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YPF incorpora el primer equipo de fractura eléctrica de Vaca Muerta

El ruido de los motores diésel de los sets de fractura lentamente comienza a tener fecha de vencimiento. YPF anunció la incorporación del primer set de fractura eléctrica para operaciones no convencionales que llega al país. El equipo, bautizado Zeus, fue desarrollado por Halliburton y hasta ahora solo había funcionado en Estados Unidos. Vaca Muerta es la primera casa afuera.

La diferencia con los equipos tradicionales no es un detalle técnico menor. El Zeus reemplaza los motores a diésel por unidades eléctricas que generan la energía en el propio sitio de trabajo, algo que en la jerga de la industria se conoce como generación in situ.

Un spread completo de fractura necesita entre 20 y 30 megavatios de potencia, una cifra que equivale más o menos a la que consume una ciudad de 30.000 habitantes. Generar esa energía en el lugar, sin depender de una red externa, fue el desafío técnico que resolvió Halliburton.

Las unidades de bombeo del equipo entregan de forma sostenida hasta 5.000 caballos de fuerza, algo que en potencia hidráulica pocos sistemas logran mantener sin perder rendimiento. Los ajustes de presión y caudal se hacen de manera instantánea, sin los tiempos muertos típicos de los motores mecánicos.

Menos piezas mecánicas también significa menos paradas por mantenimiento. Los técnicos que operan estos equipos en Estados Unidos vienen señalando algo similar: la confiabilidad operativa mejora porque hay menos componentes que puedan fallar en medio de una etapa de bombeo.

El contrato y la apuesta de YPF

La llegada del Zeus no es un hecho aislado. Forma parte de un acuerdo plurianual entre YPF y Halliburton que contempla, además, la implementación de OCTIV Auto Frac, una plataforma de automatización que estandariza la ejecución de cada etapa de fractura.

“Estamos incorporando la última tecnología disponible en el mundo para seguir mejorando la productividad, la eficiencia y la competitividad de nuestras operaciones”, señaló Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF, sobre el objetivo de convertir a la compañía en líder mundial del no convencional.

Todo esto se enmarca en la estrategia 4×4 de la compañía, el plan que busca acelerar el desarrollo de los recursos shale mediante tecnología que reduzca tiempos de operación y mejore los estándares ambientales de cada pozo.

Menos camiones, menos ruido, más escala

Uno de los cambios que más se nota en el día a día de una locación es la baja circulación de camiones cisterna. Al no depender de combustible diésel para los motores, se reduce buena parte del transporte logístico que antes era necesario en cada etapa.

También cambia el paisaje sonoro del yacimiento. Los operarios que trabajaron con sistemas eléctricos en Estados Unidos hablan de una diferencia notable en los niveles de ruido, algo que impacta directo en las condiciones de trabajo diario en locación.

El monitoreo remoto desde los centros de control de YPF se vuelve, con este tipo de tecnología, una herramienta central: permite seguir cada parámetro de la operación en tiempo real y reducir la exposición del personal en el campo.

SLB advirtió que “duplicar la capacidad de Vaca Muerta no es sostenible”

Durante el panel de Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Patricio Whitney, Managing Director de SLB para Argentina, Bolivia y Chile, puso números sobre la mesa: la industria del shale planea duplicar pozos, etapas y producción, y eso arrastra a toda la cadena logística. Para el directivo, el desafío ya no pasa solo por tener el equipo disponible, sino por asegurar que el resto de la infraestructura provincial acompañe ese salto.

Whitney reconoció que el RIGI cambió el punto de partida de la conversación en Vaca Muerta. En sus palabras: “El RIGI de Argentina nos ha abierto la puerta para salir al mundo, y eso nos trae una oportunidad en la que estamos mirando solo un año, pero si miras más allá entendemos la escala industrial a la que nos vamos a enfrentar”.

Ahí está, según explicó, el corazón del problema: las empresas de servicios petroleros ya cuentan con la tecnología y el equipamiento necesarios para responder a ese crecimiento. Lo que falta, insistió, es garantizar el personal calificado que sostenga la operación día a día, un punto que suele quedar en segundo plano frente a la discusión sobre capacidad instalada.

Productividad, el diferenciador frente a otras cuencas

El directivo de SLB fue claro respecto a los límites físicos del crecimiento. No alcanza con sumar equipos: hay que sacarles más rendimiento a los que ya están operando en el yacimiento, apostando a la productividad como palanca central.

“Duplicar la capacidad no es sostenible. Necesitamos ver cómo hacer un poco más con lo que ya tenemos”, planteó Whitney, marcando el eje de su intervención en el panel.

Reducir los tiempos improductivos, sostener etapas más largas y extraer mayor volumen por metro perforado son, para el ejecutivo, las variables que van a definir la competitividad de Vaca Muerta frente a otras cuencas del mundo. Esa mejora, agregó, es la que permitirá bajar el punto de equilibrio y habilitar la exportación a gran escala.

