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Shale oil

Tecpetrol proyecta hasta 125 mil barriles diarios de gas y petróleo en Vaca Muerta

En el marco del Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, ordenó el mapa de la compañía en Vaca Muerta: Fortín de Piedra como el yacimiento ya consolidado, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) como la pieza que falta para escalar y Los Toldos II Este, el bloque de shale oil de la empresa, como el próximo gran salto.

Markous repasó primero el presente de Fortín de Piedra, la nave insignia que Tecpetrol desarrolló desde cero y que hoy es una de las principales referencias del sector, tanto en volumen de producción diaria como en la curva de aprendizaje que dejó puertas adentro de la compañía.

“Estamos muy orgullosos de eso porque lo desarrollamos desde cero y hoy estamos produciendo más de 10 mil barriles de petróleo al día; en gas estamos en el orden de los 24 millones de metros cúbicos diarios, eso es 900 millones de pies cúbicos”, dijo el CEO sobre Fortín de Piedra.

Fortín de Piedra, la base para el próximo salto

Según Markous, esa experiencia es la que la compañía busca trasladar ahora al desarrollo de petróleo. El objetivo declarado es replicar en Los Toldos II Este la misma curva de aprendizaje que le permitió a Tecpetrol convertirse en referente del shale gas en Vaca Muerta.

El directivo también dejó una cifra sobre el horizonte de producción total de la compañía para los próximos meses, sumando gas y petróleo en el conjunto de sus áreas dentro y fuera de Vaca Muerta, incluida la expansión hacia el shale oil.

“Creo que vamos a estar este año en 100 mil barriles totales por día, y en un año más llegar a entre 120 y 125 mil barriles diarios entre gas y petróleo”, proyectó Markous sobre el crecimiento conjunto de la producción de Tecpetrol.

Los Toldos II Este entró al RIGI: la apuesta de Tecpetrol por el shale neuquino

El VMOS y la apuesta por Los Toldos II Este

Con la logística de exportación como condición para ese salto, la compañía puso el foco en el oleoducto VMOS, la obra que Tecpetrol considera clave para poder sacar al mercado internacional el crudo que espera producir en Los Toldos II Este.

Markous fue directo sobre lo que significó, para el proyecto del oleoducto, la reducción del riesgo país durante el último tramo del proceso de definición de los socios, la ingeniería y el financiamiento de la obra en dólares.

“La baja del riesgo argentino, sin eso no habría sido posible. Comprometimos 80.000 barriles de capacidad en el oleoducto: somos los segundos mayores accionistas, con el 14,5% de la capacidad equivalente en barriles”, explicó el directivo sobre la participación de Tecpetrol en el VMOS.

Financiamiento vía RIGI

Ese avance ya tiene buena parte del financiamiento asegurado a través del RIGI, el esquema que la compañía usó para destrabar el capital necesario para la expansión petrolera del bloque.

“Es una inversión para todo el desarrollo del proyecto de 6.400 millones de dólares. Invertiremos alrededor de 2.600 a 2.700 millones de dólares hasta junio del próximo año; fue el segundo proyecto aprobado por el RIGI”, detalló Markous sobre el financiamiento de la expansión petrolera de la compañía.

“No creo que hubieran visto estos proyectos hace más de dos años; las tasas de interés bajan el riesgo y eso cambia todo el panorama para poder financiar obras de esta escala en Vaca Muerta”, agregó el CEO.

Escuelas técnicas y proveedores locales

Antes de cerrar, Markous dedicó un tramo de su exposición a los programas sociales que la compañía sostiene junto a comunidades y proveedores en las zonas donde opera, con foco en formación técnica y desarrollo de pequeñas empresas locales de la región.

“Trabajamos con casi 17 escuelas técnicas en la región, donde gastamos alrededor de 600.000 dólares al año capacitando a profesores y estudiantes; ya capacitamos a unos 20.000 estudiantes”, contó el CEO sobre el programa de educación técnica de Tecpetrol.

El otro programa que mencionó fue ProPymes, orientado a proveedores locales que luego trabajan para la compañía y para el resto de la industria petrolera instalada en la zona, un esquema que Tecpetrol viene sosteniendo desde hace varios años.

“Tenemos alrededor de 230 proveedores a los que capacitamos para que estén listos, y los proveemos, y luego ellos proveen a todas las industrias. Así que esas son cosas que hacemos”, aseguró Markous.

VMOS acelera la obra offshore: ya se construye el ducto submarino

En el Puerto de San Antonio Este empezaron a moverse los primeros caños del ducto offshore de VMOS, el sistema que va a conectar la Terminal Punta Colorada con dos monoboyas ancladas mar adentro. Es el arranque formal de una obra clave para sacar el shale oil de Vaca Muerta.

