Neuquén acelera inversiones en infraestructura para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó del 14° Argentina-UK Business Networking Day, donde analizó el impacto del desarrollo de Vaca Muerta y los desafíos que enfrenta la provincia para sostener el ritmo de crecimiento asociado a la actividad energética.

Durante su exposición, el mandatario sostuvo que el incremento de la producción energética debe ir acompañado por inversiones en infraestructura que permitan mejorar la calidad de vida de la población. En ese sentido, remarcó que la administración provincial mantiene una política de equilibrio fiscal y orienta recursos a obras consideradas estratégicas.

Además, destacó la reciente mejora en la calificación crediticia de Neuquén y señaló que la provincia mantiene un historial de cumplimiento de sus compromisos financieros. En ese marco, planteó la necesidad de acelerar las inversiones destinadas a acompañar la expansión económica y demográfica.

Infraestructura para sostener el crecimiento

Figueroa advirtió que los niveles de producción proyectados para Vaca Muerta hacia 2030 requerirán un esfuerzo sostenido en materia de infraestructura. Según explicó, será necesario ampliar rutas, escuelas, hospitales y servicios básicos para responder a la demanda que genera el crecimiento de la actividad.

El gobernador indicó que el objetivo no pasa únicamente por consolidar el desarrollo de la industria hidrocarburífera, sino también por garantizar que los beneficios de esa expansión lleguen a toda la población de la provincia. Para ello, consideró indispensable acompañar las inversiones privadas con obras públicas.

Como ejemplo, recordó que durante el último año se incorporaron alrededor de 22.000 nuevos habitantes a Neuquén. Esa dinámica, explicó, obliga a reforzar permanentemente la infraestructura educativa y sanitaria para atender las nuevas necesidades derivadas del crecimiento poblacional.

El respaldo al RIGI y la competitividad

Durante su intervención, el mandatario también respaldó el RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) y sostuvo que la herramienta contribuye a brindar previsibilidad a los inversores. A su entender, el régimen mejora las condiciones para competir por capitales frente a otros mercados internacionales.

Figueroa señaló además que existe una amplia coincidencia entre sectores políticos, empresariales y sindicales respecto de la relevancia estratégica de Vaca Muerta para el futuro económico del país. En ese contexto, valoró la articulación entre el sector privado y el Estado.

El gobernador destacó especialmente los programas vinculados a la formación de recursos humanos, entre ellos las becas Gregorio Álvarez y las iniciativas impulsadas a través del Instituto Vaca Muerta. Según expresó, estas herramientas permiten preparar trabajadores para responder a las necesidades de una industria en expansión.

Capacitación y obras para la industria

En otro tramo de su presentación, Figueroa sostuvo que, pese a las diferencias existentes en otros ámbitos, la provincia mantiene una agenda de trabajo conjunta con el Gobierno nacional en temas vinculados al desarrollo energético y la atracción de inversiones.

También repasó el programa de obras que ejecuta Neuquén y resaltó el aporte que realiza la industria petrolera en proyectos de capacitación y formación laboral. En particular, valoró el rol del Instituto Vaca Muerta en la generación de mano de obra especializada para las nuevas demandas del sector.

Por último, el gobernador afirmó que las inversiones realizadas en infraestructura vial contribuyeron a mejorar la competitividad provincial. En ese sentido, destacó el financiamiento de obras estratégicas y señaló que tanto el sector público como el privado trabajan para sostener las condiciones necesarias para el crecimiento de Vaca Muerta y de la economía neuquina.

Río Negro adjudicó dos áreas petroleras a Geopetrol

La provincia de Río Negro adjudicó a Geopetrol las concesiones de explotación de las áreas Medianera y Rinconada–Puesto Morales, dos bloques convencionales ubicados en una etapa avanzada de madurez productiva. La medida fue oficializada mediante el Decreto N° 548/26 y establece un plazo de diez años para la operación de ambos activos.

