Tras la salida de GeoPark, Phoenix acelera sus inversiones en Vaca Muerta

Phoenix Global Resources (PGR) anunció que seguirá adelante con su plan de inversiones aceleradas en Vaca Muerta, pese a que GeoPark decidió retirarse del acuerdo para adquirir participación en cuatro bloques no convencionales. La compañía invertirá 2.000 millones de dólares en los próximos cinco años para desarrollar de forma autónoma sus activos en Neuquén y Río Negro.

GeoPark confirmó que el acuerdo con PGR quedó sin efecto. Según informaron ambas empresas, la cláusula contractual que permitía finalizar el trato tras el vencimiento de ciertas condiciones precedentes fue activada por Phoenix.

“GeoPark sigue comprometida con su estrategia de crecimiento rentable, sostenible y disciplinado en grandes activos y cuencas”, declaró la firma, que cuenta con un saldo de caja de 330 millones de dólares y cobertura del 87% de su producción para 2025.

La decisión no alterará las operaciones actuales de Phoenix, que seguirá como operadora de los bloques Mata Mora Norte y Sur, y Confluencia Norte y Sur. Todos estos activos forman parte de su plan integral de expansión en Vaca Muerta, una de las formaciones de hidrocarburos no convencionales más relevantes del mundo.

El ambicioso plan de Phoenix

Phoenix ya lleva invertidos más de 750 millones de dólares en Vaca Muerta. Con la confianza de su accionista principal, la suiza Mercuria (una de las cinco mayores traders de commodities del mundo), la empresa planea alcanzar un plateau de producción de 70.000 barriles diarios sumando los bloques de Neuquén y Río Negro.

Como parte de su plan, incorporará un segundo equipo de perforación en enero de 2026 y avanza con la construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) en Mata Mora Norte. Esta infraestructura, que entrará en funcionamiento en mayo de 2026, tendrá capacidad para procesar 40.000 barriles diarios y generará más de 200 empleos directos e indirectos.

La obra fue adjudicada a una firma neuquina y apunta a consolidar un hub productivo estratégico para Phoenix. Con un inventario estimado de 500 pozos por desarrollar, la empresa se posiciona como uno de los jugadores clave en la nueva etapa de desarrollo intensivo de Vaca Muerta.

Vaca Muerta, en el centro

Tanto Phoenix como GeoPark coinciden en la importancia estratégica de Vaca Muerta. Mientras una refuerza su compromiso con inversión directa y proyectos propios, la otra busca alternativas dentro de un enfoque de crecimiento disciplinado y generación de valor para sus accionistas.

GeoPark no descarta futuras oportunidades en la cuenca neuquina y continúa evaluando adquisiciones dentro de sus áreas geográficas prioritarias. Por su parte, Phoenix consolida su rol en la región, respaldada por la confianza de su matriz Mercuria, que ha decidido redoblar la apuesta en Argentina.

Chubut reducirá 4 puntos de regalías al shale

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, anunció el compromiso de la Provincia de “bajar cuatro puntos de regalías al hidrocarburo no convencional” y solicitó, en contraparte, que el Gobierno Nacional “haga lo propio con los derechos de exportación al convencional”.

En el marco de su presentación en el 42° Congreso Anual del Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF), que se realizó este martes en la ciudad de Buenos Aires, el mandatario instó a “ponernos de acuerdo, terminar con las falsas dicotomías y hacer patria juntos para sacar a este país adelante”.

El titular del Ejecutivo chubutense compartió con sus pares de Entre Ríos, Rogelio Frigerio, y de Córdoba, Martín Llaryora, el panel titulado “Argentina: una mirada desde el centro de nuestro país”.

 

 

En una extensa disertación, el gobernador dedicó un tramo de su mensaje al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, también presente en la jornada, y transmitió que “en Chubut tenemos una posibilidad única de exportar muchísimo más de lo que se está exportando y de una manera muy sencilla”.