SLB sigue creciendo en el fracking de Vaca Muerta.

Comparar puertas adentro y capacitar en el territorio

SLB decidió correr el eje de los benchmarks internacionales hacia una mirada más local. Whitney explicó que la comparación con otras cuencas sigue siendo útil como referencia, pero que las soluciones tienen que diseñarse a partir de las condiciones específicas de Neuquén.

“Empujar el límite ahora” fue la frase que, según contó, se le quedó grabada tras una reunión reciente sobre rendimiento operativo: “El enfoque que estamos adoptando es hacer comparaciones a nivel local, aprender localmente y diseñar para eso”.

La otra pata de esa estrategia es la formación de talento. La compañía ya incorporó su primera cohorte de entrenadores locales, pensada para acompañar el crecimiento de la actividad en los próximos años, no solo puertas adentro de SLB sino para toda la industria del petróleo y gas.

Del trabajo aislado a la mirada integral del cliente

Whitney planteó una autocrítica poco habitual en este tipo de paneles: las petroleras y las empresas de servicios suelen optimizar cada etapa del proceso por separado, perforación, completación, producción, pero pierden eficiencia en las transiciones entre una y otra.

“Somos muy buenos optimizando piezas individuales de lo que hacemos, pero en las transiciones de las interfaces hay muchas oportunidades”, señaló, apuntando a un enfoque más holístico de la cadena de valor.

Ahí entran la inteligencia artificial y las operaciones remotas, herramientas que SLB viene incorporando en los últimos dos años para que sus equipos manejen geociencia, subsuelo y datos desde un mismo lugar. El objetivo, dijo, es que la tecnología permita supervisar operaciones más grandes sin sumar recursos proporcionalmente.

El relevo generacional golpea la puerta del yacimiento

El cierre de la intervención de Whitney giró en torno a un cambio que ya se nota en el campo: la llegada de perfiles jóvenes que no vienen dispuestos a pasar años en el terreno antes de asumir responsabilidades, algo que obliga a repensar la estructura tradicional de la industria.

El monitoreo remoto de instalaciones como el CPF permite hoy supervisar procesos que antes exigían presencia física constante, aunque Whitney fue tajante en un punto: la tecnología acompaña, pero no reemplaza a quienes tienen que tomar decisiones con conocimiento real de lo que ocurre en el yacimiento.

“Todavía necesitamos tener personas tomando decisiones que sepan qué está pasando”, aseguró Whitney, antes de que el panel avanzara hacia la siguiente ronda de preguntas sobre el futuro operativo de Vaca Muerta.

CEO de Chevron: “La clave en Vaca Muerta ya no es el recurso, es el performance”

Ana Simonato lleva pocos años al frente de Chevron en Argentina, pero habla de Vaca Muerta como si la conociera de toda la vida. En el evento Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, la ejecutiva planteó una idea que resume su gestión: el recurso ya dejó de ser la variable central del negocio. Lo que hoy define el futuro de la producción de shale es otra cosa, dijo, y hay que empezar a mirarla con esos ojos.

“La clave de la ecuación ya no es el recurso. Ahora hay que sumar el programa, la reserva y, sobre todo, el performance: una cosa es tener reservas y otra es lograr que eso realmente suceda”, explicó Simonato.

Para la directiva, ese cambio de mirada tiene tres patas: infraestructura, trabajo articulado con la provincia de Neuquén y acceso a mercados. Sin las tres al mismo tiempo, advirtió, no hay forma de sostener el crecimiento que muestra la cuenca en los últimos años.

Infraestructura y rutas de evacuación

Chevron fue de las primeras compañías en instalarse en el norte de la cuenca, una zona que según Simonato exigió construir casi todo desde cero: caminos, logística y, en particular, vías de evacuación para el crudo. Asimismo, sostuvo que esa etapa no fue solo una inversión, sino un cambio de mentalidad entre empresas que compiten pero también necesitan cooperar.

“Fue un compromiso de pensar distinto, de que distintas compañías se sentaran a alinear un objetivo común con metas claras para que las cosas pasaran”, señaló en referencia al trabajo conjunto detrás de proyectos como El Trapial.

La ejecutiva remarcó además el rol del Estado provincial en ese proceso, con una relación que definió como consistente a lo largo del tiempo. Habló también de la necesidad de sumar proveedores locales y de no crecer más rápido de lo que la propia industria puede sostener puertas adentro.

De Permian a Vaca Muerta: los aprendizajes

Además, Simonato reconstruyó cómo Chevron trasladó su experiencia en Permian, en Estados Unidos, a la operación argentina. La compañía combinó ese conocimiento con la trayectoria convencional que ya tenía en el país, en lo que definió como una fusión de culturas técnicas distintas que debieron encontrar un lenguaje común para funcionar como un solo equipo.

“Tuvimos que tropicalizar todo eso: es distinto, tiene otra geología, otra cultura, otra velocidad. No alcanza con traducir los documentos”, graficó sobre el desafío de adaptar procedimientos pensados para Texas a la Cuenca Neuquina.