Son 7 kilómetros de tubería submarina que van a atravesar el lecho marino frente a la costa rionegrina. La compañía ya recibió 721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas, revestidos en hormigón, fabricados en la provincia de Buenos Aires y trasladados por barco desde el puerto de Dock Sud.

Para soldar esos caños en altamar hace falta equipamiento pesado. Llegó también un combifloat, una plataforma modular autoelevable capaz de soportar 400 toneladas de carga con estabilidad aun en condiciones marítimas exigentes, que va a funcionar como base de apoyo para la soldadura offshore.

El buque que va a soldar el ducto en el fondo del mar

El protagonista de esta etapa es el Seminole, un buque factoría especializado en soldar y depositar los caños directamente en el lecho submarino. Es la nave que le va a dar forma definitiva al ducto, tramo por tramo, hasta unir la costa con las boyas de carga.

Cada pieza que llega a Río Negro forma parte de una cadena logística compleja: producción nacional, transporte marítimo y montaje offshore. Para VMOS se trata de una de las obras de infraestructura energética más grandes que se están construyendo hoy en la Argentina.

Mientras el ducto empieza a tomar forma en tierra, la otra mitad del sistema viaja desde el otro lado del mundo. Las dos monoboyas que van a operar como terminal de carga en altamar ya completaron el cruce del estrecho de Ormuz, uno de los pasos marítimos más vigilados del planeta.

Cómo son las monoboyas del VMOS

Se trata de monoboyas tipo Turret CALM Buoy (Catenary Anchor Leg Mooring), fabricadas por la firma neerlandesa Bluewater. Cada una pesa 272 toneladas, mide 15,3 metros de diámetro y 9,3 metros de altura, y va a quedar anclada frente a la costa de Punta Colorada.

Su función es simple de explicar y compleja de ejecutar: van a permitir cargar petróleo directamente a buques VLCC, los de mayor porte, sin necesidad de puerto ni muelle. El sistema de amarre catenario les da estabilidad aunque haya viento, corrientes u oleaje fuerte.

Las boyas están diseñadas para que el buque gire libremente y se acomode solo a las condiciones del mar, algo que reduce la tensión sobre las líneas de amarre. Esa flexibilidad es la que permite operar en altamar con los mismos estándares de seguridad operativa que en un puerto convencional.

El tramo final del viaje hacia Río Negro

Junto a las monoboyas viajan los PLEM, los manifolds submarinos que conectan la tubería de fondo con cada boya. Miden 24 metros de largo, 8,7 de ancho y 6,8 de altura, pesan 220 toneladas y van a quedar apoyados en el lecho marino.

El primer tramo del traslado lo hace el Topaz Ishim, un buque de carga pesada de 123 metros de eslora, con destino a Omán. Ahí va a ocurrir la maniobra más delicada: pasar las monoboyas de un barco a otro, en altamar.

En Omán las esperará el Jumbo Javelin, un buque grúa de 144 metros equipado con dos grúas Huisman que juntas levantan hasta 1.800 toneladas. Va a ser el encargado de trasladar las boyas hasta la costa rionegrina y de instalarlas en su posición final.

Según las estimaciones de VMOS, las monoboyas van a llegar a Argentina a fines de octubre, cuando se complete el tramo final de una obra que combina soldadura submarina, ingeniería naval y meses de navegación entre continentes.

Cuáles fueron los bloques que impulsaron el nuevo récord de Vaca Muerta

Vaca Muerta sigue consolidándose como el principal motor energético de la Argentina. En los últimos años, el desarrollo de la producción no convencional impulsó un crecimiento sostenido tanto en petróleo como en gas natural, llevando a la provincia de Neuquén a marcar sucesivos récords históricos y a posicionarse como líder indiscutido en la extracción de shale oil y shale gas del país.

La provincia de Neuquén produjo en julio de 2026 un promedio de 658.639 barriles de petróleo por día, un 1,64% más que durante el mes anterior. En tanto, la producción de gas alcanzó los 118,07 millones de metros cúbicos diarios en promedio.

La producción petrolera aumentó un 1,64% respecto de junio y alcanzó un nuevo máximo histórico para la provincia. En comparación con julio de 2025, el crecimiento fue del 24,37%.

En tanto, la producción acumulada entre enero y julio de este año se ubicó un 31,28% por encima de la registrada durante el mismo período de 2025.

El incremento mensual estuvo relacionado principalmente con una mayor producción en las áreas Cruz de Lorena, con 5.705 barriles diarios adicionales; Bajo del Choique-La Invernada (+5.452 bbl/d); Bajada del Palo Este (+3.176 bbl/d); Lindero Atravesado (+2.910 bbl/d); y Coirón Amargo Sureste (+2.408 bbl/d).