La decisión se produce luego de que los yacimientos quedaran sin operador tras la situación judicial de Madalena Energy, empresa que tenía a su cargo las concesiones. La firma fue declarada en quiebra y acumulaba incumplimientos que derivaron en el deterioro de instalaciones y la interrupción de parte de la actividad productiva.

Ante ese escenario, el Gobierno provincial avanzó con la revocación de las concesiones anteriores y puso en marcha un proceso licitatorio destinado a garantizar la continuidad de las operaciones. El objetivo fue evitar la paralización definitiva de áreas con décadas de historia dentro de la actividad hidrocarburífera rionegrina.

La licitación para reactivar áreas convencionales

La adjudicación se concretó a través del Concurso Público Nacional e Internacional N° 02/25, convocado por la provincia para seleccionar nuevos operadores para bloques convencionales. El proceso incluyó la recepción y evaluación de propuestas técnicas y económicas de distintas compañías interesadas.

En la compulsa participaron Geopetrol Drilling S.A., Petrolsur Energía S.A. y la unión transitoria integrada por Titanium Energy S.A. y Emepa S.A. Tras analizar las ofertas, las autoridades provinciales resolvieron adjudicar ambos bloques a Geopetrol.

La secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya, sostuvo que la medida apunta a preservar la actividad en yacimientos que continúan aportando producción. “Es una decisión estratégica para evitar la paralización de áreas con historia productiva, sostener la operación y cuidar el empleo vinculado a la actividad hidrocarburífera”, afirmó la funcionaria.

La producción de petróleo pasa por su mejor momento.

Los desafíos de operar campos maduros

Las áreas Medianera y Rinconada–Puesto Morales registran actividad petrolera desde la década de 1960. Sin embargo, el paso del tiempo modificó las condiciones productivas de los yacimientos, que hoy presentan mayores complejidades técnicas y económicas para mantener niveles de extracción competitivos.

Uno de los principales desafíos es el elevado porcentaje de agua asociado a la producción de los pozos. Esta característica incrementa los costos operativos y reduce la rentabilidad de los proyectos, una situación habitual en los campos convencionales de larga trayectoria.

Frente a ese contexto, la provincia incorporó condiciones especiales dentro del proceso licitatorio. Entre ellas se destaca una reducción de las regalías hidrocarburíferas al 6%, una medida orientada a generar incentivos para atraer operadores con capacidad de inversión y experiencia en la gestión de activos maduros.

El plan de inversiones comprometido

Para el área Medianera, Geopetrol presentó un programa que contempla un Plan de Continuidad Operativa de US$ 605.000 durante los primeros dos años de concesión. A ello se suma un Plan de Desarrollo e Inversiones de US$ 1,62 millones destinado a ejecutarse durante los ocho años restantes.

En el caso de Rinconada–Puesto Morales, la empresa propuso un desembolso de US$ 1,4 millones para garantizar la continuidad de las operaciones en la etapa inicial. Posteriormente, prevé invertir otros US$ 2,54 millones para el desarrollo del área durante el resto del período concesionado.

Según indicó Moya, la adjudicación forma parte de una estrategia más amplia para sostener la actividad convencional en la provincia. “No se trata sólo de mantener pozos activos: se trata de cuidar trabajo, recuperar producción, ordenar áreas vencidas y generar condiciones para que la actividad convencional siga aportando al desarrollo provincial”, señaló.

Río Negro adjudicó el área Cinco Saltos a PAE.

El futuro de las áreas y la situación de Las Bases

La funcionaria también precisó que el nuevo operador tiene previsto iniciar actividades el 1 de junio. De acuerdo con la información oficial, la transición contempla la continuidad laboral de los trabajadores vinculados a ambos bloques y el reconocimiento de su antigüedad.

La licitación representa además el primer proceso de adjudicación realizado sobre concesiones de explotación que no fueron prorrogadas durante 2024 y 2025. La provincia impulsó este mecanismo para garantizar la seguridad de las instalaciones y evitar la interrupción de la producción en áreas con plazos vencidos.

