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Shale oil

YPF mejoró 15% la velocidad de fractura y logró perforar un pozo horizontal en 10 días

YPF aceleró durante el primer trimestre de 2026 sus niveles de productividad operativa y eficiencia en Vaca Muerta y desempeño en el segmento upstream. La compañía logró mejoras de doble dígito en perforación y fractura, al tiempo que avanzó en diseños de pozos más extensos y en acuerdos tecnológicos para reducir costos y emisiones.

En diálogo con los inversores, el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, sostuvo que la compañía alcanzó estándares que la posicionan entre los operadores más eficientes del shale argentino. El ejecutivo vinculó estos resultados con la continuidad de los procesos de optimización operativa y la reducción de tiempos improductivos.

“La mejora continua en la eficiencia de perforación y terminación ha posicionado a YPF como el mejor operador de su clase en Vaca Muerta”, afirmó Westen. Además, precisó que la velocidad de perforación en el hub de shale oil alcanzó los 364 metros diarios durante el primer trimestre.

Récords de perforación y fractura

Según detalló Westen, la velocidad de perforación mostró una mejora del 12% frente a 2025. Al mismo tiempo, la empresa registró avances en las operaciones de completación, donde la fractura no convencional alcanzó 11,2 etapas por set por día, con un crecimiento interanual del 15%.

“Nuestra velocidad de fracturación no convencional ascendió a 11,2 etapas por conjunto por día, respaldada por un aumento del 10% en las horas de bombeo”, señaló el directivo. El promedio de bombeo llegó a 18,5 horas diarias durante el trimestre, impulsando una mayor continuidad operativa.

Westen remarcó además que la compañía consiguió reducir tiempos muertos y elevar la consistencia de los equipos en campo. En ese sentido, destacó que durante enero YPF perforó un pozo horizontal en apenas 10 días dentro del bloque La Amarga Chica, uno de los principales desarrollos shale de la compañía.

“En enero perforamos un nuevo pozo horizontal en tan solo 10 días en La Amarga Chica, alcanzando una velocidad de 520 metros diarios”, aseguró Westen.

Pozos más largos y nuevos contratos

Otro de los ejes estratégicos mencionados por Westen fue el avance hacia pozos horizontales más largos, una de las principales herramientas que utiliza la industria para mejorar productividad y reducir costos unitarios en los desarrollos no convencionales.

“Hemos pasado de una longitud horizontal estándar de alrededor de 3000 metros a casi 3450 metros en el primer trimestre de 2026”, explicó el vicepresidente de YPF. Según indicó, este tipo de diseño permite incrementar la eficiencia de cada etapa de perforación y maximizar el contacto con la roca productiva.

El ejecutivo también resaltó el fortalecimiento del vínculo con proveedores estratégicos. En abril, la petrolera firmó un acuerdo de cinco años con Halliburton para incorporar servicios de fracturación eléctrica, una tecnología orientada a automatizar operaciones y reducir la intensidad de emisiones.

“La electrificación y automatización permitirán aumentar la eficiencia y mantener una mayor consistencia operativa”, indicó Westen al referirse al nuevo contrato. La compañía busca además avanzar en procesos con menor impacto ambiental dentro de sus operaciones shale.

TanGo Energy proyecta producir 60.000 barriles diarios con tres bloques en Vaca Muerta

TanGo Energy Argentina informó este miércoles que la provincia de Río Negro aprobó a través del decreto 509/26 el otorgamiento de tres nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) con objetivos a la formación Vaca Muerta en las áreas Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, que superan los 150.000 acres en conjunto, y donde TanGo tiene 50% de los derechos de explotación y Vista Energy el 50% restante.

Estas tres nuevas áreas ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta comprenden un compromiso inicial durante la fase piloto de 6 nuevos pozos, con una inversión de U$S 66 millones, comenzando la actividad la primera mitad del año 2027.

Este hito marca el debut de la compañía liderada por Pablo Iuliano (CEO) en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. Con este paso, el Grupo Tango consolida su portfolio shale y refuerza su perfil operativo, proyectando una producción de 60.000 barriles diarios a cinco años.

El mapa shale de Tango Energy

El plan de desarrollo de estas 3 áreas no convencionales está sujeto al resultado de los pilotos, y a las condiciones operativas y de mercado.