Del total de petróleo producido durante julio, 641.207 barriles diarios correspondieron a desarrollos no convencionales, que representaron el 97,36% de la producción provincial.

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

El crecimiento del gas de Vaca Muerta

La producción de gas promedió en julio los 118,07 millones de metros cúbicos diarios, un 0,43% menos que en junio. En la comparación interanual, registró un incremento del 3,12%.

Entre enero y julio de 2026, la producción gasífera acumulada fue un 6,3% superior a la del mismo período del año anterior.

La variación mensual se explicó principalmente por una disminución de la producción en las áreas Aguada de la Arena, El Mangrullo, Sierra Chata, Parva Negra Este, El Trapial Este y La Escalonada.

La producción no convencional de gas alcanzó los 107,92 millones de metros cúbicos diarios y representó el 91,41% del total provincial. De ese volumen, 96,51 millones correspondieron a shale gas y 11,41 millones a tight gas.

Tecpetrol suma Los Toldos II Este al RIGI con una inversión de U$S 6.400 millones

Ya está confirmado: Tecpetrol consiguió luz verde del Gobierno nacional para meter a Los Toldos II Este dentro del RIGI. Es uno de los desarrollos de petróleo no convencional más grandes que se vienen preparando en Vaca Muerta en los últimos tiempos.

El número que ordena todo el proyecto es U$S 6.400 millones. Esa es la inversión total contemplada para desarrollar de manera masiva el bloque, ubicado en plena provincia de Neuquén, dentro de la ventana de petróleo negro de la cuenca.

Un salto grande respecto del plan original

Vale la pena el contraste: cuando se presentó por primera vez, este proyecto hablaba de desembolsos por unos USD 2.400 millones. El programa integral que terminó aprobando el Gobierno casi triplica esa cifra inicial.

Con la entrada al RIGI, Tecpetrol queda habilitada para acceder a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que ofrece el régimen para las grandes inversiones. Según el propio Gobierno, ese esquema le permitirá a la compañía sumar cerca de un 40% más de recursos a desarrollar en el área.

La jugada también reacomoda el tablero competitivo de la cuenca. Con este anuncio, el brazo petrolero del Grupo Techint se planta entre los protagonistas centrales de la nueva etapa de expansión del shale oil neuquino.

 

La meta: 70.000 barriles por día

Los Toldos II Este tiene unos 78 kilómetros cuadrados de superficie. El plan de Tecpetrol es empujar la producción del bloque hasta los 70.000 barriles diarios de petróleo, un volumen que lo ubicaría entre los desarrollos más importantes de la cuenca.

La curva de crecimiento está pensada para acelerar fuerte durante 2027. La idea es arrancar el año en torno a los 35.000 barriles diarios y, hacia mediados de ese mismo año, duplicar ese volumen de producción.

Sostener ese ritmo no es solo perforar más pozos. El proyecto también incluye la construcción de una planta de procesamiento de fluidos, nuevos sistemas de captación y transporte, y oleoductos y gasoductos de interconexión, tanto adentro como afuera del yacimiento.

Empleo y perforación en el corazón de Neuquén

Buena parte del capital se va a ir en la etapa de desarrollo propiamente dicha: una campaña intensa de perforación y completación de pozos horizontales que va a concentrar la mayoría de las inversiones en los próximos años.

Las obras de ingeniería y construcción quedaron en manos de Techint Ingeniería y Construcción, la otra pata del grupo que ya viene trabajando en proyectos de infraestructura energética en la región.

En materia de empleo, las cifras oficiales que difundió el Ministerio de Economía hablan de unos 3.100 puestos directos y 4.800 indirectos a lo largo de las distintas etapas del proyecto, sumando más de 7.000 empleos entre ambas categorías.

Ese impacto se va a notar particularmente en las localidades que ya viven de la actividad petrolera en el norte y centro de la provincia, con Rincón de los Sauces y Añelo como los puntos donde más se va a sentir el movimiento.

Tango Energy empezó a perforar un nuevo pozo en Charco Bayo

Tango Energy confirmó el arranque de un nuevo pozo convencional en Charco Bayo, dentro del área de Entre Lomas, en Río Negro. Se trata de un pozo vertical de 2.600 metros que apunta a las formaciones Sierras Blancas y Tordillo, según informó la compañía en su cuenta de LinkedIn esta semana.

El objetivo del trabajo, según explicó la petrolera, es mitigar el declino natural del yacimiento y sumar reservas de petróleo convencional en una zona que Tango Energy ya operaba desde antes de sumar el desarrollo shale a su portfolio. La empresa lo definió como parte de su plan de gestión de activos.