En ese contexto, Torres anticipó “una baja considerable de lo que representa un tercio de los ingresos de la provincia” y pidió a Nación que “se comprometa a bajar cuatro puntos de derecho de exportación al convencional. De esa manera vamos a poder exportar más y vamos a poder generar más trabajo porque, en definitiva, lo que Argentina necesita en este momento son dólares”, precisó.

“No puede ser que no podamos ponernos de acuerdo, hagamos patria juntos”, pidió el mandatario ante autoridades nacionales, empresarios y economistas de todo el país, y llamó a toda la dirigencia a “dejar de discutir pavadas por redes sociales, a despojarse de mezquindades, del alcahueterismo, de soberbia y sentarse a laburar en cosas concretas porque, en definitiva, las fuerzas que van a sacar adelante a la Argentina son las fuerzas de la producción, del trabajo y de la industria”.

Otra empresa brasileña importará gas de Vaca Muerta

Las buenas noticias siguen llegando desde Brasil. Ya son cuatro las operadoras que exportan gas argentino al gigante latinoamericano y se espera que las novedades sigan floreciendo de la mano del shale gas. Es que la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) autorizó a la empresa Eneva a importar gas de Argentina y Bolivia por dos años.

La firma podrá importar gas durante dos años por un total de 3 millones de metros cúbicos por día, con entregas previstas para tres ciudades brasileñas: Corumbá, Cáceres y Uruguaiana.

Qué significa para la empresa

Según la ANP, la medida tiene como objetivo ampliar el acceso al gas natural en el territorio nacional, diversificando la oferta y reforzando la seguridad energética en Brasil. La operación se realizará a través de gasoductos ya existentes en las fronteras con los países vecinos.

Bolivia sigue siendo una ruta estratégica en la integración energética entre Brasil y Argentina. En Corumbá, se encuentra la entrada del tradicional Gasoducto Bolivia-Brasil (Gasbol), operado por TBG.

En Cáceres, el gas llegará a través del ramal aislado de GasOcidente, conocido como Lateral Cuiabá. Finalmente, en Uruguaiana, se utilizará la estructura TSB (Sulbrasileira de Gás), que conecta la ciudad con Argentina, aunque sin interconexión directa con la red nacional.

Un acuerdo para crecer

Hay que recordar que Eneva se asoció con Pampa Energía para importar hasta 1 millón de m3/día de gas argentino vía Bolivia, con vigencia hasta mayo de 2027. El gas provendrá principalmente de las reservas de Vaca Muerta.

Recientemente, Tradener, empresa comercializadora de energía brasileña, también realizó su primera prueba de importación de gas argentino a través de este nuevo corredor. Se entregaron 110 mil metros cúbicos, con el objetivo de comprobar la viabilidad técnica de la operación.

Según Guilherme Avila, director general de Tradener: “La operación marca la apertura de una nueva ruta de abastecimiento para el mercado brasileño”.

El directivo también destacó que esta nueva opción logística representa un avance importante para la competitividad y seguridad energética del país. Tradener importa gas boliviano desde 2022.

La nueva ruta del gas para Brasil

La autorización de la ANP a Eneva y las pruebas realizadas por Tradener señalan un cambio positivo en el escenario energético de Brasil. Mayor diversificación de proveedores de gas natural, reducir la dependencia de contratos rígidos con Bolivia, mayor seguridad energética en las regiones fronterizas, y posible reducción de costes a medio plazo, con mayor competencia, son algunos de los beneficios que trae la ecuación.

La apertura de una ruta de gas desde Argentina a Brasil vía Bolivia podría ser un hito en la integración energética sudamericana.

La inversión de Eneva y otras empresas muestra el potencial de un mercado más dinámico, con ganancias tanto para los consumidores como para el sector productivo.