“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para desriskear el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la Provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, afirmó el CEO de Tango Energy Argentina.

Asimismo, Iuliano agregó que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.

Aprobación oficial

Este acto administrativo provincial que aprueba las cesiones de las 5 áreas de concesión y 3 concesiones de transporte de Vista Energy a Tango Energy Argentina, y la reconversión de Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada a 3 concesiones no convencionales, guarda sentido y está en línea con los acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina informados a través de los Hechos Relevantes emitidos por TanGo Energy Argentina (antes Aconcagua Energía) a la Comisión Nacional de Valores (CNV) con fechas 23 de febrero de 2023, 18 de julio de 2025, 28 de agosto de 2025 y 6 de marzo de 2026.

A través de ellos se informó oportunamente sobre el proceso de avance de negociaciones y los cierres de acuerdos por los cuales TanGo Energy Argentina se posiciona como el único titular y operador de las concesiones no convencionales y convencionales, mientras que la producción no convencional que provenga de las 3 nuevas concesiones a Vaca Muerta será 50 % de TanGo Energy SAU y 50 % Vista Energy.

Vaca Muerta frenó su ritmo récord: el fracking cayó 11% en abril

Vaca Muerta está llamada a transformarse en el gran motor energético de la región y en un actor clave dentro del mercado del GNL. El potencial de la formación sigue empujando nuevos récords productivos, aunque abril mostró una desaceleración en una actividad que venía funcionando a máxima velocidad.

De acuerdo con el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, durante el cuarto mes del año se registró el nivel más bajo de actividad de 2026. Aun así, las cifras continúan muy por encima de las alcanzadas durante el año pasado.

Los datos relevados por eolomedia indican que las operadoras concretaron 2.335 etapas de fractura hidráulica, lo que representó una caída del 11% frente a marzo —mes que marcó un récord histórico con 2.616 operaciones— y un incremento interanual del 15%.

En cuanto a la distribución de la actividad en las distintas ventanas de la formación, el informe detectó que 2.014 punciones estuvieron orientadas al shale oil, mientras que otras 321 correspondieron al desarrollo de shale gas.

El liderazgo del shale neuquino

Entre las operadoras también hubo movimientos destacados. El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las compañías al concentrar el 49% del total de las etapas de fractura realizadas durante abril.

La petrolera de mayoría estatal completó 1.136 punciones a lo largo del mes. La actividad estuvo concentrada principalmente en los bloques Lajas Este, Rincón del Mangrullo, La Amarga Chica, La Caverna, Aguada de la Arena y Bajo del Toro Norte.

La gran sorpresa del relevamiento fue Shell. La compañía anglo-holandesa completó 236 fracturas en Cruz de Lorena, un desempeño que le permitió explicar el 10% de todas las punciones registradas en Vaca Muerta.

El tercer lugar del ranking quedó para Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint continúa consolidando su presencia entre las principales jugadoras del shale neuquino y abril reforzó esa tendencia con una fuerte actividad en Fortín de Piedra.

Las operadoras que sostuvieron el ritmo

La compañía completó 196 operaciones en su bloque insignia, una cifra equivalente al 8% de todas las etapas de fractura realizadas en la formación no convencional durante el cuarto mes del año.

El mapa del fracking también mostró que Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Vista Energy y Chevron lograron sostener niveles de actividad similares a los de meses anteriores, pese a la desaceleración general del sector.

En el caso de Pluspetrol, la firma concretó 183 operaciones distribuidas entre 38 etapas en La Calera y otras 145 en Bajo del Choique, uno de los activos adquiridos recientemente a ExxonMobil.

Por su parte, PAE realizó 176 etapas de fractura, todas enfocadas en la ventana petrolera de la formación no convencional a través del bloque Lindero Atravesado. Tanto Pluspetrol como la compañía del grupo Bulgheroni concentraron cada una el 8% de las punciones totales.

Detrás apareció Vista Energy, la petrolera liderada por Miguel Galuccio, con 114 operaciones en Bajada del Palo Oeste, uno de los principales desarrollos de shale oil de la compañía.

Un escalón más abajo se ubicó Chevron, que enfocó gran parte de su actividad en El Trapial. Tanto Vista como la operadora estadounidense explicaron cada una el 5% del total de las operaciones registradas durante abril.

