La llave para perforar en Palermo Aike

El desarrollo de Palermo Aike comienza a encontrar un eje concreto: la incorporación de tecnología de perforación no convencional adaptada a condiciones extremas. En ese camino, la experiencia internacional aparece como un factor determinante para reducir incertidumbre y acelerar los tiempos de exploración.

En ese contexto, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó una misión técnica en Canadá junto a representantes de CGC y funcionarios del área energética. La visita incluyó recorridas por instalaciones en Prairie, una de las regiones con mayor nivel de desarrollo en la industria hidrocarburífera a nivel global.

Durante la actividad, la comitiva analizó equipos de perforación de alta potencia diseñados para operar en entornos complejos, con temperaturas que pueden descender por debajo de los 40 grados bajo cero. Este tipo de tecnología resulta relevante para evaluar su aplicación en formaciones emergentes como Palermo Aike.

Tecnología de alta potencia para condiciones extremas

“Invitados por la empresa ENSIGN, estuvimos en Prairie, una de las zonas más desarrolladas del mundo en materia petrolera, donde pudimos observar en funcionamiento equipos de perforación no convencionales de alta potencia, preparados para trabajar en condiciones extremas, incluso por debajo de los 40 grados bajo cero”, consideró Vidal tras la recorrida.

El mandatario destacó el valor técnico de la experiencia al remarcar que permitió observar en campo procesos operativos que combinan eficiencia, seguridad y productividad. Estos factores son considerados claves para el desarrollo de reservorios no convencionales, donde la precisión y la reducción de costos operativos resultan determinantes.

“Esta experiencia es muy importante porque nos permite comprender cómo se aplica tecnología de última generación en la producción de hidrocarburos, con altos niveles de eficiencia, seguridad y productividad”, agregó.

A nivel técnico, los equipos observados incorporan automatización avanzada, sistemas de control en tiempo real y capacidades para operar de manera continua bajo condiciones climáticas adversas. Estas características permiten optimizar tiempos de perforación y mejorar la performance de los pozos.

Palermo Aike y el desafío de la adaptación tecnológica

Uno de los principales ejes de la misión fue analizar cómo trasladar estas soluciones tecnológicas al contexto geológico y operativo de Santa Cruz. Palermo Aike, considerada la hermana menor de Vaca Muerta, presenta desafíos específicos que requieren un enfoque técnico adaptado.

“Junto a equipos técnicos, relevamos en detalle este tipo de operaciones y avanzamos con un objetivo claro: trasladar ese conocimiento y esa tecnología a Santa Cruz”, explicó Vidal.

El potencial del área es ampliamente reconocido dentro de la industria, aunque su desarrollo depende en gran medida de la capacidad de implementar tecnologías adecuadas. En este punto, la experiencia en cuencas maduras como Prairie funciona como referencia para definir estándares operativos.

“Palermo Aike es una de las grandes oportunidades que tiene nuestra provincia. Estamos frente a una formación con enorme potencial, que puede marcar un antes y un después en la matriz productiva de Santa Cruz. Pero ese potencial no se desarrolla solo. Necesita inversión, decisión política y, sobre todo, tecnología adecuada”, afirmó el gobernador.

En términos operativos, la incorporación de equipos de perforación de última generación podría permitir mejorar la eficiencia en etapas iniciales de exploración, reducir riesgos geológicos y acelerar la curva de aprendizaje en la formación.

Articulación con CGC y foco en innovación

La misión también puso de relieve el rol de CGC como uno de los actores centrales en el desarrollo de Palermo Aike. La compañía participa activamente en la estrategia de incorporación de tecnología y en la evaluación de nuevas oportunidades dentro de la provincia.

“Por eso estamos trabajando para generar las condiciones que permitan implementar en Palermo Aike este tipo de tecnología de punta, aumentar la producción y abrir una nueva etapa de crecimiento para la provincia”, sostuvo Vidal.