El Decreto N° 548/26 incluyó además una definición sobre el área Las Bases, cuya licitación fue declarada desierta debido a la ausencia de ofertas. Como resultado, la administración y control de ese bloque permanecerán bajo la órbita de la provincia de Río Negro.

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.

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.

Rystad Energy: el nuevo ciclo shale en Estados Unidos redefine las oportunidades para Vaca Muerta

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.

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%.

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.

YPF proyecta llevar a La Angostura Sur a 100.000 barriles diarios

La aceleración de la producción no convencional volvió a ocupar el centro de la estrategia de YPF en Vaca Muerta. Durante la presentación de resultados trimestrales ante inversores, el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, destacó el crecimiento del bloque La Angostura Sur, que pasó de producir 2.000 barriles diarios de shale oil a unos 55.000 barriles en apenas un año y medio.

El ejecutivo remarcó que el desarrollo del área se convirtió en uno de los ejemplos más visibles de la nueva etapa operativa de la petrolera. Según precisó, el bloque ya representa alrededor del 25% de la producción total de shale oil de la empresa y se posiciona como el quinto desarrollo más importante de toda la roca madre.

“Quisiera dedicar unos minutos a compartir con ustedes el exitoso desarrollo de La Angostura Sur, un bloque que, a nuestro juicio, refleja a la perfección lo que YPF es capaz de hacer cuando combinamos la excelencia operativa con una visión estratégica”, sostuvo Marín.

“Hace apenas 18 meses, La Angostura Sur producía 2.000 barriles diarios de petróleo de esquisto. Hoy produce aproximadamente 55.000 barriles diarios”, agregó.

YPF evalúa explorar el potencial no convencional de Chubut.

Un bloque clave en la estrategia de crecimiento

Marín explicó además que el crecimiento del bloque no solo está asociado al aumento de producción, sino también a su rentabilidad. En ese sentido, aseguró que el área cuenta con un precio de equilibrio inferior a los 40 dólares por barril y costos de extracción cercanos a los 3 dólares, valores que ubican al proyecto entre los más competitivos de la cartera de la compañía.

El titular de YPF indicó que el desarrollo todavía tiene un amplio margen de expansión, debido a que el nivel de avance del bloque ronda apenas el 19%.

“Lo que hace que este bloque sea aún más atractivo desde el punto de vista de la inversión es su rentabilidad, con un precio de equilibrio inferior a 40 dólares por barril, un coste de extracción de alrededor de 3 dólares por barril y un nivel de desarrollo de aproximadamente el 19%”, afirmó Marín.

“Existe un importante potencial de revalorización en el valor de las concesiones no convencionales hasta 2059”, añadió el ejecutivo durante la presentación de resultados trimestrales.

Por su parte, el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, vinculó el crecimiento del bloque con los nuevos máximos históricos alcanzados por la producción de shale oil de la compañía durante el primer trimestre del año.

El acuerdo entre YPF y Pluspetrol fue ratificado por el Gobierno de Neuquén.

 

El shale oil sostuvo el crecimiento de YPF

Westen detalló que la producción de shale oil llegó a 205.000 barriles diarios en el período, lo que implicó una mejora secuencial del 5% y un incremento interanual del 39%. Según explicó, el desempeño de La Angostura Sur fue uno de los principales factores que impulsaron esos resultados.

“Como mencionó Horacio anteriormente, este logro se debió principalmente al excelente desempeño del bloque La Angostura Sur, que ha mostrado un crecimiento exponencial en la producción en los últimos meses”, señaló Westen.

“Estos niveles de producción se ajustan plenamente a nuestro plan, lo que nos permite mantenernos en el camino correcto para cumplir con nuestros objetivos de producción del año”, agregó el ejecutivo de la petrolera.