Charco Bayo no es un área nueva para la compañía. Forma parte del bloque Entre Lomas, uno de los cinco activos que Tango Energy recibió el año pasado cuando absorbió las operaciones de Aconcagua Energía, la petrolera que antes manejaba esos yacimientos en Río Negro, Neuquén y Mendoza.

Ese portfolio hoy suma 15 concesiones, la mayoría con producción convencional en marcha. La empresa, que conduce el ex CEO de YPF Pablo Iuliano, viene insistiendo en que buena parte del negocio pasa por exprimir cada pozo existente antes de embarcarse en desarrollos más costosos y de mayor riesgo geológico.

La otra apuesta: el no convencional en Río Negro

Mientras el pozo de Charco Bayo avanza, Tango Energy también puso primera en el desarrollo no convencional de Río Negro. La compañía obtuvo, mediante el Decreto 509/26, la conversión de los bloques Charco del Palenque, Jarilla Quemada y parte de Entre Lomas hacia concesiones de hidrocarburos no convencionales.

El plan piloto contempla una inversión inicial de 66 millones de dólares y la perforación de seis pozos en total, entre convencionales y horizontales, durante los próximos tres años. En Charco del Palenque, la compañía prevé arrancar con dos pozos horizontales de unos 2.800 metros de rama lateral cada uno.

Las proyecciones de la empresa son ambiciosas: si el desarrollo shale confirma las expectativas técnicas, Tango Energy apunta a producir 60.000 barriles diarios en el país hacia 2031. Por ahora, el foco sigue puesto en sostener la curva convencional mientras se define la horizontalización de los pozos exploratorios.

 

Uno de los pilares de Tango Energy

Entre Lomas es uno de los yacimientos convencionales más antiguos de la Patagonia y acumula décadas de explotación, lo que explica el interés de Tango Energy por frenar la caída natural de sus pozos con nueva perforación en Charco Bayo antes de girar hacia el desarrollo no convencional.

El área forma parte de la ventana petrolera de Vaca Muerta, aunque su historia productiva fue siempre convencional. Recién en los últimos meses, con la llegada de Tango Energy y el respaldo del gobierno rionegrino, la zona empezó a proyectarse también como territorio de shale oil.

Con casi 400 empleados, de los cuales 250 trabajan en el área petrolera cercana a Catriel, Tango Energy sostiene que la gestión rigurosa de sus activos convencionales le permite identificar oportunidades y sostener la producción mientras arma el terreno para el salto al no convencional.

YPF logró su mejor EBITDA de la historia y apunta a los 250.000 barriles diarios

YPF cerró el segundo trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de 2.804 millones de dólares, el mayor de toda su historia, y un margen del 43% sobre los ingresos, el mejor registro de los últimos 20 años. La compañía también obtuvo una utilidad neta de U$S 1.205 millones, la segunda más alta de su historia.

El resultado marca un salto significativo frente al mismo período del año pasado. El EBITDA de YPF creció 150% interanual, sostenido principalmente por el aumento de la producción de shale, la baja de los costos de extracción y los mayores niveles de procesamiento en las refinerías.

La compañía también destacó el impacto de la evolución de los precios internacionales, aunque durante el trimestre aplicó un esquema temporal de contención que evitó trasladar completamente al surtidor las subas externas. El desempeño, según YPF, refleja los avances del Plan 4×4 y el cambio de perfil de la petrolera.

Vaca Muerta explica buena parte del salto productivo

El principal motor volvió a estar en el no convencional. La producción de petróleo shale alcanzó un promedio de 213.000 barriles diarios, un 47% más que durante el segundo trimestre del año pasado. Para diciembre, YPF espera llevar ese volumen hasta los 250.000 barriles diarios.

El crecimiento de Vaca Muerta también aparece detrás de la estrategia de inversión. Durante el trimestre, YPF destinó US$1.340 millones a inversiones, un 16% más que en igual período de 2025. El 77% de ese desembolso estuvo concentrado en la actividad no convencional.

La compañía espera, además, acelerar el ritmo de inversiones durante la segunda mitad del año. El objetivo es acompañar el incremento de la producción de petróleo shale y avanzar con proyectos de mayor escala, entre ellos Loma La Lata Oil, presentado en mayo al RIGI con una inversión prevista de US$ 25.000 millones.

Ese proyecto representa hasta ahora la mayor iniciativa presentada por YPF bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. La apuesta está directamente vinculada con la transformación de la compañía: más producción de petróleo de Vaca Muerta, mayor escala exportadora y una reducción progresiva del peso de los activos convencionales.

