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Producción

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.

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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.

Litio: por qué Argentina debería evitar competir con China en baterías

El mercado global del litio muestra una fuerte concentración en pocos países y una expansión acelerada de la demanda, impulsada por la transición energética. Argentina comienza a consolidarse como uno de los principales protagonistas de cara a la próxima década.

De acuerdo con el análisis de Ernesto Díaz, vicepresidente de Rystad Energy para Latinoamérica, el país tiene condiciones para posicionarse entre los mayores productores mundiales junto con Australia hacia 2030.

“Los datos recientes sobre producción global de litio dejan algo claro: el mercado ya está altamente concentrado y dominado por pocos actores, con Australia, Chile, China y Argentina liderando la oferta. Al mismo tiempo, la expansión proyectada de capacidad muestra que el crecimiento vendrá principalmente de operaciones upstream”, señaló.

El dilema sobre la cadena de valor

En paralelo al crecimiento de la producción de litio, se abre un debate central sobre el modelo de desarrollo que debería adoptar Argentina. La discusión gira en torno a avanzar en la industrialización o consolidar su rol como proveedor de productos procesados.

En ese sentido, Díaz plantea que la decisión debe basarse en criterios de competitividad y no en aspiraciones industriales que podrían implicar mayores riesgos.

“En este contexto, surge una pregunta clave para Argentina: ¿debería avanzar hacia la integración vertical y competir en la fabricación de componentes de baterías, o consolidarse como proveedor competitivo de carbonato e hidróxido de litio?”, advirtió.

“Mi visión es clara: Argentina debería profundizar su posicionamiento en la producción de litio grado batería, en lugar de intentar competir aguas abajo con China”, agregó.

Ventajas comparativas y enfoque productivo

El análisis destaca que Argentina cuenta con ventajas estructurales dentro del denominado “triángulo del litio”, lo que le permite competir en costos y calidad de recursos. Esto refuerza la idea de priorizar el desarrollo del segmento upstream.

El desafío, según el especialista, pasa por escalar la producción, mejorar la eficiencia y capturar valor en el procesamiento químico del mineral, donde existe una demanda global sostenida.

“Argentina forma parte del triángulo del litio, con recursos de clase mundial y costos competitivos. La prioridad debería ser escalar producción, mejorar eficiencia y capturar valor en el procesamiento químico, donde ya existe demanda global sostenida”, explicó.

Las barreras para fabricar baterías

Uno de los puntos centrales del análisis es la dificultad de avanzar en la fabricación de baterías. Se trata de una industria que requiere no solo inversión, sino también un ecosistema productivo complejo y altamente integrado.

La cadena de valor incluye desde la producción de cátodos hasta la fabricación de celdas, con fuertes vínculos con la industria automotriz y un alto nivel de desarrollo tecnológico.

“La fabricación de cátodos, celdas y baterías requiere ecosistemas industriales integrados, proximidad a fabricantes de autos, escala, tecnología y know-how acumulado. China no solo domina capacidad, sino toda la cadena de suministro”, sostuvo.

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Riesgos y costos de la integración vertical

El avance hacia una integración vertical también implica mayores niveles de inversión y riesgos asociados a la volatilidad del mercado y a los cambios tecnológicos. Esto podría afectar la competitividad del país en el mediano plazo.

En este sentido, el especialista advierte que una estrategia de este tipo podría desviar recursos de los segmentos donde Argentina ya tiene ventajas consolidadas.

“Integrarse verticalmente implica inversiones significativamente mayores, ciclos de retorno más largos y mayor exposición a riesgos tecnológicos y de mercado. Para Argentina, esto podría diluir el foco y reducir la competitividad”, afirmó.

La ventana de oportunidad en el upstream

El crecimiento de la demanda global de litio abre una oportunidad concreta para expandir la producción en el corto plazo. La necesidad de abastecimiento inmediato refuerza el rol de los países productores en la cadena global.

En contraposición, los segmentos downstream aparecen más saturados y con mayor competencia, lo que limita las posibilidades de ingreso para nuevos actores.

“La demanda de litio está creciendo rápidamente y necesita oferta confiable hoy. Hay una ventana clara para capturar valor expandiendo producción upstream, mientras que downstream está más saturado y competitivo”, indicó.