En ese marco, la articulación entre el sector público y privado aparece como un elemento clave para viabilizar la adopción de nuevas tecnologías y garantizar la continuidad de las inversiones en el área.

“CGC tiene un rol central en este proceso. Queremos que la compañía continúe invirtiendo, creciendo y desarrollando nuevos proyectos en Santa Cruz, generando más actividad y más empleo para los santacruceños”, aseveró.

Central Puerto proyecta más inversiones en Vaca Muerta

Vaca Muerta marcó un punto de inflexión en la estrategia de Central Puerto. La empresa confirmó la adquisición de áreas en Neuquén y busca posicionarse en el desarrollo del shale como un nuevo vector de crecimiento.

La iniciativa se inscribe dentro de un proceso de diversificación energética, que ya incluye inversiones en minería y forestación. Ahora, el foco está puesto en capitalizar oportunidades en el petróleo y el gas, apalancando la experiencia acumulada en generación eléctrica.

El lunes anunciamos el ingreso de Central Puerto al negocio del no convencional. Hemos adquirido un área en Neuquén, Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, con la idea de desarrollarla en shale”, explicó Fernando Bonnet, CEO de la compañía, en un evento privado.

Una apuesta estratégica por Vaca Muerta

Si bien las áreas adquiridas operan bajo el esquema convencional, la compañía sabe que tienen potencial para evolucionar hacia el no convencional, lo que implica inversiones en tecnología y conocimiento específico.

“Es una apuesta fuerte para diversificar la compañía. Ya somos el principal generador eléctrico del país, pero vemos oportunidades donde podemos aprovechar nuestra experiencia, y el petróleo es uno de ellos”, sostuvo Bonnet.

El proyecto en el shale argentino no se limita a las áreas ya adquiridas. Desde la compañía anticipan que este es apenas el punto de partida de una expansión más amplia en el sector petrolero.

“Hay mucho por hacer en Vaca Muerta. Es el principio de un plan que seguramente se va a seguir expandiendo con nuevas áreas y oportunidades en el futuro”, afirmó el CEO.

Creemos que podemos capturar valor desarrollando estas áreas y otras que puedan sumarse. Es un proceso gradual, pero con visión de crecimiento sostenido”, agregó Bonnet.

Energía eléctrica y demanda en crecimiento

En paralelo al avance en hidrocarburos, la compañía mantiene su foco en el negocio eléctrico, que sigue siendo su core. Allí, el desafío está marcado por el crecimiento de la demanda y la necesidad de ampliar la capacidad instalada.

El contexto internacional muestra una presión creciente sobre las cadenas de suministro energético, impulsada por fenómenos como la inteligencia artificial, la electrificación y el desarrollo de data centers.

“El crecimiento del consumo eléctrico está generando un estrés en toda la cadena de valor, desde turbinas hasta transformadores. Esto impacta en costos y plazos de entrega”, explicó Bonnet.

“Hoy los países ya no planifican a dos o tres años, sino a cinco, diez o quince. Eso cambia completamente la lógica del sector energético”, agregó.

Inversiones para sostener el sistema

En el corto plazo, la compañía avanza con proyectos concretos para cubrir la demanda, especialmente en los picos de consumo de verano. Entre ellos, se destaca la instalación de sistemas de almacenamiento.

La empresa está desarrollando proyectos de baterías de almacenamiento, con el objetivo de mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y evitar cortes en momentos críticos. “Estamos instalando 1,2 gigavatios en baterías en Buenos Aires, lo que permitirá entregar 200 megavatios durante cinco horas en los picos de consumo”, detalló el CEO.

“Esto es clave para evitar problemas en verano, aunque debe complementarse con inversiones en infraestructura de redes”, añadió.

Renovables, redes y desarrollo productivo

El plan de la compañía también incluye el desarrollo de energías renovables junto con infraestructura de transporte, un punto crítico para que la energía llegue a los centros de consumo.

En este sentido, Central Puerto avanza en proyectos de alta tensión en el norte del país, con foco en abastecer la industria del litio. “Hoy no alcanza con renovables. Hay que desarrollar redes para que esa energía llegue a la demanda, especialmente a sectores industriales”, explicó Bonnet.