Dos variables aparecieron como determinantes en ese proceso: escala y tecnología. Asimismo, ponderó que sin una, la otra no alcanza. Chevron debió ampliar su red de proveedores de servicios para poder crecer al ritmo que exige hoy el desarrollo del shale neuquino.

La sustentabilidad social, en primera persona

La directiva introdujo un costado menos habitual en este tipo de foros: el impacto del desarrollo sobre las familias que viven en la cuenca, incluida la suya propia. Contó que, durante su etapa en El Trapial, sus hijos no tenían jardín de infantes disponible y que ella misma pasó tres años sin poder acceder a un médico en la zona.

“Lo viví en mi propia familia: durante tres años no pude ver a un médico, siempre era una enfermera especializada, y tuve que viajar a Houston para una consulta”, relató Simonato, al hablar de la necesidad de que infraestructura social y producción crezcan al mismo ritmo.

Para la ejecutiva, ese punto es tan relevante como los caminos o las plantas de tratamiento: sin escuelas, salud y vivienda, el crecimiento de Vaca Muerta no es sostenible a largo plazo, por más que la producción siga en alza.

Una maratón, no un sprint

En este marco, Simonato manifestó que el desarrollo de Vaca Muerta recién está en sus primeras etapas y todavía quedan zonas de la cuenca por entender del todo. “Lo que tenemos por delante es desafiante, pero no es una carrera de velocidad. Es una maratón completa que vamos a correr y crecer todos juntos”, afirmó, antes de remarcar que la previsibilidad es hoy lo que le da confianza a Chevron para sostener inversiones de largo plazo en el país.

“Eso es lo que nos da confianza para asegurar que Vaca Muerta no sea Vaca Muerta solo hasta 2030, sino Vaca Muerta para 100 años”, afirmó Simonato.

El techo de Vaca Muerta: la mitad de los pozos nuevos no suma un barril extra

Julio volvió a ser un mes de números redondos para el petróleo argentino: el país tocó un máximo histórico de 912,9 mil barriles diarios, con Vaca Muerta aportando el 71,1% de ese total. Sin embargo, el dato llamativo no está en el titular sino en la letra chica: seis de cada diez pozos nuevos conectados en el último año no sumaron un solo barril de crecimiento, solo repusieron lo que la roca madre pierde por declino natural.

Así lo detalla el informe mensual de GtoG Energy Consulting, que cruzó datos del Capítulo IV de la Secretaría de Energía de la Nación con el registro de fractura de julio. El documento establece que los pozos que producían hace doce meses hoy entregan un 39,2% menos de crudo. Es la cinta de correr del shale: hay que perforar todo el tiempo solo para no retroceder.

El cálculo es concreto. De los 513 pozos no convencionales que se conectaron entre agosto de 2025 y julio de 2026, 316 se usaron exclusivamente para reponer el declino. Apenas 197 representaron crecimiento neto de la producción NOC, que en el año subió 135,3 mil barriles diarios hasta los 648,9 mil actuales.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

La cuenta que no cierra tan fácil

Para sostener el nivel de producción de los próximos doce meses, GtoG Energy calcula que la industria necesita conectar 399 pozos nuevos, solo para compensar la caída proyectada de 254,5 mil barriles diarios. Si el objetivo es repetir el crecimiento de este año, ese número trepa a 611 pozos: un 19,1% más que los conectados en el último ciclo.

La brecha entre lo que se perforó y lo que haría falta perforar es la que enciende la alarma. El informe sostiene que el declino de base se mantiene estable, entre 34% y 42% anual, desde 2023, pese a que los pozos son cada vez más largos y con más etapas de fractura. El diseño mejoró el caudal inicial, pero no cambió la pendiente de caída.

Ahí aparece el cuello de botella. Julio mostró la mayor caída mensual de actividad del año: 2.010 etapas de fractura, un 27,2% menos que el récord de junio, con siete equipos de fractura fuera de operación. Sin esos sets trabajando a pleno, sostener el ritmo de conexión de pozos que exige la formación se vuelve cada vez más difícil.

Aluvional traslada su planta de arenas al corazón de Vaca Muerta.

El cuello de botella no está en la roca

GtoG Energy calcula que sostener y hacer crecer la producción como en 2026 demanda unas 30.200 etapas de fractura por año, prácticamente toda la capacidad que el sector proyecta tener disponible. No hay margen ocioso: cualquier freno en la logística de fractura se traduce, de manera directa, en menos pozos nuevos y menos barriles de reposición.

La arena es otro límite físico. Cada pozo consume unas 11.300 toneladas, lo que equivale a 490 camiones. El informe señala que sostener y crecer el shale oil pediría 6,9 millones de toneladas de arena al año, casi toda la demanda proyectada del país para 2026, que es de 7 millones.