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Una estrategia pragmática para el desarrollo

El planteo de Díaz no descarta la industrialización, pero propone abordarla de manera selectiva, a través de alianzas estratégicas y mejoras en la calidad del producto. Esto permitiría avanzar sin asumir riesgos excesivos.

El foco, en este esquema, debería estar en mejorar la infraestructura, garantizar estabilidad regulatoria y atraer inversiones que potencien el desarrollo del sector.

“Esto no implica renunciar a industrialización, sino priorizar la mejora en calidad, el desarrollo de infraestructura, la estabilidad regulatoria y la atracción de inversión extranjera, con integración selectiva”, aseguró.

Santa Cruz: las operadoras cerrarán un acuerdo decisivo para impulsar la industria

La provincia de Santa Cruz atraviesa una jornada decisiva con la llegada a Río Gallegos de los principales ejecutivos de la industria hidrocarburífera. El gobernador Claudio Vidal recibe a los referentes de las 14 operadoras que trabajan en la zona, en un intento por cerrar un acuerdo integral orientado a recomponer la producción, fortalecer el empleo y reactivar los equipos inactivos.

Entre los primeros en arribar se encuentran el CEO de YPF, Horacio Marín, acompañado por Lisandro de Leonardis; el CEO de CGC, Hugo Eurnekian; Pedro Martínez de Alianza Petrolera y Miguel Pesce, en representación de Petrolera Santa María. A lo largo del día se sumarán los restantes directivos, en una demostración del peso estratégico que adquiere esta negociación.

La presencia simultánea de los máximos referentes del sector subraya la relevancia del entendimiento que se busca alcanzar. Para el Gobierno provincial, la firma de un acuerdo amplio y consensuado constituye un paso necesario para revertir la caída en la actividad y recuperar el dinamismo de la cadena hidrocarburífera.

Reuniones clave en la recta final del acuerdo

Los encuentros se desarrollarán tanto en la Residencia Oficial como en la Casa de Gobierno, donde los ejecutivos mantendrán varias rondas de trabajo con el gobernador. Se trata de una instancia crítica que definirá los términos de un nuevo marco operativo para todas las empresas que trabajan en Santa Cruz.

El Gobierno impulsa un esquema integral que combine incentivos claros con compromisos concretos de inversión, en un contexto donde los campos maduros requieren estrategias renovadas para sostener su competitividad. La agenda incluye la recuperación de áreas con bajo rendimiento, la reactivación de equipos y la ampliación del nivel de actividad en campo.

El avance de las negociaciones evidencia un clima de diálogo fluido entre el sector público y privado. El objetivo común es establecer reglas previsibles que permitan elevar la producción, atraer nuevas inversiones y generar mayor estabilidad laboral en una provincia donde la actividad petrolera tiene un impacto directo en la economía regional.

Un acuerdo estratégico para reactivar la producción

La expectativa es alta, tanto entre las operadoras como en el propio Ejecutivo provincial. El entendimiento que se busca cerrar podría convertirse en un punto de inflexión para la industria, con consecuencias significativas en términos de inversión, volumen de trabajo y actividad económica en las comunidades petroleras.

Uno de los ejes centrales de las conversaciones es la necesidad de levantar equipos, especialmente en áreas donde la actividad se redujo en los últimos años. La provincia apuesta a que un mayor nivel de tareas en campo no solo incremente la producción, sino que también dinamice la totalidad de la cadena de valor del sector.

Vidal impulsa un esquema que contemple compromisos de largo plazo y que permita proyectar un horizonte de estabilidad para trabajadores, empresas de servicios y operadoras. En un contexto de transición para las cuencas maduras, la propuesta apunta a recuperar el protagonismo productivo de Santa Cruz dentro del mapa energético nacional.

Impacto en el empleo y la economía provincial

Para las comunidades petroleras, cada movimiento de equipos o reactivación de pozos se traduce en empleo directo e indirecto. Por eso, el avance de estas negociaciones genera expectativas inmediatas en localidades como Las Heras, Pico Truncado, Cañadón Seco y Caleta Olivia, donde el ritmo de la actividad define buena parte de la economía local.