Vaca Muerta: YPF incorpora a Eni y XRG al desarrollo del upstream de Argentina LNG

Récord de procesamiento y ventas de combustibles

En el negocio de refinación, YPF también alcanzó máximos históricos. Las refinerías procesaron 351.000 barriles diarios, con una utilización del 104%. Ese nivel permitió alcanzar récords de producción de naftas y gasoil, reducir la necesidad de importaciones y generar excedentes para vender en mercados regionales.

Las ventas acompañaron el incremento de la actividad. El volumen comercializado de naftas y gasoil creció 10% interanual, mientras YPF sostuvo una participación de mercado del 59% durante el trimestre. La mayor disponibilidad de crudo propio también permitió abastecer las refinerías con una integración creciente entre producción y downstream.

En paralelo, avanzó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una de las piezas centrales de la estrategia exportadora. Al cierre de junio, la obra registraba un avance superior al 77% y mantiene el objetivo de comenzar a operar junto con su terminal de exportación a comienzos de 2027.

San Martín Energía busca quedarse con una de las áreas de YPF en Chubut.

Menos activos convencionales y más caja

La transformación de YPF también se refleja en la venta de activos que dejaron de ser estratégicos. El 6 de agosto, la empresa acordó desprenderse de dos grupos de áreas convencionales en Mendoza por alrededor de US$ 400 millones. Una vez completadas las operaciones, la compañía prevé que el 95% de su producción provenga de Vaca Muerta.

El movimiento forma parte del objetivo de convertirse en una compañía concentrada en no convencionales e integrada, con una mayor exposición a la producción de shale, la refinación, la comercialización y las exportaciones de petróleo. La venta de activos convencionales permite, además, liberar capital para proyectos de mayor escala.

El balance financiero terminó de completar el trimestre. El flujo de caja libre fue de US$ 824 millones, el tercer registro más alto de la historia de YPF, aunque incluyó el efecto extraordinario derivado de la compra de activos de Equinor en Vaca Muerta.

Sin ese desembolso extraordinario, la generación de caja habría alcanzado los US$ 1.000 millones, según la compañía. YPF cerró junio con una liquidez cercana a los US$2.500 millones, mientras que el ratio de endeudamiento neto bajó a 1,09 veces, el nivel más bajo de los últimos 11 años.

Vaca Muerta dio vuelta el mercado: de la falta de equipos de fractura a una sobreoferta de bombas

Hace cuatro años, la foto de Vaca Muerta totalmente diferente. Los sets de fractura eran codiciados por las operadoras, se festejaba con fuegos artificiales la llegada de un nuevo equipo y los fierros estaban al límite de su operatividad. En 2022, la roca madre tenía ocho equipos activos y sumar actividad implicaba importar nuevas bombas, una inversión difícil en un mercado condicionado por las restricciones externas.

“Si se decidiera aumentar la actividad, una de las restricciones será el equipamiento de fractura. No hay suficientes sets para incrementar los niveles. Si desean hacerlo, las empresas tendrían que traer más equipamientos e invertir más”, advertía entonces Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage. +e.

La foto de 2026 es otra. En julio se realizaron 2.010 etapas de fractura, el registro mensual más bajo del año, pero también el mejor julio de la serie. La cantidad de sets aumentó y, al mismo tiempo, cada equipo ganó productividad. Esa combinación cambió el equilibrio entre oferta de bombeo y demanda.

El giro en el mercado de fractura

En su cuenta de LinkedIn, Fucello describió que la industria pasó a una nueva etapa donde el crecimiento de la actividad ya no requiere sumar equipos al mismo ritmo.

El dato que marca el giro es la capacidad ociosa. El especialista estima que cerca del 30% de la capacidad de bombeo permanece sin utilizar. Es una situación muy distinta a la de los años en que conseguir un set era uno de los principales límites para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta.

“Récord de etapas + máxima eficiencia + sobreoferta de bombas + 30% de capacidad ociosa + precios bajo presión”, aseguró. El cambio tiene una explicación: el bombeo continuo, la automatización y menores tiempos no productivos permiten que un mismo set complete más etapas durante el mes y genere más capacidad efectiva.

Se cambian las reglas del negocio

“YPF utilizó su escala para tensionar precios y redefinir la referencia económica de la terminación. Esa nueva referencia empieza a pesar sobre todo el mercado”, destacó Fucello y remarcó que el contrato con Halliburton muestra cómo una operadora con escala puede asegurarse capacidad durante años y, al mismo tiempo, fijar una referencia de costos para el resto del mercado.

En abril, la empresa de mayoría estatal adjudicó a Halliburton un contrato de cinco años para servicios de completación no convencional, con cuatro sets de fractura dedicados. El acuerdo incluye la tecnología eléctrica Zeus, en su primera implementación internacional, según informó la compañía estadounidense.