Pampa conectará otros 24 pozos en Rincón de Aranda

En su presentación de resultados ante inversores, Pampa destacó su fuerte plan de inversiones, enfocado en obras de infraestructura para desarrollar sus reservas de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó: “El desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de US$800 millones para 2025 y una cifra similar en el 2026, la mayor en un solo proyecto en la historia de Pampa Energía”. Pampa está ejecutando la primera etapa de ese proyecto y ya conectó cuatro pozos para alcanzar los 6.000 barriles por día. Además, la compañía señaló que durante el primer trimestre concentró sus inversiones en el desarrollo de una planta de tratamiento de crudo, un oleoducto y un gasoducto de evacuación.

En los próximos meses, Pampa conectará otros 24 pozos para alcanzar una producción de 20.000 barriles por día y proyecta alcanzar los 45.000 barriles para 2027.

Exportaciones

La compañía comenzó a exportar gas natural en condición firme hacia la región del Biobío, en Chile, utilizando el Gasoducto del Pacífico. El gas proviene del yacimiento Sierra Chata, ubicado en Vaca Muerta, que produce 5 millones de metros cúbicos diarios y tiene la capacidad de cubrir la demanda industrial actual y futura de la región chilena.

Según Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Hidrocarburos de Pampa Energía, esta exportación sostenida no solo permite generar divisas y ampliar oportunidades comerciales, sino también reafirmar el compromiso de la empresa con el desarrollo del país y con el potencial de Vaca Muerta.

Este nuevo envío complementa el millón de metros cúbicos diarios que la empresa ya exporta a Santiago de Chile mediante el gasoducto Gas Andes. Para concretar esta nueva ruta, Pampa trabajó con las transportistas TGN y GPA, e invirtió en infraestructura para conectar su producción del área Sierra Chata al Gasoducto del Pacífico, que enlaza la provincia de Neuquén con Chile.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

Pampa mira Brasil

Además, la empresa realizó su primera exportación de gas natural a Brasil, enviando 110.000 metros cúbicos a través de un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener, con el apoyo de la consultora argentina Giga. Esta operación utilizó la infraestructura de transporte entre Argentina, Bolivia y Brasil, y marca el inicio de una estrategia para multiplicar las exportaciones de gas en 2025, consolidando la presencia regional del gas argentino.

Actualmente, Pampa tiene dos contratos vigentes con clientes brasileños por un total de 2 millones de metros cúbicos diarios. Con estas acciones, la compañía busca posicionarse como uno de los principales proveedores de gas en América Latina.

En cuanto a su producción, Pampa Energía genera un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos por día desde los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata, alcanzando los 17 millones durante el invierno de 2024. Este volumen permitió a la empresa fortalecer su participación en el mercado interno y avanzar en sus planes de exportación.

Tradener, su socio en Brasil, es líder en comercialización energética en ese país y ha ampliado su rol estratégico desde que comenzó a importar gas desde Bolivia en 2022.

VMOS avanza firmemente: la revolución del shale oil

El Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) es la mega obra que terminará con los cuellos de botella en el petróleo no convencional. El proyecto es liderado con YPF en conjunto con seis de las principales productoras de la Cuenca Neuquina.

El proyecto tendrá una capacidad para transportar hasta 550.000 barriles diarios en su primera etapa y permitirá convertir al shale argentino en un verdadero polo exportador. Las obras avanzan a buen ritmo, y cuenta con el monitoreo constante de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro.

Con una inversión estimada de 2.580 millones de dólares, que podría superar los 3.000 millones, incluyendo costos financieros, esta obra representa la mayor apuesta en exportación de petróleo en décadas.

El avance del VMOS

En conversación con los inversores, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, brindó detalles del avance de la obra en Punta Colorada. El VMOS prevé la construcción de un oleoducto de 440 kilómetros que conectará la Cuenca Neuquina con una terminal marítima diseñada para recibir buques superpetroleros, lo que facilitará la exportación de crudo hacia mercados internacionales

“El nuevo oleoducto dedicado exclusivamente a la exportación de petróleo, cuya construcción comenzó a principios de este año, la SPV ya ha comenzado la recepción de los ductos y las obras de construcción en las rutas del oleoducto y la excavación de zanjas”, subrayó el ejecutivo.