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

 

Las compañías con menor actividad en Vaca Muerta

Solo tres empresas quedaron por debajo de las 100 etapas de fractura durante el mes. Se trató de Phoenix Global Resources (PGR), TotalEnergies y Pampa Energía, que cerraron el ranking de actividad en el shale argentino.

Phoenix Global Resources realizó 73 operaciones en Mata Mora Oeste, mientras que TotalEnergies contabilizó 71 punciones en Aguada Pichana. En tanto, Pampa Energía completó 37 fracturas en Sierra Chata.

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 cerró la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por US$712 millones

Vista Energy cerró la adquisición de los activos que pertenecían a Equinor en Vaca Muerta, en una operación valuada en 712 millones de dólares que le permitirá ampliar su presencia en dos de los bloques de shale oil más relevantes de la Cuenca Neuquina. La compañía informó que tomó participación en Bandurria Sur y Bajo del Toro, ambos operados por YPF.

La transacción incluyó la compra de una participación no operada del 25,1% en Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro. Según comunicó Vista ante la Comisión Nacional de Valores, el pago contempló US$387 millones en efectivo, además de la entrega de 6.223.220 ADS representativas de acciones serie A de la empresa.

Además, la petrolera dirigida por Miguel Galuccio informó que desembolsó otros US$131 millones vinculados a ajustes habituales de cierre relacionados con deuda, capital de trabajo, contribuciones y otros conceptos financieros asociados a este tipo de operaciones. La compañía consolidará los resultados de los bloques adquiridos en sus balances a partir del 1 de mayo de 2026.

Bandurria Sur, uno de los bloques más productivos de Vaca Muerta

El principal activo incorporado por Vista es Bandurria Sur, un bloque operado por YPF que se consolidó como uno de los desarrollos más importantes de shale oil en Vaca Muerta. Al cierre del primer trimestre de 2026, el área contaba con 210 pozos en producción y registraba un bombeo total de 82.300 barriles equivalentes de petróleo diarios.

De ese total, la participación correspondiente a Vista equivale a 20.700 barriles equivalentes diarios, de los cuales 15.900 barriles por día corresponden a petróleo. La compañía destacó que el bloque representa una plataforma estratégica para seguir incrementando exportaciones y producción de shale oil en los próximos años.

Bandurria Sur es una concesión de explotación no convencional adjudicada en 2015 por un período de 35 años. El área abarca 56.200 acres dentro de Vaca Muerta y es considerada una de las principales ventanas de petróleo no convencional de la Argentina.

Vista Energy rescató ONs.

Vista acelera su crecimiento en shale oil

La operación también incluyó una participación en Bajo del Toro, otro bloque operado por YPF dentro de la formación neuquina. Según la información presentada por Vista, el área contaba al 31 de marzo con 23 pozos activos y una producción total de 5.400 barriles equivalentes diarios.

Para Vista, esa producción representa cerca de 1.900 barriles equivalentes diarios atribuibles a su participación. Del total producido, alrededor de 1.800 barriles diarios correspondieron específicamente a petróleo, un dato que refuerza el perfil petrolero del activo incorporado por la empresa.

YPF también informó que, en paralelo a la operación de Vista, incrementó su participación directa e indirecta en Bandurria Sur hasta alcanzar el 44,9%, mientras que elevó al 65% su posición en Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte. La petrolera de mayoría estatal desembolsó alrededor de US$163 millones más ajustes y pagos contingentes.

YPF creció 28% en EBITDA impulsada por el shale oil

YPF presentó este jueves los resultados del primer trimestre del año con un EBITDA ajustado de US$1.594 millones, el más alto de su historia para un primer trimestre, con un margen de 32% sobre los ingresos. Este resultado representa una mejora del 28% con relación al primer trimestre de 2025, impulsada por el crecimiento de la producción de shale oil, la desinversión de campos maduros, la fuerte reducción de costos operativos y un mejor entorno de precios. La utilidad neta fue de US$409 millones, reflejando un sólido desempeño operativo y financiero.

La producción de shale oil promedió 205.000 barriles diarios, con un crecimiento del 39% interanual. Este crecimiento estuvo apalancado principalmente por el yacimiento La Angostura Sur, que se ha transformado en el quinto bloque de shale oil más productivo de Vaca Muerta en menos de dos años, siendo 100% propiedad de YPF.