El Gobierno provincial considera que el acuerdo permitirá retomar niveles de trabajo previos a la desaceleración y abrir la puerta a nuevos desarrollos. La previsibilidad, remarcan desde Casa de Gobierno, será clave para que las empresas planifiquen inversiones sostenidas y aporten dinamismo al sector.

La jornada de reuniones continúa con una agenda intensa que podría culminar con la firma del entendimiento en las próximas horas. Si las operadoras acompañan el esquema propuesto, Santa Cruz podría encarar una etapa de crecimiento, reactivación y mayor empleo en un sector que es pilar de su estructura económica.

Por qué YPF perdió un billón de pesos a pesar del éxito en Vaca Muerta

YPF atraviesa una paradoja financiera sin precedentes en su historia reciente. Mientras sus operaciones en Vaca Muerta generan ganancias récord y una eficiencia técnica envidiable, el balance consolidado del 2025 muestra un número en rojo que impacta. La compañía cerró el ejercicio con una pérdida neta superior al billón de pesos.

Este resultado negativo no surge de una crisis operativa, sino de un proceso de sinceramiento fiscal y contable. La firma reportó un resultado operativo positivo de 2.279.171 millones de pesos, pero factores extraordinarios vinculados a la regularización de deudas impositivas y la salida de los campos maduros terminaron por arrastrar la cifra final hacia el terreno de las pérdidas.

“El principal factor que arrastró el resultado final a terreno negativo fue un cargo impositivo extraordinario de 1.520.119 millones de pesos. Esto se debió a la adhesión de la firma a un régimen de regularización para saldar controversias con las autoridades fiscales por el cómputo de quebrantos impositivos”, informaron desde la compañía.

Radiografía de un rojo extraordinario

Para alcanzar la cifra final de pérdida, el informe detalla un impacto impositivo masivo. El cargo total por impuesto a las ganancias ascendió a 2.394.827 millones de pesos en 2025. Este monto incluye la decisión de cerrar litigios de años anteriores por los quebrantos impositivos actualizados por inflación, buscando dar una previsibilidad jurídica definitiva a la empresa.

Sin embargo, el costo fiscal no fue el único peso en la balanza. La empresa reconoció pérdidas en su segmento de Upstream debido a la devaluación de sus pozos antiguos. Estos bloques convencionales mostraron una declinación natural más severa de lo proyectado, obligando a un ajuste contable millonario para reflejar su valor real de mercado antes de su venta definitiva.

“La Sociedad reconoció una pérdida por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta por 517.862 millones de pesos, generada principalmente por la declinación más pronunciada de los campos y la menor producción esperada a partir de su comportamiento”, detallaron desde la empresa.

YPF logra un nuevo récord.

El éxodo masivo del convencional

Bajo el denominado Proyecto Campos Maduros, la firma inició la desinversión en 46 áreas distribuidas en todo el país. La venta de bloques convencionales le permitió a la compañía liberara recursos técnicos valiosos para que cada peso del Capex sea destinado exclusivamente a Vaca Muerta.

Este retiro estratégico también involucró costos operativos de transición que golpearon el balance. Se registraron cargos por materiales obsoletos que sumaron 253.025 millones de pesos y provisiones millonarias para la optimización de personal de terceros.

“Esta disposición de activos relacionados con campos maduros es consistente con los planes de gestión de la Sociedad, que considera que la racionalización del portafolio Upstream convencional es una de las palancas sobre las cuales se basa la estrategia de YPF”, afirmaron desde la compañía.

Inversión récord para el despegue

A pesar del rojo final, el nivel de inversiones alcanzó cifras nunca antes vistas en la industria nacional. El despliegue de capital en propiedades, planta y equipo superó los 27,6 billones de pesos. La mayor parte de este flujo fue directo a las entrañas de Vaca Muerta, financiando el desarrollo de pozos horizontales y nuevas instalaciones de tratamiento de crudo.

La apuesta por el no convencional se complementa con obras de infraestructura masiva como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Este megaproyecto, liderado por la asociada VMOS, ya consiguió financiamiento internacional por 2.000 millones de dólares.