“Además, recibieron las primeras piezas de acero para el ensamblaje inicial de los tanques en la terminal de exportación, donde actualmente trabajamos en los movimientos de tierra y las obras civiles. El avance operativo de este proceso es de aproximadamente el 4,5 % a finales de marzo”, destacó.

YPF comenzó la construcción del primer tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur.

La obra

La capacidad inicial de envío de YPF será de 120.000 barriles diarios, aproximadamente el 27% de la capacidad comprometida de más de 550.000 barriles diarios prevista para 2027. Además, el diseño del oleoducto permitirá ampliar la capacidad hasta 700.000 barriles por día si la demanda lo requiere.

YPF tendrá una capacidad de transporte comprometida de 120.000 barriles por día y una participación accionaria minoritaria en VMOS, simétrica a su participación en los contratos de transporte en firme del proyecto.

En Punta Colorada se instalarán dos monoboyas que podrán cargar buques VLCC, los más grandes del mercado, con capacidad de 2 millones de barriles.

Sin retrasos y con crecimiento

Las autoridades estiman que para julio – septiembre de 2026 esté operativa la obra. Los trabajos se realizan en tiempo y en forma y se trabaja para ver si se pueden acortar los tiempos.

“Entre finales del tercer o cuarto trimestre de 2026, y eso representa un aumento de 180 a 550, que se sitúa en el primero, y, como puedo decir, a finales del segundo trimestre de 2027. Y como dijimos al principio, no hay retrasos, y estamos trabajando arduamente en ello. Y, sin duda, nos esforzaremos mucho para reducirlos si podemos”, consideró Marín.

El VMOS es el proyecto más grande para la Cuenca Neuquina. La obra podría generar unos 15 mil millones de dólares en exportaciones, y tiene la posibilidad de escalar hasta los 770 mil barriles diarios hacia el año 2028 si la demanda de la cuenca lo requiere.

GeoPark redobla su apuesta por Vaca Muerta

GeoPark atraviesa una etapa clave en su estrategia de expansión. Durante el primer semestre de 2024, firmó un Acuerdo de Compra de Activos con Phoenix Global Resources (PGR) para adquirir una participación en cuatro bloques en la Cuenca Neuquina.

La operación incluye un 45% de participación en los bloques productores Mata Mora Norte y Sur, en Neuquén, y un 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Sur, en Río Negro. La inversión inicial asciende a 190 millones de dólares, más otros compromisos financieros vinculados al desarrollo y exploración.

El avance estratégico de GeoPark

En mayo y diciembre de 2024, la sociedad realizó pagos anticipados por casi 54 millones de dólares, destinados tanto a la contraprestación inicial como a la capacidad midstream. Se espera que el cierre de la operación ocurra antes de terminar el segundo trimestre de 2025, sujeto a las aprobaciones regulatorias habituales.

La adquisición se alinea con una proyección de crecimiento sostenido. Mata Mora Norte ya produce más de 12.500 boepd brutos, y se estima que generará entre 90 y 100 millones de dólares en EBITDA ajustado para 2024. Las proyecciones a 2028-2030 apuntan a una producción estable de 40.000 boepd y un EBITDA neto de 300 millones de dólares anuales, basado en un Brent a 70 dólares.

GeoPark Argentina espera financiar sus inversiones futuras a través del flujo de caja operativo y del mercado de capitales local, donde encuentra actualmente condiciones favorables. Esta combinación de respaldo interno y acceso al crédito fortalece su posición competitiva frente a otras operadoras.

Geopark llega a Vaca Muerta.

Resultados financieros

Según los estados financieros al 31 de marzo de 2025, la compañía reportó un resultado integral positivo de 8.365 millones de pesos. Esto representa un fuerte contraste con el mismo período de 2024, cuando arrojó pérdidas integrales por más de 700 millones.