“Estamos trabajando en una línea en La Puna que podría aportar 400 megavatios y potenciar el desarrollo del litio en Salta y Catamarca”, agregó.

El rol del gas y la generación térmica

Asimismo, la compañía subrayó la importancia de complementar las energías renovables con generación térmica, lo que también refuerza el vínculo con el gas de Vaca Muerta.

Los renovables son eficientes, pero no garantizan suministro permanente. Por eso necesitamos potencia térmica que acompañe ese crecimiento. También estamos desarrollando nuevas centrales térmicas que permitirán aprovechar más el gas de Vaca Muerta y sostener la demanda energética”, aseveró.

Chevron advierte sobre la clave de la competitividad

La demanda energética global, impulsada por el crecimiento económico y la transición en curso, abre una ventana de oportunidad para países productores como Argentina. En ese contexto, Vaca Muerta vuelve a posicionarse como uno de los activos más relevantes del mapa internacional de hidrocarburos.

La CEO de Chevron en el país, Ana Simonato, sostuvo que el escenario global es favorable para el desarrollo del sector. “La demanda no solamente energética, sino la demanda de petróleo y de gas sigue aumentando, y el año 2026 se ve como uno de los años en donde vamos a alcanzar máximos históricos”, afirmó en el marco del AmCham Summit.

Asimismo, la ejecutiva ponderó que el potencial del shale argentino es comparable con los principales desarrollos de Estados Unidos. “Es conocido que el potencial de Vaca Muerta es tan bueno como muchos de los yacimientos que tenemos en Estados Unidos, comparables con esa productividad”, explicó.

El rol del shale argentino en la estrategia de Chevron

El desarrollo de Vaca Muerta se consolidó como el eje de la estrategia de inversión de la compañía en el país. Desde su desembarco en 2013, Chevron se posicionó como uno de los actores clave en el crecimiento del no convencional argentino.

“Fuimos pioneros junto con YPF en Loma Campana, donde aprendimos con la industria y donde este yacimiento ha sido la insignia de Argentina para crecer en no convencionales”, destacó Simonato.

Además de su participación en ese bloque emblemático, la compañía también opera en El Trapial y mantiene asociaciones en otras áreas estratégicas. “Estamos operando en El Trapial y somos socios con YPF en Narambuena, donde YPF es el operador”, detalló.

“Tenemos planes para seguir avanzando en esa zona y seguir invirtiendo a largo plazo”, agregó.

El Trapial es el ariete de Chevron en Vaca Muerta.

Costos, escala e infraestructura

Más allá del potencial geológico, Simonato subrayó que el verdadero diferencial estará en la competitividad del desarrollo. La reducción de costos y la eficiencia operativa aparecen como variables determinantes para sostener el crecimiento.

“La clave va a estar siempre en la competitividad, y eso va a posicionar a Argentina a largo plazo en el sector energético”, afirmó.

En esa línea, explicó que la estrategia de Chevron consiste en adaptar aprendizajes globales al contexto local para acelerar resultados. “Nuestra estrategia es adoptar las lecciones aprendidas del portafolio global y aplicarlas de manera local y rápida en Argentina”, aseguró.

La ejecutiva también hizo hincapié en la necesidad de avanzar en infraestructura y escala productiva.
“Trabajar en los costos, alcanzar escala y seguir construyendo infraestructura es crítico para el desarrollo”, sostuvo.

Previsibilidad y reglas claras

En este marco, Simonato puso el foco en uno de los factores más sensibles para el sector: la seguridad jurídica y la estabilidad macroeconómica. Según explicó, estos elementos son determinantes para decisiones de inversión de largo plazo.

“La previsibilidad es central. Cualquier inversión a largo plazo mira el libre movimiento de capital, la disponibilidad de divisas y el respeto de los marcos contractuales”, afirmó.