Westen también sostuvo que el avance del negocio no convencional permitió compensar la caída de la producción proveniente de yacimientos convencionales maduros. De acuerdo con los datos presentados por la compañía, la producción convencional disminuyó más de 45% interanual y promedió 66.000 barriles diarios durante el trimestre.

El ejecutivo explicó que, si se excluyen los activos recientemente desinvertidos —entre ellos Manantiales Behr, Malargüe y Tierra del Fuego—, la producción convencional de YPF se habría ubicado en torno a los 35.000 barriles diarios hacia marzo. Ese escenario reforzó el peso creciente de Vaca Muerta dentro del portafolio de la petrolera.

YPF revolucionó su modelo de trabajo.

Costos competitivos y proyección de expansión

Durante su exposición, Westen remarcó además que los bloques de petróleo de esquisto de la empresa alcanzaron costos de extracción líderes dentro de la industria. En ese esquema, destacó especialmente el desempeño de La Angostura Sur, que exhibe los costos operativos más bajos entre todos los campos de la compañía.

“Al analizar en detalle nuestros bloques de extracción de petróleo de esquisto, los costos de extracción alcanzaron niveles líderes en su clase de 4 dólares por barril equivalente de petróleo”, afirmó Westen.

“Esto fue impulsado principalmente por importantes eficiencias de costos en las actividades de agrupación, especialmente en el bloque Loma Campana, así como por la creciente participación de La Angostura Sur en nuestra cartera de producción”, agregó.

Marín, en tanto, aseguró que el objetivo de máxima producción para La Angostura Sur se ubica en torno a los 100.000 barriles diarios. Además, destacó que YPF posee el 100% de participación en el bloque, una condición que, según sostuvo, permitirá capturar todo el valor económico generado por el activo.

“La Angostura Sur no es solo un caso de producción; es una prueba de concepto. Demostró la capacidad de YPF para desarrollar rápidamente Vaca Muerta a gran escala con disciplina financiera y costos competitivos”, aseguró el CEO de la petrolera.

Vista incrementará su producción y presentará dos proyectos al RIGI

Vista Energy presentó los resultados del primer trimestre de 2026, período en el que alcanzó una producción total de 134.741 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un incremento del 67% en comparación con el primer trimestre de 2025.  El crecimiento estuvo impulsado por la incorporación del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y la perforación de pozos nuevos en sus áreas operadas.

La producción de petróleo promedió 116.655 barriles diarios (bbl/d), con una suba interanual del 68% respecto al primer trimestre de 2025. Asimismo, los ingresos totales del trimestre alcanzaron los US$ 694,3 millones, lo que representa un incremento del 58% frente al primer trimestre de 2025.

La compañía continuó mejorando sus indicadores de eficiencia. El costo de extracción se ubicó en US$ 4,3 por barril equivalente (boe), un 8% por debajo del nivel registrado en el primer trimestre de 2025. A su vez, los gastos comerciales, fueron US$ 3,8 por boe, un ahorro de 41% con respecto al año anterior.

Un crecimiento sostenido

El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 450,8 millones, con una suba del 64% respecto al mismo período del año anterior. El margen de EBITDA ajustado alcanzó el 65%, lo que implica una mejora de 3 puntos porcentuales frente al primer trimestre de 2025, impulsado por ahorros de costos que compensaron la baja del precio del crudo en el primer trimestre comparado con año anterior.

Las exportaciones continuaron ganando peso en el negocio: los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas totalizaron US$ 431,0 millones, equivalentes al 64% de los ingresos totales.

Durante el trimestre, Vista invirtió US$ 391,2 millones, destinados principalmente al desarrollo de Vaca Muerta, con la perforación de 19 pozos, la completación de 25 pozos y la conexión de 23 nuevos pozos, junto con obras de infraestructura y proyectos de soporte operativo.

La compañía registró una ganancia neta de US$ 107,7 millones, frente a los US$ 82,8 millones registrados en el primer trimestre de 2025.

Neuquén monitoreará las emisiones en Vaca Muerta.