A pesar de no contar aún con producción propia —ya que la adquisición aún no se ha completado—, los ingresos financieros netos y la revaluación por conversión de moneda impulsaron el balance. Los activos totales crecieron hasta los 232.325 millones de pesos, con un patrimonio neto de 219.406 millones.

El índice de liquidez se ubicó en 18, y la rentabilidad, aunque aún marginal, pasó del -0,01 en 2024 a 0,04 en este ejercicio. La inversión anticipada en Vaca Muerta impactó temporalmente en la estructura operativa, pero fue absorbida sin comprometer la solvencia general.

Perspectivas de corto y mediano plazo

Con un modelo de apalancamiento conservador y costos operativos bajos, GeoPark Argentina se posiciona para un crecimiento sostenido. La fortaleza del bloque Mata Mora Norte y el respaldo de su grupo corporativo apuntalan su plan de negocios. Además, la compañía inició el proceso para operar bajo régimen de oferta pública y aprobó un programa de obligaciones negociables por hasta 500 millones de dólares.

Este programa aún no se ha activado, pero está previsto como herramienta para futuras expansiones. En 2025, la compañía reafirma su compromiso con el cumplimiento regulatorio y la transparencia, dos pilares que considera fundamentales para afrontar las oportunidades que ofrece el desarrollo de Vaca Muerta.

Tecpetrol perforó una rama horizontal de 3.582 metros en Vaca Muerta

La estandarización de las ramas laterales XXL es una tendencia que se consolida en Vaca Muerta. La primera en lograr el récord fue YPF, pero las compañías siguen trabajando sobre la eficiencia que significa el shale argentino. Tecpetrol es una muestra de ello.

La compañía del Grupo Techint logró un nuevo hito técnico al perforar una rama lateral de 3.582 metros de rama lateral con motor de fondo.

Según detalló Andrés Valacco, Drilling Senior Director de Tecpetrol, en su cuenta de LinkedIn, la operación se realizó gracias al equipo de operaciones y de campo de la compañía, Dual AgitatorZP de NOV y SmartSLIDE & SmartTOOLS de Nabors.

La sinergia de los tres equipos permitió alcanzar un tiempo de 3.51 min de pre-slide en curva y 5.9 min en lateral; un ROP Slide promedio: 17.78 m/h y 12.2 m/h en lateral; aplicar tecnología combinada: dual agitator + control direccional avanzado; y superar el límite anterior de MDF de 2600 m, con un nuevo récord de 3.582 metros.

 

 

Tecpetrol y una tendencia que se repite

El shale argentino representa un enorme desafío técnico, donde la eficiencia y la reducción de costos son las prioridades en una geología compleja. Las ramas laterales son el mejor ejemplo para seguir mejorando la productividad en Vaca Muerta.

Quien ostenta el récord de la rama lateral más larga es YPF. La empresa de mayoría estatal logró en noviembre del año pasado una rama lateral de 4948 metros y una longitud total de 8264 metros en el pozo LLL-1861(h), ubicado en Loma Campana. No solo es el más extenso en su tipo en Vaca Muerta, sino que además se perforó en un tiempo récord: 27 días.

Este avance plantea un nuevo estándar para toda la industria, que ahora apunta a extender las ramas horizontales a más de 3500 metros. La mejora en la productividad por pozo y la eficiencia operativa que esto permite es significativa.

Otro aspecto central en esta búsqueda de eficiencia es la optimización de los PADs (locaciones de perforación). Hoy, el máximo es de cuatro pozos por PAD, pero compañías como Pan American Energy (PAE) estudia llevar ese número a seis u ocho. Esto requeriría vencer obstáculos logísticos, como el alcance limitado de los equipos, que hoy se mueven hasta 40 metros mediante sistemas de cable.