El 75% de esa arena viaja más de mil kilómetros desde Entre Ríos, y el viaje pasó de 48 a entre 70 y 75 horas. En boca de pozo hay stock para dos o tres días, no más. “El set no puede parar ni una hora”, resume el reporte de la consultora sobre ese margen casi inexistente.

Vaca Muerta volvió a romper su récord de etapas de fractura

Lo que está en juego si no se suman equipos

El costo de sostener este esquema tampoco es menor. GtoG Energy estima que repetir el crecimiento de 2026 exige una inversión de unos 6.100 millones de dólares anuales en perforación y terminación de pozos, sin contar facilities ni midstream. Solo mantener el nivel actual, sin crecer, ya demanda unos 4.000 millones de dólares por año.

El informe advierte que, si no se suman equipos de fractura y de perforación al ritmo que exige el declino, la producción de Vaca Muerta podría tocar un techo antes de lo esperado y entrar en una meseta, no porque falte roca, sino porque la cantidad de pozos nuevos no alcanzaría para reemplazar los barriles que se pierden mes a mes.

Es la paradoja que atraviesa todo el informe de julio: la producción argentina de crudo bate récords y Vaca Muerta crece 26,4% interanual, pero ese resultado convive con un sistema que necesita perforar cada vez más rápido solo para no retroceder. El diseño de pozos mejoró el arranque, no la curva de caída posterior.

Calfrac completó casi 23 horas de bombeo continuo en Vaca Muerta

El 16 de agosto, Calfrac metió un número que nadie había tocado antes en la compañía: 22,52 horas de bombeo efectivo en una sola jornada de etapas de fractura bajo modalidad zipper en Vaca Muerta. En el shale neuquino, donde cada hora de equipo detenido cuesta caro, ese dato no es un detalle técnico menor.

El registro superó ampliamente la marca anterior de la empresa y se logró con la modalidad zipper, un esquema que permite bombear en dos pozos de forma alternada sin perder tiempo entre etapas. Detrás del número hay meses de ajustes en la coordinación entre áreas, algo que en esta industria se nota en cada minuto de bombeo ganado.

Para Calfrac, el hito confirma una tendencia: la compañía viene apostando fuerte a mejorar sus tiempos operativos en un mercado donde la competencia por horas de equipo disponible es cada vez más dura.

El camino hasta llegar acá

El récord de agosto no salió de la nada. En junio de 2025, la compañía ya había marcado un antecedente fuerte: 29 días de bombeo sin interrupciones, con 530 horas totales y un promedio de 20,5 horas diarias. En ese período se completaron 300 etapas de fractura, a un ritmo de 13 por jornada.

En abril de 2026 llegó otro cambio clave: la implementación del bombeo continuo, una metodología que usa válvulas para transferir el flujo de un pozo a otro sin cortar la operación. La idea es simple pero exigente: no perder ni un minuto entre etapa y etapa.

Ese sistema apunta a usar el ciento por ciento del tiempo disponible de los equipos, eliminando los tiempos muertos que suelen aparecer entre una etapa y la siguiente. Sin esa base tecnológica, difícilmente se hubiera llegado a las 22,52 horas de agosto.

Wireline propio, un servicio más bajo el mismo techo

El otro dato que marcó el primer semestre del año fue la llegada de un equipo propio de wireline a la operación argentina. El anuncio se hizo el 10 de abril, cuando la compañía confirmó que un nuevo equipo se preparaba para salir a terreno.

Semanas después, ya en el segundo trimestre, Calfrac completó su primer trabajo de wireline en la Argentina con unidad propia. La empresa lo definió como un hito clave en su oferta de servicios integrados, un paso que le permite sumar otra pata al negocio sin depender de terceros.

Hasta ese momento, la compañía tercerizaba ese servicio en sus operaciones en el país. Contar con equipo propio cambia la ecuación: menos tiempos de espera, más control sobre la logística y una oferta más completa para los operadores de Vaca Muerta.

Calfrac en Vaca Muerta.

 

La otra cara del año de Calfrac

El calendario de récords no se limita a la fractura. En enero, entre el 24 y el 26, Calfrac ejecutó diez cementaciones en menos de tres días en un esquema de operaciones simultáneas, algo que exige coordinar equipos, materiales y personal en distintos pozos al mismo tiempo.

Puertas afuera, ese número quizás llame menos la atención que las 22,52 horas de bombeo. Puertas adentro, en Calfrac lo leen como parte del mismo proceso: capacidad de planificación y ejecución bajo estándares técnicos exigentes, sin resignar seguridad en ninguna etapa.

En la Cuenca Neuquina, Calfrac opera hoy unos 180.000 caballos de fuerza de bombeo, diez unidades de cementación, cinco equipos de coiled tubing y la unidad de wireline incorporada este año, la base sobre la que apoya estos récords.

Continental Resources se queda con el 50% de Phoenix

Mercuria Energy Group confirmó este jueves que Continental Resources, la mayor productora privada de petróleo y gas del mundo, firmó un Acuerdo de Términos Principales para quedarse con el 50% de Phoenix Global Resources. La operación crea una plataforma conjunta que buscará multiplicar la producción de la compañía en Vaca Muerta.