“YPF realiza estimaciones de recursos y reservas consistentes con los planes de gestión de la Sociedad, con foco en las actividades e inversiones en yacimientos no convencionales, que considera es una de las palancas en las que se basa la estrategia”, consideraron desde la compañía.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

 

 

El horizonte del GNL nacional

El balance de 2025 también sienta las bases para el ambicioso Proyecto Argentina LNG. Junto a socios, YPF planea exportar GNL desde las costas de Río Negro. Este plan contempla un horizonte de veinte años y requiere la estabilidad financiera que la regularización de los quebrantos impositivos pretende garantizar a largo plazo.

La solidez operativa es indiscutible al observar el flujo de efectivo. Al cierre del año, YPF mantenía en caja 1.352.703 millones de pesos, superando las disponibilidades del ejercicio anterior. Esto demuestra que la petrolera tiene fondos necesarios para ejecutar sus planes de expansión, a pesar de que el resultado contable final fuera afectado por cargos extraordinarios de carácter no recurrente.

“La petrolera impulsa el ‘Proyecto LNG’ para procesar gas de Vaca Muerta mediante plantas flotantes de licuefacción en Río Negro. Este plan contempla un horizonte de exportación a 20 años y la construcción de un gasoducto dedicado exclusivamente para este fin”, detallaron.

El crecimiento de Vaca Muerta vuelve a presionar al midstream

La actividad en Vaca Muerta volvió a sorprender al marcar niveles históricos durante los primeros meses de 2026. Así lo afirmó Ernesto Díaz, vicepresidente de Rystad Energy para Latinoamérica, quien destacó que la formación “entró en una nueva fase de aceleración” que supera ampliamente las proyecciones realizadas por la consultora en informes previos.

En una publicación en LinkedIn, Díaz explicó que dos indicadores anticipan el crecimiento: los pozos iniciados y las etapas de fractura. Ambos alcanzaron máximos nunca registrados. En marzo se contabilizaron alrededor de 55 pozos spud, mientras que el primer trimestre del año superó las 3.000 etapas de fractura, lo que marca un hito para el shale argentino.

Para el analista, estos valores no representan simples métricas operativas, sino los mejores predictores del aumento de producción futura. Son señales tempranas y altamente confiables de que el desarrollo de la roca madre encara un ciclo de expansión mucho más agresivo que el observado en años anteriores.

Una actividad que se triplica en pocos años

Según datos históricos, la cuenca pasó de perforar entre 10 y 15 pozos mensuales durante 2018 y 2019 a niveles superiores a los 50 pozos por mes en 2026. Para Díaz, esta dinámica implica más que un crecimiento sostenido: se trata de “una multiplicación por tres en menos de cinco años”, con efectos directos en la oferta de petróleo y gas.

La tendencia también se repite en las completaciones. Mientras que hace seis años se realizaban entre 500 y 800 etapas de fractura por mes, el sistema hoy opera en un rango que supera las 2.000 y alcanza picos de más de 3.000. Este salto, en palabras del especialista, implica “una escala brutal en productividad”.

El efecto sobre la curva de producción es prácticamente inmediato. Los pozos perforados hoy impactan entre seis y doce meses después, mientras que las fracturas muestran resultados en un plazo aún más corto. Por eso, Díaz considera que el crecimiento de la producción ya está asegurado para todo 2026 e incluso para 2027.

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Midstream, el nuevo límite del sistema

El vicepresidente de Rystad remarcó que el verdadero desafío ya no está en el upstream. A medida que aumenta la extracción, también crece la producción de gas asociado y líquidos del gas natural (NGLs), lo que tensiona la capacidad disponible para evacuar y procesar los volúmenes incrementales.

En este sentido, la infraestructura de transporte, procesamiento y fraccionamiento se convierte en el principal cuello de botella. La consultora advierte que el sistema está entrando en una etapa donde la escala supera lo que el midstream puede absorber sin nuevas inversiones de magnitud.

Díaz consideró que este escenario redefine la historia de Vaca Muerta, que deja atrás una fase de crecimiento continuo para entrar en un ciclo marcado por la escala y las limitaciones logísticas. Para los inversores, este contexto abre oportunidades muy concretas en segmentos donde la presión ya se percibe con fuerza.