Una de las propuestas consiste en reducir la distancia entre pozos de 12 a 6 o 7 metros. Esto permitiría un mejor control direccional al iniciar la perforación, aunque podría elevar los costos iniciales. Sin embargo, el objetivo es lograr un balance que no comprometa el presupuesto total del proyecto.

YPF impulsa el shale y refuerza inversiones en GNL y oleoductos

En el primer trimestre de 2025, YPF alcanzó una producción promedio de 147 mil barriles diarios de petróleo shale. Esto representa un crecimiento del 31% interanual y del 7% respecto al cuarto trimestre de 2024. Actualmente, el petróleo shale representa el 55% de la producción total de la compañía.

Las exportaciones de petróleo también mostraron un fuerte desempeño. En el trimestre, aumentaron un 34% frente al mismo período del año anterior. El principal impulsor fue el incremento en la producción de shale. En promedio, se exportaron 36 mil barriles diarios.

YPF y su estructura sólida

La empresa de mayoría estatal invirtió 1.214 millones de dólares durante el trimestre. El 75% se destinó al desarrollo de producción no convencional, principalmente shale. Este porcentaje subió desde el 65% del trimestre anterior. También avanzaron las obras de modernización en las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo.

El EBITDA Ajustado alcanzó los 1.245 millones de dólares, un 48% más que el trimestre anterior. Se mantuvo en línea con el mismo período de 2024. Sin los campos maduros, el EBITDA habría sido de 1.351 millones de dólares.

Proyectos estratégicos

En el Proyecto Andes, de los 50 bloques previstos, 11 ya fueron transferidos, 23 están en etapa final y 16 en progreso. En abril, YPF firmó un acuerdo con la provincia de Santa Cruz para transferir 10 bloques que aún operaba allí.

El oleoducto de exportación VMOS tendrá una capacidad de ~550 mil barriles por día hacia el segundo semestre de 2027. Requiere unos 3 mil millones de dólares de inversión. YPF lidera el grupo de cargadores iniciales con el 27% y espera financiarlo vía Project Finance. Las obras comenzaron en enero de 2025 y avanzan según lo previsto.

GNL: crecimiento a largo plazo

En mayo, Southern Energy —SPV de Argentina GNL 1— obtuvo la aprobación de la inversión para alquilar el buque FLNG Hilli Episeyo por 20 años. Entraría en operación en 2027. Además, se firmó un acuerdo para incorporar un segundo buque FLNG MKII con capacidad de 3,5 MTPA, sujeto a aprobación en el segundo semestre de 2025.

YPF posee el 25% de participación en Southern Energy. También firmó un memorando de entendimiento con Eni para desarrollar Argentina GNL 3, un proyecto a gran escala con una capacidad estimada de 12 MTPA.

La búsqueda de socios estadounidenses para potenciar Vaca Muerta

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto a unas 50 operadoras y empresas de servicios neuquinas, participaron del evento Bilateral Energy Summit organizado por la Argentina-Texas Chamber of Commerce en Houston, Estados Unidos, con el objetivo de atraer inversiones a Vaca Muerta y asociarse con empresas que desarrollaron la cuenca Permian de Texas.

En ese sentido, el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, también mantuvo reuniones bilaterales con varias firmas interesadas en Vaca Muerta, para buscar inversiones y que se asocien a las empresas locales.

 

 

Al respecto, el gobernador explicó que se trata de operadoras y empresas de servicios que no son de gran magnitud, pero que tuvieron un gran impacto en el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en Estados Unidos. “Son empresas que han hecho muy grande a la industria estadounidense y que nosotros queremos tentar para que puedan llegar también a Vaca Muerta, ojalá en forma asociada con empresas locales neuquinas para poder generar un desarrollo más acelerado de toda la cuenca”, señaló.

En ese sentido, Figueroa remarcó que estas empresas estadounidenses cuentan con una gran experiencia en la industria y destacó el conocimiento que podrían aportar al desarrollo de Vaca Muerta. Resaltó que “tienen una gran expertise, tienen una curva de conocimiento ya adquirida a través de los años y creo que es un buen material, un intangible que nosotros tendríamos que llevarlo a la cuenca neuquina”.