Un nuevo horizonte marcado por el shale oil

En este marco, la empresa comandada por Miguel Galuccio actualizó sus proyecciones para 2026 a partir del significativo desempeño en producción y una visión más constructiva sobre los precios del petróleo. En este contexto, y apoyada en el avance de la campaña de nuevos pozos (con 23 conexiones a la fecha) y en una mayor productividad, Vista elevará su proyección de producción anual de 140.000 boe/d a 143.000 boe/d, lo que implica más de un millón de barriles de petróleo equivalente adicionales en el año con destino de exportación.

Durante el call con inversores y analistas el presidente y CEO de Vista Energy dijo que “actualmente estamos preparando la documentación para aplicar al RIGI para dos de nuestros bloques de desarrollo futuro: Águila Mora y Bandurria Norte. Una vez que se cierre la operación con Equinor, tendremos un mejor entendimiento de Bajo del Toro, que creo que también podría aplicar, aunque esa solicitud deberá ser presentada por su operador, YPF“.

“En cuanto a los tiempos, planeamos presentar la documentación hacia el final del segundo trimestre. Luego, el Ministerio de Energía debe analizar la información antes de su aprobación. El impacto del RIGI es muy positivo. La mejora en las tasas de retorno de estos bloques debido a los incentivos fiscales es un fuerte estímulo para acelerar el capex en estos bloques no desarrollados, que de otro modo no serían priorizados en nuestro plan de desarrollo hasta aproximadamente 2030”, aseguró.

YPF y las áreas que permitieron estar cerca de los 380 mil barriles

La producción de crudo de YPF volvió a mostrar señales positivas en marzo. La empresa de mayoría estatal alcanzó 380.418 barriles diarios, lo que representó una suba mensual de 1,36% y un crecimiento de 5,54% interanual.

Tal como viene anunciado Horacio Marín, la compañía apunta todos sus cañones al desarrollo de Vaca Muerta. El peso del shale se puede ver reflejado en los 353.704 barriles diarios del total operado. Esa cifra implicó una mejora mensual de 1,42% y un salto de 22,61% frente a marzo de 2025.

Pese al avance mensual, los datos muestran que YPF todavía se ubicó por debajo del máximo alcanzado en enero de este año. La producción de marzo resultó 2,71% inferior al récord de enero de este año, aunque se mantiene en niveles históricamente altos.

El peso de Neuquén

La Cuenca Neuquina ya representa 92,9% de toda la producción de crudo de YPF, confirmando el proceso de concentración de inversiones y actividad en los desarrollos no convencionales. El crecimiento del shale desplazó progresivamente el peso de otras regiones productoras.

Dentro de ese esquema, Loma Campana se mantuvo como el principal activo de la compañía con 91.815 barriles diarios, equivalentes al 24,14% del total. Sin embargo, durante marzo registró una baja mensual de 5,2%, aunque sin perder liderazgo.

Muy cerca quedó La Amarga Chica, con 87.800 barriles diarios y una participación de 23,08%. El bloque mostró una recuperación relevante en el mes y volvió a posicionarse como uno de los motores centrales del crecimiento de YPF en Vaca Muerta.

El ranking de áreas clave en YPF

El tercer lugar continuó en manos de Bandurria Sur, que produjo 62.225 barriles diarios, representando 16,36% del total operado. Entre los tres principales bloques sumaron más del 63% de toda la producción petrolera de la empresa.

Luego aparecieron La Angostura Sur I, con 31.558 barriles diarios, y Manantiales Behr, con 25.649 barriles diarios. Mientras el bloque neuquino avanzó con fuerza, el histórico yacimiento de Chubut es la principal referencia convencional dentro del portfolio. Sin embargo, en los próximos días se hará efectivo el pase del mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge a PECOM.

También integraron el top ten Aguada del Chañar con 21.180 barriles diarios, La Angostura Sur II con 15.532 barriles diarios y Chachahuen Sur con 11.067 barriles diarios, mostrando una base productiva cada vez más concentrada.