El anuncio llega en un momento de fuerte apetito internacional por la cuenca neuquina, que viene captando inversiones en Vaca Muerta de peso creciente. Con el cierre de la operación, Mercuria y Continental quedarán como socios en partes iguales y compartirán el control operativo de Phoenix, hoy la sexta productora de petróleo crudo de la formación.

Doug Lawler, presidente y CEO de Continental, explicó que las reformas de Milei fueron determinantes para la decisión. “Generaron nuestro interés en la Argentina y fortalecieron nuestra confianza en su futuro”, dijo, y calificó a Vaca Muerta como “un recurso de clase mundial”.

Un plan para triplicar la producción

La apuesta no es menor: se espera que la plataforma conjunta lleve la producción de Phoenix de 28.000 barriles equivalentes de petróleo por día a más de 100.000 en un plazo de cinco años. Para eso, ambas compañías proyectan un despliegue de capital superior a USD 4.000 millones en ese período.

Ese nivel de inversión posicionaría a Phoenix entre los mayores operadores privados de Vaca Muerta, en un escenario donde la cuenca sigue atrayendo capitales pese a la volatilidad macroeconómica argentina. La compañía, hasta ahora, mostró un crecimiento sostenido desde su desembarco en la región.

Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix, sostuvo que la empresa “construyó una plataforma operativa disciplinada y técnicamente sólida”, con un equipo que conoce a fondo Vaca Muerta. Según el ejecutivo, la llegada de Continental “fortalecerá” las capacidades de la compañía en esta nueva etapa de crecimiento.

Phoenix lidera la producción de petróleo en Río Negro con su nuevo PAD

Seis bloques y 163.000 acres en juego

La nueva plataforma reunirá cerca de 163.000 acres netos distribuidos en seis bloques de Vaca Muerta. Ahí entran los intereses de Phoenix en Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, además de la participación que opera Continental en Los Toldos II Oeste.

A ese mapa se suma otro dato: las participaciones adicionales que se incorporarán del bloque Bajo del Toro Este, hoy en manos de Integra. Nicolás Mallo Huergo, CEO de la firma, celebró el paso y habló de “un sueño y un compromiso de larga data” para internacionalizar la cuenca.

El portafolio combinado, además, tiene peso estratégico para la región: buena parte de los activos calificaría dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el esquema que el Gobierno diseñó para atraer proyectos de gran escala en sectores clave de la economía.

Una alianza que ya venía de antes

Mercuria y Continental no llegan a este acuerdo de la nada. Las dos compañías ya son socias en Pecos Power Plant, una central de generación eléctrica a gas natural de 452 megavatios que se construye en el oeste de Texas, y que funcionó como antesala de esta nueva sociedad.

Brian Falik, Global Chief Investment Officer de Mercuria, lo resumió así: “Nuestra alianza con Continental sigue creciendo, y esta transacción es una extensión natural de esa relación hacia una de las principales formaciones de shale del mundo”.

Por ahora, el pacto firmado es apenas un Acuerdo de Términos Principales, no un cierre definitivo. Falta la negociación y firma de los acuerdos finales, el cumplimiento de las condiciones habituales de cierre y la obtención de las aprobaciones regulatorias que correspondan.

El historial de Phoenix en la cuenca

Phoenix es una compañía independiente enfocada en la exploración y el desarrollo de la formación de shale Vaca Muerta y otros recursos no convencionales de la Argentina, con operaciones principales en Neuquén y Río Negro, y mayoría accionaria de Mercuria Energy Group.

En apenas cinco años, la compañía multiplicó por cinco su producción neta, al pasar de cero a 25.000 barriles diarios, con solo el 15% de su acreage desarrollado hasta el momento. Continental, por su parte, ya opera en Bakken, Anadarko, Powder River y la cuenca Pérmica en Estados Unidos.

El repunte de perforación en Permian pone presión sobre Vaca Muerta

Durante tres años, la historia del mercado de rigs en Estados Unidos fue una sola: eficiencia. La cantidad de equipos activos en el Permian cayó 29% desde diciembre de 2022, pero la producción de petróleo igual subió 18%. Menos equipos, más barriles.

“Nadie mantuvo caliente el equipamiento marginal”, consideró Nicolás Ziperovich, director de Lumina Energy, sobre esos años, en los que nadie se ocupó de mantener operativos los equipos que no eran estrictamente necesarios para sostener esa eficiencia.

Permian dio vuelta el mercado

Esa lógica se quebró de golpe. Según relata el directivo de Lumina Energy, esta semana las principales perforadoras terrestres de Estados Unidos coincidieron en el mismo diagnóstico sobre el estado del negocio.

Patterson-UTI pasó de 92 equipos en el segundo trimestre a una proyección de 100 para el tercero, con contratos nuevos entre 10% y 15% por encima de los precios de comienzos de año. H&P, por su parte, elevó su proyección para Norteamérica a un rango de entre 138 y 144 rigs.