Los números de julio muestran esa concentración. YPF realizó 1.067 etapas, el 53% del total. Vista Energy aportó 358 y Pluspetrol completó 215. Luego aparecieron PAE, con 111; Tecpetrol, con 105; Pampa Energía, con 93, y GeoPark, con 61. Siete compañías explicaron prácticamente toda la actividad mensual.

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

La actividad tampoco se derrumbó. Julio quedó por debajo de las 2.760 etapas de junio, pero siguió en niveles históricamente altos.

En este sentido, Fucello subrayó que la lectura debe incorporar la productividad creciente de las flotas: una mayor cantidad de etapas puede lograrse sin que la demanda de horsepower crezca en la misma proporción.

“El crecimiento de etapas ya no se traduce linealmente en demanda de horsepower. Continuous pumping, automatización y menores tiempos no productivos hacen que cada set produzca cada vez más”, explicó. La consecuencia es directa: mientras aumenta la eficiencia, la oferta efectiva de bombeo crece más rápido que la necesidad de sumar nuevos equipos.

Durante los primeros siete meses del año se contabilizaron 16.977 etapas de fractura. El objetivo de acercarse a 28.000 en 2026 continúa dentro del horizonte, aunque el segundo semestre deberá mantener un ritmo elevado. Además, el cuello de botella puede cambiar de lugar: tener sets disponibles no alcanza si faltan pozos listos para completar. “Cuando la capacidad excede la demanda, el poder de negociación cambia de lado”, ponderó Fucello.

Quintana Energy define dos pozos para explorar la lengua mendocina de Vaca Muerta

La exploración de Vaca Muerta en Mendoza entró en una nueva etapa. La UTE integrada por Quintana Energy y TSB terminó el estudio de sísmica 3D en el área Cañadón Amarillo y, con los primeros resultados positivos, trabaja para perforar dos pozos exploratorios antes de fin de año.

El dato marca un cambio en el cronograma previsto para el proyecto. El programa exploratorio contemplaba comenzar las perforaciones recién en 2027, pero la información obtenida con la sísmica 3D permitió adelantar los tiempos y avanzar con las locaciones de los futuros pozos.

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, junto con la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, recibió a Carlos Gilardone, CEO y presidente de Quintana Energy, y Claudio Urcera, presidente de TSB, para conocer los resultados del estudio realizado en Cañadón Amarillo.

El paso previo a los pozos exploratorios

La sísmica 3D permitió obtener una imagen más precisa de las estructuras geológicas del subsuelo y reducir la incertidumbre antes de definir dónde perforar. La información fue procesada e interpretada por la empresa, que ahora avanza en la definición de las locaciones de los dos pozos exploratorios.

“El estudio confirma las hipótesis iniciales sobre la presencia de recursos no convencionales en la zona, lo que representa un gran impulso para el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en Mendoza”, sostuvo Cornejo durante el encuentro con los representantes de la compañía.

La perforación de los pozos todavía requiere completar los permisos correspondientes. Sin embargo, la UTE ya trabaja sobre las ubicaciones y apunta a comenzar las tareas antes de que termine 2026, adelantando el programa que inicialmente había fijado el inicio de esta etapa para el año próximo.

Una inversión de US$ 44 millones

El proyecto forma parte del plan de inversiones presentado por Quintana Energy para Cañadón Amarillo. La compañía asumió un compromiso de US$ 44 millones durante los primeros tres años de contrato, destinados al desarrollo de un piloto exploratorio de recursos no convencionales en Vaca Muerta.

La realización de la sísmica 3D en Mendoza representa además una actividad que no se desarrollaba en la provincia desde 2017. El estudio consiste en generar ondas controladas y registrar sus reflexiones en profundidad para reconstruir las distintas capas geológicas y definir con mayor precisión las áreas de perforación.

El trabajo había sido supervisado por Cornejo durante una visita a Cañadón Amarillo realizada en febrero. En aquella oportunidad, el gobernador recorrió la zona mientras la UTE ejecutaba las tareas de adquisición sísmica que ahora dieron paso al análisis de los resultados y a la preparación de los pozos piloto.

Quintana Energy mantiene la producción convencional

Mientras avanza el proyecto shale en Cañadón Amarillo, Quintana Energy mantiene la producción convencional del área y ejecuta mejoras operativas. La estrategia combina así la continuidad de los desarrollos existentes con la búsqueda de recursos no convencionales en el bloque.

Con los resultados de la sísmica 3D ya incorporados al análisis técnico, la UTE Quintana Energy-TSB concentra ahora sus esfuerzos en completar los permisos y definir las locaciones para que los dos pozos exploratorios puedan comenzar a perforarse antes de fin de año.

