En el caso uruguayo, la compañía ya se consolidó como proveedor relevante. Este año, la baja en el precio del gas residencial en el país vecino se explicó en gran parte por el suministro proveniente de la compañía. El mercado chileno, en tanto, aparece como un terreno a desarrollar con miras al mediano plazo.

Recuperar la confianza de los mercados

Más allá de los avances técnicos y financieros, Escuder señaló que existe un desafío intangible pero determinante: recuperar la confianza de los mercados internacionales en la Argentina y sus empresas. “Hay una herencia de compañías que supieron dar garantías mejores que el propio Estado. Tenemos que volver a consolidar esa confianza”, remarcó.

El directivo fue claro al respecto: la proyección de Pluspetrol no depende únicamente de la fortaleza de sus activos, sino también de un contexto macroeconómico más estable y de reglas claras para la inversión. “La compra de Exxon y el desarrollo de Vaca Muerta nos ponen en otra escala, pero necesitamos que los mercados vuelvan a creer en la Argentina”, subrayó.

De cara a 2027, el objetivo de 100 mil barriles diarios simboliza mucho más que una cifra de producción. Representa el resultado de una estrategia que combina disciplina en las inversiones, visión regional para el gas y un compromiso de largo plazo con Vaca Muerta.

“Estamos convencidos de que tomamos el camino correcto. En poco tiempo Pluspetrol será una compañía de otra escala, preparada para competir a nivel global”, aseveró Escuder.

Pampa Energía rompe récords de gas y refuerza la confianza del mercado chileno

La producción de gas de Pampa Energía no solo crece, sino que marca hitos que reconfiguran la confianza energética en la región. Durante julio, la compañía alcanzó un nuevo récord histórico de 17,4 millones de metros cúbicos diarios, impulsado por los pozos de shale en Sierra Chata. Este desempeño la convierte en un socio estratégico para Chile, que vuelve a mirar al gas argentino como fuente confiable y competitiva frente al gas natural licuado (GNL).

En diálogo con los inversores, el director Ejecutivo de Exploración y Producción, Horacio Turri, y el CEO Gustavo Mariani compartieron los avances de la compañía. Ambos destacaron el rol de Pampa en el abastecimiento regional y la consistencia de un plan de inversión que se sostiene incluso frente a la volatilidad internacional.

Sierra Chata, motor del récord productivo de Pampa Energía

En lo que va del año, Pampa perforó cuatro pozos y conectó tres en Sierra Chata. Gracias a esa estrategia, el 57% de la producción del segundo trimestre provino de shale gas, consolidando a este bloque como la piedra angular del crecimiento. En junio, tres pozos interconectados alcanzaron juntos un pico de 2,7 millones de metros cúbicos diarios, lo que confirma la competitividad de su desarrollo.

La compañía también avanza en exploración con un pozo horizontal en Parva Negra Este, cuya licencia fue extendida hasta 2027. Esta apuesta por nuevas fronteras de producción fortalece el perfil de largo plazo y alimenta la expectativa de un mayor caudal para la exportación.

Los precios del gas se mantuvieron estables en torno a los 4 dólares por millón de BTU, con mejoras en el segmento minorista e industrial que compensaron la influencia del Brent. Según Mariani, el escenario actual no sorprende: “Hace un año se proyectaban precios más bajos que los del año pasado. Nuestros proyectos siguen siendo rentables a estos niveles”.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

Exportaciones crecientes y confianza en Chile

El músculo productivo de Pampa tiene un destino cada vez más claro: Chile. Desde mayo, la compañía incrementó los envíos a través de los gasoductos GasAndes y Pacífico, aprovechando la competitividad de su gas frente al GNL importado. Para junio, las exportaciones alcanzaron los 1,1 millones de metros cúbicos diarios, volumen que se mantiene en la actualidad.

La mitad de la producción de Pampa se entrega a CAMMESA bajo el Plan Gas Ar, aportando el 17% del gas consumido para generación eléctrica en Argentina. Pero es la diversificación hacia el mercado chileno lo que consolida su perfil regional. Con el récord de julio y la proyección de mayores flujos, la compañía se posiciona como un actor indispensable en la recomposición de la confianza energética tras años de intermitencias en las exportaciones.

Turri remarcó que la solidez de los resultados en Sierra Chata permite pensar en una participación directa en el proyecto de GNL que impulsa Southern Energy. “Estamos en conversaciones, buscando la mejor solución”, afirmó

De cara a 2028, Pampa proyecta sumar 6 millones de metros cúbicos diarios adicionales para abastecer los dos buques de GNL previstos en Argentina. El CapEx asociado ronda los 400 millones de dólares, dividido en partes iguales entre la planta de procesamiento y el desarrollo de pozos.

Este horizonte sitúa a la compañía como un garante de estabilidad para la integración energética con Chile. Mientras otros actores ajustan inversiones por la volatilidad del crudo, Pampa sostiene su plan y refuerza la confianza del mercado.

Vaca Muerta marcó su tercer mejor mes del año en fracturas

Agosto fue un mes de buenas noticias para Vaca Muerta. Es que el shale volvió a marcar un récord en materia de producción, pero también registró un incremento en el fracking. Las empresas sumaron 2.163 punciones en la roca madre, lo que significó la tercer mejor marca de lo que va del año.

Según el informe del country manager de NCS Multistage, las etapas de fractura que se establecieron en el octavo mes del año representan un incremento del 20% con respecto a julio donde se contabilizaron 1.793 punciones.