Precision Drilling saltó de 32 a 42 equipos entre abril y junio, el nivel más alto desde 2023, mientras Ensign suma un rig por mes y compró Citadel para sumar seis equipos más en Permian. El propio H&P lo describió como el pasaje de un mercado con miedo al sobreabastecimiento a uno que se está ajustando rápidamente.

Por qué la reactivación de equipos ya no es barata

El dato central del posteo no es la suba en sí, sino su costo. Según cita Ziperovich de un análisis de Rystad Energy, los primeros 15 a 25 equipos que un operador reactiva casi no requieren capital adicional: son los que quedaron mejor conservados.

El problema aparece después de ese primer tramo. Tres años de “hacer más con menos” llevaron a desprenderse de todo lo que no fuera equipamiento Tier-1. Lo que queda para reactivar ahora, explica, es la porción más cara y compleja del parque de equipos disponible.

“En conversaciones con contratistas de rigs de las últimas semanas, el número que hoy me están cotizando para dejar un equipo verdaderamente listo se acerca a los US$15 millones”, sostuvo Ziperovich en su cuenta de LinkedIn, aclarando que se trata de información directa de sus propios contactos en la industria, no de datos públicos.

Esa cifra representa un salto fuerte frente al costo habitual hasta hace poco. “Es un cambio de escala respecto de los US$4 a 8 millones que eran normales hasta hace poco”, señala, y agrega que varios de sus contactos coincidieron, sin que se lo preguntara, en que ese número sigue en alza.

El impacto directo sobre Vaca Muerta

Los rigs terrestres no se trasladan entre continentes con facilidad, así que un equipo del Permian no va a terminar operando en Neuquén. Pero sí compiten por el mismo capital y por la misma cadena de proveedores: caños de perforación, top drives, bombas y cuadrillas especializadas.

Ahí está, para Ziperovich, el verdadero riesgo para la Argentina. Si un equipo no queda reservado pronto para Vaca Muerta, el costo de dejarlo listo podría acercarse mucho más a los US$15 millones que a los 4 u 8 millones que hoy siguen presupuestando por default varias operadoras locales.

Cada rig que las perforadoras del Permian reactivan para su propia demanda es un equipo menos disponible o más caro para el resto del mercado, Vaca Muerta incluida.

Siete sets de fractura se quedaron sin actividad en Vaca Muerta

Julio dejó un dato que preocupa más de lo que muestran los números generales de Vaca Muerta: la ocupación de los sets de fractura se desplomó al 50% del tiempo disponible. En junio ese indicador había llegado al 68%, así que la caída fue abrupta y concentrada en pocas semanas. Así quedó establecido en el último informe de Tecnopatagonia.

En términos concretos, operó apenas la mitad de la flota nacional: 8 de los 15 sets de fractura activos en el país. Los 7 restantes no sostuvieron actividad de bombeo de manera continua durante todo julio, algo que rompe con la tendencia de meses anteriores.

De esos 7 equipos parados, 5 no ejecutaron ni una sola etapa en todo el mes. Es un número que llama la atención en un contexto donde la actividad de perforación viene en alza y la demanda de terminación debería acompañar ese ritmo.

La explicación de la baja de ocupación

El documento destaca que el fenómeno no responde a una sola causa. Entre los factores que circulan en el sector aparecen etapas de julio que se adelantaron al mes previo, la concentración del trabajo en pocos sets de alta eficiencia y la preparación de nuevos PADs multipozo.

Esa concentración en equipos puntuales generó una paradoja: mientras algunos sets trabajaron a máxima capacidad, otros quedaron directamente sin asignación. El resultado fue una flota desbalanceada, más que una caída generalizada de la demanda de fractura.

Las etapas caídas o perdidas de julio llegaron a un récord de 1.779, un número que confirma que el problema no fue únicamente de programación, sino también de eficiencia operativa en el terreno.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

El contraste con la perforación

Mientras la ocupación de fractura retrocedía, la actividad de perforación mostraba la cara opuesta: la flota de rigs llegó a 54 equipos activos, el mayor salto mensual del año, con el shale superando por primera vez los 40 rigs.

Ese contraste expone un problema de sincronización entre etapas del proceso: hay más pozos perforados esperando terminación, pero la flota de fractura no logró traducir esa disponibilidad en más días de bombeo efectivo.

Halliburton concentró el 55% de las etapas ejecutadas en julio, seguido por SLB con 26%, SPI con 10%, Tenaris con 8% y Calfrac con 1%, una distribución que confirma la concentración de actividad en pocas manos.

Lo que viene en Vaca Muerta

Las condiciones técnicas y logísticas están dadas para que la flota supere las 3.000 etapas de fractura mensuales, un promedio de 100 etapas por día, apenas se logre coordinar mejor la logística de última milla entre perforación y terminación.