Según sus estimaciones, el nivel actual de actividad permitiría proyectar un crecimiento de entre 30% y 40% en la producción, lo que incrementaría las exigencias sobre la evacuación de gas, la capacidad de procesamiento y la infraestructura de fraccionamiento de NGLs, áreas donde se concentrarán las inversiones estratégicas del próximo ciclo.

El fracking en Vaca Muerta volvió a romper su techo

Vaca Muerta convirtió lo extraordinario en cotidiano. La roca madre rompe un récord cada mes y marzo no fue la excepción. El tercer mes del año registró la cifra más alta del fracking al alcanzar un total de 2.616 punciones en el segmento shale.

La cifra desplazó al máximo establecido en mayo del año pasado cuando las empresas sumaron 2.588 etapas de fractura y dejó atrás a la marca de enero de este año cuando se anotaron 2.401 operaciones.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la marca de marzo significó una suba del 10,33% con respecto a febrero y un incremento interanual del 33,46%. Las punciones se repartieron entre 870 destinas al gas y 1.746 vinculadas al petróleo.

Golpe de timón en Vaca Muerta: SLB destronó a Halliburton en el fracking

El podio de Vaca Muerta

En lo que respecta a las operadoras, YPF sigue liderando todo lo que sucede en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.116 operaciones, lo que significa el 43% del total de las fracturas.

El batacazo estuvo a cargo de Pluspetrol. La compañía aumentó su actividad y logró subirse al podio del fracking de la roca madre de la Cuenca Neuquina. La empresa de capitales nacionales registró 431 punciones, lo que se traduce en el 17% del total.

En Pluspetrol hay que hacer la salvedad que sus operaciones se dividen en dos entidades: Pluspetrol y Pluspetrol CN. La primera está destinada a la actividad en La Calera donde se realizaron 224 etapas de fractura y la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada) donde se llevaron a cabo 207 punciones.

El podio fue completado por Vista Energy. La empresa que lidera Miguel Galuccio solicitó 281 etapas de fractura e implicó el 11% de las punciones en Vaca Muerta. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 209 operaciones lo que explica el 8% de la actividad en el shale.

Sube la actividad

Las compañías siguen empujando las operaciones en la roca madre. Pan American Energy (PAE) sumo 160 etapas de fractura mientras que Shell sumó 156 punciones. Cada una se encargó de tener un 6% de la actividad en Vaca Muerta.

Un escalón más abajo se posicionó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint logró 138 fracturas, lo que se traduce en el 5% de las operaciones en la Cuenca Neuquina.

El cierre estuvo a cargo de Phoenix Global Resources y TotalEnergies, quienes no superaron las 100 operaciones. PGR sumó 98 punciones y la firma francesa registró 11 trabajos.

Un equipo de Halliburton propone revolucionar el fracking en Vaca Muerta

El poder de los sets de fractura

Halliburton y SLB son las firmas que lideran el fracking de Vaca Muerta. Las compañías concentra el 67% de las operaciones en el shale y este mes lograron superar sus marcas históricas. La empresa de mamelucos rojos se consolida en el primer lugar en las fracturas, posición que perdió en 2025.

Halliburton contabilizó 1.147 etapas de fractura y marcó una amplia diferencia con su principal competidor. En segundo lugar, quedó SLB con 600 operaciones.

El tercer lugar fue para Calfrac que sumó 382 punciones mientras un escalón más abajo se posicionó Tenaris con 263 operaciones. El cierre estuvo a cargo de Servicios Petroleros Integrados (SPI) con 224 fracturas.

Pampa emitió ON por 200 millones de dólares a 3 años de plazo

Pampa Energía emitió una nueva serie de Obligaciones Negociables por 200 millones de dólares a tres años. La compañía había lanzado la operación por 100 millones, ampliable a 200 millones, y recibió ofertas por más de 425 millones, más de cuatro veces el monto inicial y más del doble del finalmente emitido. El factor de prorrateo fue de 87,7279%.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Se trata de una colocación destacada en el mercado local por el monto alcanzado, el plazo obtenido y la tasa lograda. Refleja la confianza del mercado en Pampa y nos permite seguir mejorando nuestra estructura de financiamiento para acompañar nuestros planes de inversión”

El capital de las Obligaciones Negociables Clase 27 será amortizado en un único pago en la fecha de vencimiento del 1 de abril de 2029. Además, la emisión recibió de FIX la calificación “AAA(arg)” con perspectiva Estable, que representa la máxima calificación crediticia en la escala local.