Las marcas del shale

Vaca Muerta ya contabiliza 16.425 punciones en lo que va del año, lo que se traduce en un 32% más que el mismo periodo de 2024. Las cifras van de la mano a lo que planteó la industria a finales del año pasado y a principio de este año.

En lo que respecta a la actividad por mes, el informe del presidente de la Fundación Contactos Energéticos detalla que en enero se completaron 1.761 punciones, en febrero 1.978 operaciones, en marzo 1.960 fracturas, en abril -segunda marca top del año- se completaron 2.214 etapas, en mayo – cifra histórica para el shale- se realizaron 2.588 punciones y en junio se contabilizaron 1.968 operaciones.

YPF consiguió financiamiento en el mercado.

El desempeño de las operadoras de Vaca Muerta

En el detalle de las empresas y tal como suele suceder, YPF sacó una clara diferencia con las demás operadoras del shale argentino. La empresa de mayoría estatal completó 1105 operaciones, lo que representa el 51% del total de las punciones en Vaca Muerta.

En segundo lugar se ubicó Vista Energy. La empresa comandada por Miguel Galuccio completó 426 fractura en la formación. Mientras que Pluspetrol cerró el podio con 216 operaciones.

De cerca se ubicaron Pan American Energy (PAE) con 154 punciones y Shell con 136 etapas de fractura. El registro fue cerrado por Pampa Energía que realizó 126 fracturas.

Las empresas encargadas de las fracturas

En cuanto al desempeño de las empresas de servicio se registró un cambio de jugadores. Tal como viene informando eolomedia, SLB le arrebató el primer lugar a Halliburton en Vaca Muerta. Los trabajadores de mamelucos azules completaron 980 etapas de fractura, de las cuales 426 fueron para Vista y 554 para YPF.

En tanto, Halliburton se quedó en 813 punciones, de las cuales 126 fueron de Pampa Energía, 136 para Shell y 551 para YPF.

Asimismo, Servicios Petroleros Integrados (SPI), la empresa que fue creada por Pluspetrol tras adquirir los servicios de fractura de Weatherford en Argentina, cerró otro mes de crecimiento en el shale. La compañía completó 216 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

Debajo de las 200 operaciones se ubicó Calfrac. Los trabajadores de mamelucos verdes cerraron el informe, pero sumaron una buena cantidad de operaciones: 154 etapas de fractura en la roca madre y todas fueron destinadas para PAE.

Vaca Muerta marca un nuevo récord: Neuquén supera los 500 mil barriles diarios de petróleo

La provincia de Neuquén volvió a romper sus propios límites en su producción petrolera y julio fue otro mes de grandes novedades gracias a la impronta de Vaca Muerta. Según datos oficiales, la producción de petróleo alcanzó los 529.291 barriles por día, un récord absoluto que por primera vez ubica a la provincia por encima de los 500 mil barriles diarios. Este salto representa una suba del 6,56% respecto a junio y del 27,98% en comparación con julio de 2024.

El acumulado entre enero y julio también confirma la tendencia: la producción muestra un crecimiento interanual del 21,54%, consolidando a Neuquén como el motor indiscutido del sector energético argentino.

Bandurria Sur y Rincón de Aranda, claves en el repunte

El avance estuvo impulsado principalmente por áreas como Bandurria Sur, Lindero Atravesado, Mata Mora Norte, La Angostura Sur II y Rincón de Aranda, esta última en plena expansión tras la inversión de Pampa Energía. Ejecutivos de la compañía ya habían anticipado a inversores que el bloque tiene un potencial de producción similar a El Mangrullo, considerado su activo estrella en gas. Estos desarrollos reflejan cómo las compañías están priorizando activos de alta productividad para sostener el crecimiento.

Gas en niveles históricos

El gas también acompañó la tendencia alcista y registró un nuevo máximo. La producción llegó a 113,92 millones de m³ por día, con un incremento mensual del 0,94% y una suba del 4,39% interanual. En el acumulado enero-julio, el crecimiento es del 3,4% frente al mismo período de 2024.

Las áreas que más contribuyeron a este repunte fueron Sierra Chata, La Calera, Aguada Pichana Este, Bandurria Sur y La Angostura Sur II, consolidando a Vaca Muerta como la gran fuente de abastecimiento gasífero del país.

La participación de los no convencionales resulta determinante: el 96,04% del petróleo (508.314 barriles diarios) y el 90,75% del gas (103,39 millones de m³/día) provienen de esta modalidad, con fuerte predominio del shale. Estos niveles reflejan no solo la maduración tecnológica del desarrollo, sino también la capacidad de escalar en productividad con menor tiempo y costos de perforación.

Proyección exportadora de Vaca Muerta

El salto productivo consolida la visión de la industria: Vaca Muerta ya no solo abastece el mercado interno, sino que comienza a proyectarse como plataforma exportadora de petróleo y gas. Las operadoras ya trabajan en planes para ampliar la infraestructura, reducir cuellos de botella y acelerar el transporte hacia los puertos.

Además, el avance en gas abre la puerta a proyectos estratégicos como Argentina LNG, que buscan transformar el excedente en una fuente de divisas a partir de exportaciones a gran escala. Mientras que el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) es la plataforma que llevará al shale oil argentino a competir en las grandes ligas.

Con estos resultados, Neuquén ratifica su papel como epicentro de la transformación energética argentina. El desafío inmediato pasa por sostener este ritmo de crecimiento y garantizar la infraestructura necesaria para que la producción récord de hoy se convierta en un negocio sostenible en el mediano y largo plazo.