Durante el trimestre, las inversiones en Vaca Muerta alcanzaron cerca de mil millones de dólares, de los cuales el 78% se destinaron a la actividad no convencional. La compañía espera una aceleración de las inversiones durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento previsto en la producción de shale oil.

Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron un nuevo récord de 344.000 barriles diarios. Esto permitió registrar máximos históricos de producción de nafta premium y destilados medios, evitando importaciones, abasteciendo a refinadores locales y exportando naftas y gasoil a países de la región.

Los combustibles volverían a subir en julio.

Los proyectos de YPF

El proyecto VMOS continúa avanzando según lo previsto, con más del 62% de la obra ejecutada al cierre de marzo de 2026. En abril, YPF adquirió 44.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte, consolidando una participación del 30% en el proyecto para garantizar la evacuación del crecimiento esperado de producción en Vaca Muerta.

Con relación al proyecto Argentina LNG, los socios fundadores YPF, ENI y XRG, el brazo internacional de ADNOC, continuaron trabajando en el desarrollo de la iniciativa, enfocados en el financiamiento, los análisis técnicos y la obtención de concesiones y acuerdos provinciales. Además, en abril, YPF formalizó la adquisición de la totalidad de los tres bloques no convencionales que abastecerán de gas al proyecto.

Finalmente, en el plano financiero, YPF obtuvo un flujo de caja libre superior a US$870 millones durante el trimestre, impulsado por el desempeño operativo y la venta de activos no estratégicos como Profertil y el yacimiento Manantiales Behr. Gracias a la generación de caja, la empresa adelantó pagos de deuda por unos US$750 millones y reforzó su liquidez hasta alcanzar US$1.700 millones al cierre de marzo de 2026.

Vaca Muerta y el objetivo de superar los 900 mil barriles diarios

El crecimiento de la producción petrolera empieza a reflejarse en el lugar que Argentina más necesita. Un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario pone el foco en cómo Vaca Muerta reconvierte el perfil exportador del país.

Durante 2025, la industria alcanzó el mayor nivel de producción de petróleo del siglo, un hito que no solo impacta en el abastecimiento interno, sino que también impulsa las exportaciones, en un contexto donde la oferta comienza a superar la demanda local en determinados momentos del año.

En ese marco, el informe destaca que el desempeño de la Cuenca Neuquina, y particularmente de Vaca Muerta, resulta clave para explicar el salto productivo. Este crecimiento es el principal motor detrás del avance de las exportaciones, que ganan protagonismo en la balanza energética.

Producción récord y salto exportador

La producción de petróleo en 2025 registró un incremento del 9,2% respecto al año anterior, con un promedio que superó los 790.000 barriles diarios. Este nivel marca un punto de inflexión para la industria, consolidando un escenario donde las exportaciones energéticas comienzan a ser estructurales.

La tendencia no se detiene. Para 2026, las proyecciones indican que la producción podría superar los 900.000 barriles diarios, lo que implicaría un nuevo récord histórico. Este crecimiento abre mayores oportunidades para expandir los envíos de crudo hacia mercados internacionales.

De concretarse estas previsiones, el volumen anual alcanzaría los 54,5 millones de metros cúbicos, un 16% más que en 2025. Este salto productivo permitiría no solo cubrir la demanda interna, sino también incrementar significativamente el saldo exportable de petróleo.

El crudo de Vaca Muerta llega a EEUU.

El rol clave de Vaca Muerta

El informe subraya que el crecimiento está liderado casi exclusivamente por el desarrollo no convencional. Desde la irrupción del fracking en 2014, Vaca Muerta transformó la matriz productiva y hoy explica cerca del 70% de la producción petrolera total del país.

Este cambio estructural es contundente si se lo compara con años anteriores: en 2020 el no convencional representaba menos del 25%, mientras que en 2015 no alcanzaba el 5%. Este avance es determinante para sostener el crecimiento de las exportaciones de hidrocarburos.

En contraposición, la producción convencional continúa en retroceso. Para 2026 se espera una caída del 4% interanual, profundizando una tendencia de largo plazo que impacta en la composición de la oferta energética.

Gas: crecimiento con matices

A diferencia del petróleo, el gas muestra una dinámica más moderada. En el primer trimestre de 2026, la producción total se ubicó un 1% por debajo del mismo período de 2025, aunque sigue siendo el segundo mejor registro en casi dos décadas.