YPF concentró el 51% de las etapas del mes, seguida por Vista Energy con 17%, Pluspetrol con 10%, Pan American Energy con 8%, Tecpetrol con 5% y Pampa Energía con otro 5%, un mapa que se mantuvo relativamente estable respecto de meses anteriores.

Las etapas mensuales vienen creciendo a una tasa anual compuesta cercana al 30%, aunque julio marcó una moderación a 65 etapas diarias, lejos del pico de 92 etapas por día alcanzado en junio.

Vaca Muerta bajo el análisis de la India: qué miran desde Nueva Delhi

No hace falta estar en Neuquén para entender lo que está pasando en Vaca Muerta. Desde las oficinas de Grant Thornton Bharat LLP en India, el consultor Nishant Kumar Sittu, de la división de Infraestructura de Petróleo y Gas, siguió de cerca los números de la roca madre y los volcó en un informe que circula entre inversores internacionales.

La comparación que elige no es casual. Así como Permian duplicó la producción de crudo en Estados Unidos y convirtió al país en el mayor productor mundial, Vaca Muerta corre un guion parecido en la Patagonia, con el Gobierno nacional reconociendo abiertamente que busca repetir esa historia.

Los números lo confirman. El informe remarca que la producción promedió 793.000 barriles diarios durante 2025, llegó a 874.000 en febrero de este año y apunta a tocar el millón de barriles antes de que termine 2026, un salto del 26% que dejaría atrás el récord histórico de 847.000 barriles vigente desde 1998.

Vaca Muerta sigue creciendo.

Qué hay detrás de la curva de producción

El análisis de Sittu establece que la geología nunca fue el problema en Vaca Muerta: durante casi veinte años, la falta de capacidad de evacuación, los controles cambiarios y los vaivenes fiscales frenaron una roca madre que hoy compite con los mejores yacimientos de Estados Unidos en costos de extracción.

Para entender por qué el mercado reacciona cómo reacciona, hay que mirar atrás. Entre 2005 y 2023 Argentina subió y bajó retenciones, suspendió y reactivó incentivos, redujo impuestos corporativos y los volvió a subir, en un ciclo que enseñó a los inversores a desconfiar de cualquier anuncio oficial sobre reglas estables.

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) intentó romper ese patrón: estabilidad fiscal garantizada por 30 años, reducción del impuesto a las Ganancias del 35% al 25%, depreciación acelerada y exención de retenciones a la exportación a partir del tercer año de un proyecto.

En este sentido, Sittu describe el recorrido del régimen como el de un Gobierno que fue ajustando el traje sobre la marcha: en febrero de 2026 el Decreto 105 extendió el plazo de inscripción hasta julio de 2027 y, sobre todo, abrió la puerta a proyectos de exploración y desarrollo upstream por encima de los U$S 600 millones, algo que en 2024 quedaba afuera.

Pluspetrol avanza en Bajo del Choique. Aunque Loma Campana sigue siendo el yacimiento más productivo de Vaca Muerta.

La cuenta financiera puesta a prueba

Que un régimen de incentivos suene bien en un discurso es una cosa; que la ecuación cierre en una planilla de cálculo es otra completamente distinta. Ahí es donde el trabajo de Grant Thornton Bharat LLP aporta algo más sólido que el optimismo oficial habitual.

El estudio tomó cuatro proyectos ya alcanzados por el RIGI como Argentina LNG, Bajo del Choique, El Trapial Este y Loma la Lata, con reservas combinadas cercanas a los nueve mil millones de barriles equivalentes de petróleo, y encontró que en los cuatro casos el flujo de caja de los inversores supera el 50% del valor del proyecto.

Sittu remarca que ese resultado no depende de un escenario favorable. El equipo forzó los números al extremo: sobrecostos del 50%, precios un 30% más bajos y producción un 20% menor a la proyectada, y aun así el esquema del RIGI siguió rindiendo más que el régimen fiscal estándar en los cuatro proyectos analizados.

Cien mil millones de dólares hacen fila para entrar

Esa solidez financiera no quedó en el papel. Ya hay más de U$S 100.000 millones en proyectos presentados bajo el régimen, con aprobaciones que incluyen el esquema Southern Energy por US$15.000 millones y el desarrollo de Pampa Energía en Rincón de Aranda, que busca más que duplicar su producción hacia mediados de 2027.

En la fila de espera figuran nombres pesados: el programa petrolero de YPF por U$S 25.000 millones, El Trapial Este de Chevron y los proyectos de Pluspetrol y Tecpetrol, con siete u ocho postulantes adicionales que se esperan antes de que cierre la ventana de inscripción.

Para el análisis elaborado desde India, el atractivo no es solo fiscal: anotarse antes de julio de 2027 funciona también como cobertura política, porque el registro fija las condiciones por 30 años sin importar qué gobierno llegue después, justo en la antesala de un año electoral.

El gas es el combustible de la transición energética.