Por otro lado, el gobernador puso énfasis en “la pata local de Vaca Muerta” y adelantó que “vamos a continuar en esta construcción de relación que nosotros creemos que debemos tener, porque son empresas que nunca han salido a Estados Unidos. Las queremos estimular a esto, pero también es muy importante mostrarle de qué manera se puede trabajar en toda la cuenca específica de Neuquén. Para esto se necesita una pata local y en esa pata local creo que también existe una oportunidad para nuestras empresas neuquinas”.

Vaca Muerta superó su propio récord

Vaca Muerta calienta motores para lo que será el invierno y la habilitación de los proyectos de infraestructura que están en construcción. Una muestra de ello es el nuevo récord histórico de 2.214 etapas de fractura en el segmento shale alcanzado en abril.

Según los datos del informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, en el cuarto mes del año superó ampliamente las 1.978 punciones que se lograron en febrero pasado, lo cual consolida su crecimiento y atractivo para las principales operadoras del sector.

El rol de las operadoras

De este nuevo récord, se establece que YPF es quien lidera las actividades en el no convencional. La empresa de mayoría estatal completó 931 etapas de fractura. Es decir, el 42% de las actividades en Vaca Muerta.

El segundo lugar fue para Pampa Energía. La compañía, que recientemente informó que comenzó a exportar gas a Brasil vía Bolivia, incrementó sus operaciones y completó 200 fracturas. La empresa es uno de los players fuertes del shale gas y se prepara para los meses más fríos del año.

El podio fue cerrado por Vista Energy. La operadora que lidera Miguel Galuccio realizó 196 punciones y ratifica su peso en el shale oil de la mano de sus bloques. Se espera que las operaciones aumenten en los próximos meses de la mano de La Amarga Chica, el área estrella donde se asoció a YPF después de comprar los activos de Petronas.

Tecpetrol es otra compañía que se prepara para el invierno. La compañía del Grupo Techint realizó 189 punciones y es otro actor principal del gas argentino que comenzó a exportar a Brasil.

Capsa sorprendió en abril. La compañía de capitales nacionales sigue creciendo en Vaca Muerta y solicitó 166 fracturas. Su nivel de actividad se explica por su trabajo en la ventana del shale oil, pero también en la exploración de la lengua rionegrina de la formación.

Siguiendo en el informe se encuentra PAE (Pan American Energy). La operadora completó 141 etapas de fractura en Vaca Muerta distribuida entre sus activos de gas y petróleo en la Cuenca Neuquina.

Por debajo de la barrera de 100 etapas de fractura se encuentra TotalEnergies. La firma francesa completó 90 punciones y se espera que su actividad crezca con la llegada del invierno ya que es la principal productora de gas del país.

Detrás se ubicó Pluspetrol. La firma de capitales nacionales y que despierta grandes expectativas en la industria tras la compra de activos de ExxonMobil solicitó 56 punciones. Nueve etapas de fractura menos fueron las que realizó Phoenix Global Resources con sus operaciones en Río Negro.

El cierre estuvo a cargo de Chevron. La compañía estadounidense desarrolló 5 fracturas en Vaca Muerta.

Al servicio de Vaca Muerta

El mapa de las empresas de servicio no brindó mayores sorpresas. El tablero se mantuvo igual que siempre, pero hubo un crecimiento en la actividad de las compañías.

Halliburton y SLB dominan el shale. La empresa de mamelucos rojos, que decidió centrar su actividad en Neuquén, completó 885 fracturas. Su competidor directo achica cada vez más la diferencia y en abril se ubicó en 796 operaciones.

Tenaris, otra empresa del Grupo Techint, también tuvo un rendimiento para destacar al realizar 326 punciones. Luego se ubicaron Calfrac con 151 operaciones y Weatherford con 56 fracturas.