El 64% de las inversiones de GeoPark están destinadas a Vaca Muerta

La estrategia de GeoPark en Vaca Muerta entró en una nueva etapa durante el segundo trimestre de 2026. La compañía concentró la mayor parte de sus inversiones en Argentina para acelerar perforaciones, completaciones e infraestructura de evacuación, en un movimiento que busca transformar al shale neuquino en el principal motor de expansión de su negocio.

Los resultados financieros difundidos este martes muestran que el 64% de las inversiones realizadas entre abril y junio se destinaron a Vaca Muerta, mientras que el resto quedó concentrado en Colombia. La decisión refleja un cambio de escala dentro del portafolio de GeoPark, que definió al desarrollo argentino como su programa de crecimiento orgánico más importante.

“Nuestros resultados del segundo trimestre demuestran la consistencia de nuestra ejecución y la fortaleza de nuestro portafolio. Mientras mantuvimos una producción estable y una sólida generación de caja, seguimos avanzando en el mayor programa de inversiones de nuestra historia”, afirmó el CEO Felipe Bayón.

Felipe Bayón es el nuevo CEO de GeoPark.

Vaca Muerta concentra las mayores inversiones de GeoPark

Durante el trimestre, GeoPark destinó 76,4 millones de dólares en inversiones de capital. En Argentina, los recursos estuvieron dirigidos a actividades de perforación, terminación de pozos y ampliación de la infraestructura necesaria para evacuar la producción desde Vaca Muerta, una condición clave para sostener el crecimiento futuro.

Ese nivel de actividad coincidió con un escenario internacional favorable para la industria. El precio promedio del Brent alcanzó los U$S 96,9 por barril, impulsado por tensiones geopolíticas, lo que permitió mejorar el precio realizado por la empresa y fortalecer los ingresos del trimestre.

“Alcanzamos hitos importantes en Argentina antes de lo previsto, manteniendo al mismo tiempo la disciplina financiera y un balance sólido. Ese equilibrio entre crecimiento e inversión seguirá guiando nuestras decisiones”, sostuvo Bayón.

La producción conjunta de Argentina y Colombia promedió 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto del trimestre anterior. Sin embargo, el mayor precio del crudo permitió que los ingresos crecieran un 12%, hasta alcanzar U$S 143,3 millones, aun con volúmenes de venta estables.

Más actividad sin resignar la fortaleza financiera

El aumento de la actividad también tuvo impacto sobre los costos operativos. El costo por barril producido pasó de U$S 14,7 a U$S 17,9, explicado principalmente por mayores gastos energéticos, una intensidad operativa superior y la apreciación de las monedas de Argentina y Colombia frente al dólar.

Aun con ese escenario, la compañía registró un EBITDA ajustado de U$S 73,1 millones, equivalente a un margen del 51%, mientras que el flujo de caja operativo alcanzó U$S 108,4 millones, suficiente para financiar el plan de inversiones y aumentar la liquidez disponible.

“Colombia sigue aportando una plataforma sólida de producción y generación de caja gracias a una gestión disciplinada de los yacimientos y a la excelencia operacional. Eso nos permite sostener el fuerte ritmo de inversión que estamos ejecutando”, destacó Bayón.

Al cierre de junio, GeoPark contaba con U$S 316,3 millones en efectivo y equivalentes, por encima de los U$S 274,9 millones registrados tres meses antes. La deuda neta se ubicó en U$S 317,8 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,2 veces, un nivel que la empresa considera compatible con la etapa de expansión que atraviesa.

GeoPark avanza en Vaca Muerta.

El shale argentino gana protagonismo en la estrategia regional

El plan de crecimiento en Vaca Muerta se desarrolla mientras GeoPark mantiene protegida buena parte de su producción mediante coberturas de precio. Para 2026, la empresa aseguró alrededor de 19.000 barriles diarios con estructuras de cobertura que buscan amortiguar eventuales caídas del mercado internacional.

La compañía también renovó durante junio su línea de crédito contingente no garantizada, disponible hasta diciembre de 2028 y con vencimiento final en marzo de 2029. Según informó, esa herramienta permanece sin utilización y constituye un respaldo adicional para afrontar el ciclo inversor en marcha.

“Mientras atravesamos este período de máximas inversiones, seguimos enfocados en ejecutar cada proyecto de manera segura y eficiente, asignando el capital con disciplina y creando valor sostenible para nuestros accionistas”, aseguró Bayón.

Además de los resultados operativos, la empresa informó que su asamblea anual de accionistas aprobó todas las resoluciones propuestas con más del 99% de los votos y anunció cambios en la estructura de gobierno corporativo.