El segmento no convencional también lidera en este caso, con un crecimiento interanual del 4,8% y una participación del 65% en la producción de gas natural. Sin embargo, la caída cercana al 10% en el segmento convencional limita el crecimiento total del sector.

Aun así, las proyecciones indican que 2026 podría cerrar como el segundo mejor año en 20 años para el gas. Este desempeño mixto influye en el potencial exportador, particularmente en el desarrollo futuro de exportaciones de gas.

Inversiones y futuro exportador

El informe de la Bolsa de Rosario establece que el sector hidrocarburífero atraviesa un momento de expansión sostenida, impulsado por inversiones constantes en producción e infraestructura. Este proceso es clave para consolidar el perfil exportador de la Argentina.

Las obras vinculadas al transporte de petróleo y gas aparecen como un factor determinante para ampliar la capacidad de evacuación. Sin estas mejoras, el crecimiento de las exportaciones energéticas podría enfrentar cuellos de botella en el corto plazo.

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.

Puerto Rosales registró una doble carga de crudo de Vaca Muerta

Vaca Muerta consolida una tendencia de crecimiento en Puerto Rosales. La terminal portuaria es la principal vía de exportación para el shale oil y registró un movimiento histórico en la industria hidrocarburífera.

En Puerto Rosales cargaron dos buques con crudo de la roca madre con destino a Estados Unidos. La operatoria se llevó adelante en el muelle de Otamérica, donde operaron los buques TP Promise y Monique Glory en las posiciones OTA 1 y OTA 2.

El TP Promise, de bandera de Noruega, transportó cerca de 100.000 toneladas, mientras que el Monique Glory, con bandera de Bahamas, completó unas 90.000 toneladas. Ambos cargamentos de crudo Medanito tuvieron como destino el mercado estadounidense.

Una operación que marca el ritmo

Según informó Argenports, la carga simultánea no es un hecho menor dentro de la operatoria portuaria. Requiere sincronización entre múltiples actores, desde prácticos hasta remolcadores y equipos de amarre, además de una infraestructura capaz de sostener operaciones en paralelo.

Este tipo de maniobras permite mejorar la eficiencia del sistema, reduciendo tiempos de espera y optimizando las ventanas de carga. En un contexto de alta demanda, la logística se convierte en un factor clave para sostener el crecimiento.

La repetición de estas operaciones empieza a delinear un cambio estructural en el funcionamiento del puerto, donde la simultaneidad deja de ser excepcional para integrarse al esquema habitual de trabajo.

El impulso de Vaca Muerta

Detrás de este avance aparece el crecimiento sostenido del shale oil, que incrementa la necesidad de evacuar mayores volúmenes de crudo hacia los puertos de exportación.

El petróleo argentino, especialmente el Medanito, encuentra en Estados Unidos un destino competitivo. La exportación petrolera a Estados Unidos responde tanto a condiciones de mercado como a la compatibilidad con las refinerías del Golfo de México.

Este escenario obliga a fortalecer la infraestructura logística y portuaria, en línea con el ritmo de producción que viene registrando la cuenca neuquina.

Puerto Rosales se posiciona como nodo clave

En este contexto, la infraestructura energética se consolida como un eje central del sistema exportador. Las ampliaciones en curso, incluida una tercera posición en el muelle, apuntan a sostener el incremento de operaciones.

La articulación con proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) refuerza el rol del puerto, que comienza a operar con mayor fluidez y encadenamiento de cargas, elevando su productividad.

La posibilidad de operar dos buques en simultáneo no solo amplía la capacidad de despacho, sino que ubica al puerto en un nivel acorde a las exigencias del mercado internacional.

Menos diésel en Vaca Muerta: SPI reconvierte su set de fractura a Dual Fuel

La empresa SPI (Servicios Petroleros Integrados) comenzó la reconversión de su set de fractura hacia tecnología Dual Fuel para buscar mayor eficiencia en Vaca Muerta. La llegada de seis nuevas unidades a Neuquén marcó el comienzo de un proceso que apunta a reemplazar progresivamente el diésel por gas.