Convencionales y nuevos proyectos

Uno de los datos destacados del mes fue el crecimiento de La Angostura Sur I y II, con avances de 12,8% y 7,6% mensual, respectivamente. Ambos activos vienen ganando protagonismo dentro de la expansión de producción no convencional.

En el segmento convencional, sobresalió Chachahuen Sur, que mejoró 6,4% impulsado por el proyecto de EOR (recuperación mejorada) que se desarrolla en esa área. La estrategia busca extender vida útil y elevar factores de recobro.

Las 10 áreas más productivas de YPF concentraron 92,8% del total operado, una señal clara del peso que tienen pocos activos estratégicos dentro del negocio. Con ese mapa, la petrolera sigue apostando al shale como eje de crecimiento futuro.

La producción de gas de Neuquén creció casi un 4% en febrero

Durante marzo de 2026, la provincia del Neuquén consolidó su crecimiento en materia hidrocarburífera, con un desempeño destacado en la producción de gas, de acuerdo con los datos informados por la Subsecretaría de Energía de la provincia.

La producción gasífera alcanzó los 101,39 millones de metros cúbicos por día, lo que representa un incremento del 3,68% respecto de febrero y del 14,32% en comparación con el mismo mes de 2025. En el acumulado del primer trimestre, la suba es del 4,35% interanual.

Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por el aumento en áreas como La Calera, Aguada Pichana Este, Rincón del Mangrullo, Fortín de Piedra y El Orejano, que continúan afianzando el rol de la provincia como principal productora de gas del país.

La actividad petrolera sigue creciendo

En paralelo, la producción de petróleo alcanzó los 609.868 barriles por día, con un incremento del 1,01% respecto de febrero. En términos interanuales, el crecimiento fue del 30,88%, mientras que el acumulado entre enero y marzo muestra una suba del 31,11% frente al mismo período del año pasado.

El aumento en la producción de crudo se explica principalmente por el desempeño de áreas como Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica, Rincón de Aranda, La Angostura Sur I y La Calera.

Otro dato relevante es la consolidación del desarrollo no convencional. En marzo, el 96,97% del petróleo producido en Neuquén provino de este tipo de reservorios, mientras que en el caso del gas la participación alcanzó el 90,81%. Dentro de este segmento, el gas shale representó el 81,46% del total provincial y el tight el 9,34%.

Estos resultados ratifican el liderazgo de Neuquén en el desarrollo energético nacional y reflejan el dinamismo de una actividad que continúa en expansión, con eje en Vaca Muerta.

Bajada del Palo Oeste es uno de los yacimientos top de Vaca Muerta.

La búsqueda de nuevas inversiones

Hay que recordar que Neuquén confirmó que en agosto licitará 15 nuevas áreas hidrocarburíferas en Vaca Muerta, con el objetivo de ampliar la actividad no convencional y atraer nuevos inversores. El proceso será encabezado por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

El anuncio fue realizado por el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, quien destacó la necesidad de incorporar más compañías al crecimiento del shale neuquino. La decisión llega en un contexto donde la expansión de la infraestructura de transporte comienza a aliviar las limitaciones logísticas.

Desde el gobierno provincial remarcaron que GyP cumple un rol central para facilitar el desembarco de empresas extranjeras, especialmente aquellas que no conocen el funcionamiento local.

Las áreas seleccionadas se ubican en la ventana de líquidos de Vaca Muerta, enfocada en petróleo, y están rodeadas de yacimientos en producción. Los bloques se localizan en zonas tradicionales como Añelo, Rincón de los Sauces, Cutral Co y Plaza Huincul, con acceso cercano a infraestructura existente.

El pliego de condiciones estará disponible en mayo. Luego habrá 90 días para presentar ofertas y la adjudicación se concretaría antes de finalizar 2026.

Neuquén también apunta a captar el interés de empresas independientes de Estados Unidos, atraídas por el potencial geológico y productivo de Vaca Muerta.