Lo que todavía no está garantizado

La cuenta pendiente no es menor. La cuenca necesita unos U$S 13.000 millones anuales en inversión upstream durante la próxima década, haya o no RIGI de por medio, y el financiamiento de la cartera de cien mil millones de dólares todavía está por confirmarse en su mayor parte.

Las cláusulas de estabilidad fiscal, además, tienen un historial irregular en Argentina: se cumplen mientras conviene cumplirlas, y esa conveniencia se mueve con el precio del petróleo, la presión fiscal y el calendario electoral, algo que ningún decreto puede garantizar por sí solo.

Lo que cambió, según remarca el informe, es que los dólares de exportación de Vaca Muerta ya son un pilar de las cuentas públicas, lo que eleva el costo político de romper la promesa. Las solicitudes están adentro, los oleoductos se están construyendo. Falta ver si la producción sostenida y el capital comprometido confirman lo que hoy son, todavía, expectativas.

YPF planea 16 rigs, 213 mil barriles diarios y un RIGI histórico en Vaca Muerta

YPF terminó el segundo trimestre con los mejores números de su historia y el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, decidió contarlo con lujo de detalles en LinkedIn. No fue un simple parte de resultados: fue la foto de una empresa que, según su propia lectura, terminó de girar hacia el shale y ya no piensa en otra cosa que no sea exportar.

El EBITDA ajustado llegó a 2.800 millones de dólares en el trimestre, la cifra más alta en la historia de la petrolera. Marín remarcó que en la primera mitad de 2026 la compañía generó casi 4.400 millones de dólares, más de lo que YPF había reportado en todo 2023.

El resultado operativo también marcó récord, con 1.800 millones de dólares, mientras que la utilidad neta se ubicó en 1.205 millones de dólares, la segunda más alta de la historia de la empresa. El propio CEO aclaró que el trimestre de mayor ganancia neta sigue siendo el tercero de 2024.

Más equipos, más producción

La transformación que menciona Marín tiene un correlato muy concreto en el campo: la producción de shale llegó a 213 mil barriles diarios y ya representa el 80% de todo el petróleo que produce YPF. Es un salto que la compañía viene sosteniendo trimestre tras trimestre desde el lanzamiento del Plan 4×4.

Para sostener ese ritmo, la empresa sumó equipos de perforación en Vaca Muerta. Hoy opera 16 rigs, contra los 12 que tenía en diciembre pasado, y la proyección oficial es llegar a 21 equipos a comienzos de 2027. Marín lo planteó como el motor que explica buena parte de la mejora operativa del trimestre.

La solidez financiera acompañó ese crecimiento productivo. El flujo de caja libre alcanzó los 824 millones de dólares, uno de los tres mejores registros de la historia de YPF, y la liquidez cerró en 2.500 millones de dólares, el nivel más alto alcanzado hasta ahora por la compañía.

YPF logra un nuevo récord. Neuquén no detiene su producción.

Dos proyectos RIGI y una apuesta exportadora

El otro eje del posteo es el ingreso de YPF al RIGI con dos proyectos de escala inédita. En mayo, la empresa presentó la solicitud para LLL Oil, un desarrollo 100% propio que Marín describió como el mayor programa de exportación de petróleo en la historia argentina.

El proyecto prevé una inversión acumulada de 25.000 millones de dólares en 15 años y apunta a generar más de 100.000 millones de dólares en ingresos por exportación. La producción estimada para 2032 es de 240 mil barriles diarios, más del doble de lo que hoy produce YPF en shale.

A eso se suma Argentina LNG, donde la compañía ya firmó el marco regulatorio con Neuquén y sumó a Eni y XRG al desarrollo del upstream. Este jueves, YPF solicitó la adhesión al RIGI con una inversión de más de 51.000 millones de dólares, la mayor presentada hasta el momento bajo ese régimen.

Horacio Marín ponderó el potencial de Argentina en el GNL.

Refinerías al tope y una segunda mitad de año más intensa

El downstream de YPF también tuvo un trimestre atípico: el procesamiento en las refinerías llegó a 351 mil barriles diarios, el nivel de utilización más alto registrado por la compañía. Marín lo mencionó como parte del mismo proceso de eficiencia que atraviesa toda la operación.

En paralelo, el proyecto VMOS avanza al 80% y la compañía espera habilitarlo antes de que termine el año, con la primera exportación de petróleo proyectada para principios de 2027. Para los ductos asociados a Argentina LNG, YPF usó por primera vez una subasta inversa entre proveedores precalificados.

De cara a lo que resta del año, la empresa anticipa una aceleración en las inversiones, explicada por el avance de obra, el mantenimiento reprogramado para el segundo semestre y el desarrollo más rápido del núcleo sur de Vaca Muerta a través de LLL Oil.

Marín cerró su balance del trimestre con una idea que repitió varias veces en el texto: detrás de cada récord hay un equipo de empleados, contratistas y proveedores. “Vamos por más”, escribió, resumiendo en tres palabras el tono de todo el posteo.