Pampa Energía acelera en shale oil.

Seguir creciendo en Vaca Muerta

La operadora confirmó que incrementará su producción de gas en 10 millones de metros cúbicos en los próximos 3 años. Horacio Turri, director E&P de la compañía, sostuvo que Pampa participará en la ampliación del Gasoducto Perito Moreno donde los productores podrán sumar 14 millones de metros cúbicos de capacidad de gas adicional entre Neuquén y Buenos Aires, de los cuales 12 Mm3 van a las zonas del Gran Buenos Aires y 2 Mm3 a Bahía Blanca.

“Estamos con la posibilidad de conseguir del orden de los 3 millones y medio de metros cúbicos sobre esa ampliación a partir de un prepago entre 3.100 y 3.500, todavía tenemos que terminar de definirlo, eso implica una inversión en el prepago de cerca de 240 millones de dólares que nos va a permitir acceder al mercado de invierno con gas adicional”, consideró.

“Tenemos 3.500 a partir de la desregulación, 3.500 más o 3.200 lo que fuera a partir de la IP, estamos casi hablando de 7 millones de metros y adicionalmente a eso somos partícipes también del proyecto del LNG, con lo cual se suman en una primera instancia 2 millones y medio cuando esté el primer barco y hasta 6 en la segunda instancia cuando ya esté el segundo barco disponible”, describió.

“En definitiva, en resumen, lo que estamos diciendo es que Pampa va a cambiar su perfil de producción de gas y lo va a incrementar en aproximadamente 10 millones de metros en los próximos 3 años”, subrayó.

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La ventana del shale oil

Por otro lado, Pampa continúa desarrollando su proyecto en Rincón de Aranda. El bloque es el primer desarrollo en la ventana petrolera de Vaca Muerta y genera grandes expectativas en la compañía.

“Arrancamos sobre fines del 24, principios del 25, prácticamente sin producción. Estamos hoy en 22 mil barriles por día, aproximadamente, todo esto con instalaciones temporales de producción que montamos especialmente para esta primera etapa”, aseguró Turri.

“En paralelo, estamos construyendo nuestra planta definitiva de tratamiento de crudo, que va a tener una capacidad de 45 mil barriles por día. Llevamos 40 pozos perforados durante este año, 26 completados. Tenemos para perforar unos 25 adicionales en el 2026 y completar 25 más, con el objetivo de llegar hacia fines del 2026 a los 28o mil barriles, y ya, con la entrada de la planta definitiva, escalar hasta 45 mil barriles hacia mediados del 2027. Así que es una apuesta bastante ambiciosa”, ponderó.

Pampa Energía cerró 2025 con crecimiento en generación eléctrica y mayores reservas en Vaca Muerta

Pampa Energía presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025, un período marcado por un sólido desempeño en su negocio de generación eléctrica. El EBITDA del segmento alcanzó los US$111 millones, un 28% superior al mismo período de 2024, impulsado por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “La implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.

En petróleo y gas, la producción total creció 32% respecto del mismo período de 2024 y las reservas probadas alcanzaron 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que al cierre del año anterior. Durante 2025, Pampa repuso reservas por una cantidad equivalente a tres veces su producción, lo que permitió extender el horizonte de las mismas de 8 a 10 años.

Pampa Energía sigue impulsando el crecimiento de Rincón de Aranda.

Además la compañía informó que el desarrollo de Rincón de Aranda, uno de sus principales proyectos en Vaca Muerta, continúa en su etapa inicial y avanza conforme al plan de expansión previsto.

La empresa registró ventas por US$507 millones, lo que representa un incremento del 16% respecto del mismo período de 2024. En el acumulado anual, la facturación alcanzó aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024. El EBITDA ajustado del cuarto trimestre fue de US$230 millones, con una suba del 26% interanual.

En materia financiera, en noviembre de 2025 la compañía emitió un bono internacional por US$450 millones con una tasa de 7,75% a 12 años, un plazo récord para una empresa privada argentina. Esta operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera consistente con el plan de inversiones.