La compañía informó que estas unidades pueden operar con gas natural comprimido (GNC) o con gas de pozo, una alternativa cada vez más valorada por las empresas de servicios especiales. El objetivo es reducir costos energéticos y mejorar la sustentabilidad en operaciones críticas para el desarrollo no convencional.

Según detalló SPI en su cuenta de LinkedIn, la nueva tecnología permite bajar hasta un 70% el consumo de diésel, además de mejorar la eficiencia general del set de fractura. En un contexto de alta competencia, cada punto de ahorro gana relevancia dentro de los costos de terminación de pozos.

Menos emisiones y más competitividad

La reconversión también incorpora beneficios ambientales. De acuerdo con la empresa, el uso de equipos Dual Fuel permite disminuir un 25% las emisiones de CO2 y recortar entre 30% y 50% los NOX, dos variables observadas de cerca por la industria energética global.

El cambio tecnológico llega en un momento clave para Vaca Muerta. Nuevas inversiones, mejoras logísticas y obras de infraestructura fortalecen la expectativa de un salto exportador en petróleo y gas durante los próximos años.

En ese escenario, la agenda de las operadoras combina crecimiento productivo con disciplina de capital. La prioridad pasa por producir más barriles y más metros cúbicos con menores costos, algo que explica el avance de sistemas que reemplazan combustible líquido por gas disponible en los yacimientos.

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

La fractura, foco principal del ahorro

El country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, explicó que la industria ya ingresó en una etapa de maduración. “Ya no se trata solo de sumar equipos, sino de entender cómo se usan y cómo impactan en los costos”, sostuvo.

El especialista remarcó que las etapas de fractura concentran una porción relevante del consumo total de combustible en los desarrollos no convencionales. Por eso, el reemplazo del diésel por gas aparece como una de las herramientas más efectivas para mejorar rentabilidad.

Fucello recordó que este proceso comenzó en Estados Unidos con equipos Dual Fuel que combinaban gas y diésel. Aquellos sistemas permitían sustituir entre 30% y 70% del combustible tradicional, lo que ya generaba un recorte importante de gastos operativos.

De los kits híbridos al gas como protagonista

Con el tiempo, la industria avanzó hacia soluciones más eficientes. Los antiguos kits de reconversión implicaban inversiones elevadas y debates sobre quién debía afrontar ese costo: la operadora o la empresa de servicios especiales.

Luego aparecieron pruebas con sets eléctricos, turbinas y otras variantes. Sin embargo, muchas opciones presentaban limitaciones técnicas, exigencias de mantenimiento o escasa flexibilidad para el ritmo operativo que exige el trabajo en campo.

Según Fucello, las bombas alimentadas totalmente a gas comenzaron a consolidarse por combinar simplicidad y rendimiento. Mantienen formatos conocidos para los operarios, conservan la lógica de uso y permiten cambiar la matriz energética sin rediseñar procesos completos.

El desafío logístico en Neuquén

Actualmente, gran parte del gas utilizado en estas operaciones proviene de plantas de tratamiento y se transporta en camiones de GNC hasta las locaciones. Desde allí se baja la presión y se alimentan los sets de fractura en cada etapa del trabajo.

Ese esquema todavía presenta desafíos logísticos. No solo se trata del movimiento de camiones, sino también de la distribución interna del gas dentro de cada locación. La profesionalización de esa cadena será clave para sostener el crecimiento.

A mediano plazo, el objetivo de la industria es utilizar directamente el gas del propio yacimiento, mediante plantas móviles de acondicionamiento y redes flexibles de cañerías. Ese modelo reduciría aún más costos, tiempos y dependencia externa.

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

El lugar de SPI en el nuevo mapa energético

De acuerdo con datos sectoriales, Argentina cuenta con 15 sets de fractura, de los cuales una parte opera bajo modalidad Dual Fuel. Halliburton, Calfrac y Tenaris ya avanzaron con experiencias similares, mientras otras flotas siguen funcionando a diésel.

En ese contexto, el paso dado por SPI refleja cómo las compañías locales buscan posicionarse frente a una nueva etapa de desarrollo. La eficiencia energética ya no es un diferencial menor, sino una condición para competir en el negocio no convencional.

La empresa definió esta iniciativa como parte de su compromiso de mejora continua. En una Vaca Muerta cada vez más orientada a exportar, bajar costos, reducir emisiones y aprovechar gas disponible en campo se vuelve una estrategia central.