Julio frenó el ritmo de fractura en Vaca Muerta

Durante los primeros siete meses del año, Vaca Muerta mostró un ritmo de actividad elevado. Enero contabilizó 2.401 etapas, febrero 2.371, marzo 2.616, abril 2.335, mayo 2.484 y junio alcanzó el máximo anual con 2.760. Julio rompió esa tendencia al retroceder hasta las 2.010 etapas, aunque todavía quedó por encima de cualquier julio de años anteriores.

“La actividad de fractura shale —medida en cantidad de etapas— cerró julio en torno a las 2.010 etapas. Fue el registro mensual más bajo de 2026 y mostró una corrección importante frente al pico de junio. Sin embargo, la comparación histórica cambia la lectura: aun siendo el peor mes del año, fue el julio de mayor actividad desde que se inició la serie”, consideró Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en una publicación de LinkedIn.

YPF volvió a liderar la actividad de Vaca Muerta

La distribución de las etapas de fractura volvió a mostrar el predominio de YPF, que concentró 1.067 etapas, equivalentes al 53% del total ejecutado durante julio. La empresas de mayoría estatal mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las operadoras, consolidando su liderazgo en el desarrollo de la formación no convencional.

Detrás de YPF se ubicó Vista Energy, con 358 etapas, lo que representó el 18% de la actividad mensual. El tercer lugar quedó para Pluspetrol, que completó 215 etapas, mientras que Pan American Energy (PAE) alcanzó 111 y Tecpetrol cerró el mes con 105.

El grupo de empresas con mayor participación lo completaron Pampa Energía, con 93 etapas, y GeoPark, que registró 61. En conjunto, las siete operadoras explicaron las 2.010 etapas de fractura realizadas durante julio, reflejando una actividad que siguió concentrada en un reducido grupo de compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta.

“Una golondrina no hace verano, y un mes aislado tampoco define una tendencia. Pero el dato no debe ignorarse ni minimizarse: julio fue el registro más bajo de 2026 y obliga a seguir con atención la evolución del segundo semestre”, advirtió Fucello.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

Las razones detrás de la baja

Más allá del retroceso frente al pico de junio, el especialista consideró que existen distintos factores operativos que pueden explicar la variación mensual. Entre ellos mencionó la secuencia de los pads, la disponibilidad de los sets de fractura, las tareas de mantenimiento y la planificación de cada operadora, aspectos que suelen modificar el ritmo de las completaciones sin alterar necesariamente la tendencia de fondo.

En esa línea, Fucello explicó que parte de la variación observada durante julio puede responder a cuestiones propias de la dinámica de los proyectos y no a un cambio estructural del mercado. La actividad de fractura depende de la coordinación entre perforación, logística y disponibilidad de equipos, por lo que los movimientos mensuales suelen responder a múltiples variables.

“Parte de la variación puede responder a la secuencia de pads, la disponibilidad y el mantenimiento de los sets, y la programación de cada operadora”, sostuvo el country manager de NCS Multistage, al analizar el desempeño registrado durante julio.

El desafío para el segundo semestre

Uno de los aspectos que Luciano Fucello identificó como clave para los próximos meses es el equilibrio entre la perforación y la completación de pozos. El especialista señaló que mantener el nivel de actividad de los equipos de fractura dependerá, en buena medida, de que exista un inventario suficiente de pozos perforados listos para completar.

Ese punto adquiere relevancia porque la expansión de Vaca Muerta ya no depende únicamente de sumar capacidad de fractura. También requiere que las operaciones de perforación sostengan un ritmo capaz de alimentar de manera continua el trabajo de los sets, evitando cuellos de botella que puedan limitar la actividad en los meses siguientes.

“Para sostener el ritmo de los sets de fractura se necesita un backlog suficiente de pozos perforados y continuidad en la operación de los rigs. Si ese inventario se reduce, el límite podría dejar de estar en la capacidad de fractura y trasladarse a la disponibilidad de pozos listos para completar”, explicó Fucello.

A pesar de la desaceleración observada en julio, el especialista considera que el objetivo anual todavía permanece al alcance. Con siete meses transcurridos, el acumulado de etapas de fractura mantiene un nivel elevado y deja margen para que el segundo semestre vuelva a mostrar meses de alta intensidad operativa, siempre que las condiciones de la cadena de valor acompañen.

“Con siete meses transcurridos, el objetivo de aproximarse a las 28.000 etapas en 2026 continúa siendo alcanzable, aunque exige sostener un segundo semestre de alta intensidad. La tendencia de fondo sigue siendo expansiva, pero julio recuerda que el crecimiento no es automático ni lineal”, afirmó Fucello.