En ese sentido, advirtió que el desarrollo sostenido de Vaca Muerta dependerá no solo de sus recursos, sino también del entorno económico y regulatorio. “Estamos mirando al libre mercado y al respeto de las reglas de juego como condiciones clave para seguir invirtiendo”, consideró.

Palermo Aike: una misión para replicar el know how de Canadá en la Cuenca Austral

Compañía General de Combustibles (CGC), junto a autoridades del Gobierno de Santa Cruz y referentes sindicales, lleva adelante una agenda técnica e institucional en Canadá orientada a posicionar a Palermo Aike como el segundo shale a explorar y desarrollar en Argentina.

En el marco de un encuentro organizado por el Gobierno de Alberta y el Canadian Global Energy Forum, realizado en el McDougall Centre de Calgary ante más de 100 asistentes —entre operadoras, empresas de servicios, cámaras empresariales, entidades financieras y representantes gubernamentales—, se expusieron las principales características del play santacruceño. La presentación estuvo a cargo de Pablo Chebli (miembro del Directorio de CGC) y Jaime Álvarez (ministro de Hidrocarburos y Minería de Santa Cruz).

CGC y su trabajo en la hermana menor de Vaca Muerta

Durante su presentación, Chebli profundizó las características geológicas y de reservorio de la formación, comparándola con rocas similares de Estados Unidos. “Palermo Aike tiene el potencial para convertirse en el próximo desarrollo shale de la Argentina. Las características de la roca son similares e incluso mejores en ciertos casos que algunos shales de cuencas de Estados Unidos que han sido desarrolladas exitosamente”, afirmó el ejecutivo de CGC.

También destacó las ventajas competitivas frente a otros desarrollos, mencionando que “la cuenca cuenta con infraestructura de producción y transporte preexistente, así como con instalaciones de exportación con acceso tanto al océano Pacífico como al Atlántico, lo que reduce significativamente las inversiones requeridas”.

En tanto, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, celebró el interés que despertó la presentación en el auditorio y remarcó la necesidad de continuar profundizando la actividad exploratoria anticipando que “en la segunda parte del año, YPF retomará la perforación en Palermo Aike, lo que permitirá contar con más y mejor información para reducir riesgos y atraer nuevos interesados”.

 

Generar interés en Canadá

La compañía también mostró el potencial de Palermo Aike en sus bloques y los trabajos realizados hasta el momento, al mismo tiempo que convocó a las empresas interesadas a compartir experiencias y sumarlas para participar en futuros pozos exploratorios y potenciales desarrollos.

Esto sucede en un contexto en el que la provincia de Santa Cruz ha implementado recientemente un esquema de reducción de regalías diferenciado por diez años para Palermo Aike, pasando de 12% a 5%, lo que la convierte en la regalía más baja de la Argentina para producción no convencional, una medida que sumada a la incorporación del upstream al RIGI, busca reforzar la competitividad del proyecto y acelerar su desarrollo.

Palermo Aike como un horizonte productivo

Desde la delegación argentina, el foco también estuvo puesto en el valor de la articulación entre los distintos actores: “La presencia conjunta de la empresa, el gobierno provincial y los sindicatos marca un hito. Estamos mostrando una visión alineada y un compromiso común para impulsar este proyecto”, afirmó Rodrigo Fernández (Chief Of Staff de CGC).

La misión, que se extiende hasta este jueves, incluye visitas a operaciones no convencionales, proveedores y centros tecnológicos. La agenda contempla el análisis de nuevas tecnologías, prácticas en perforación, logística y diseño operativo en condiciones de bajas temperaturas, uno de los principales desafíos técnicos del área.

Halliburton proveerá fracturas eléctricas y servicios digitales a YPF en Vaca Muerta

YPF adjudicó un contrato multimillonario de largo plazo a Halliburton para servicios integrados de completaciones no convencionales en Vaca Muerta. El acuerdo, resultado de un proceso competitivo, consolida una alianza estratégica plurianual en una de los plays más relevantes fuera de Estados Unidos.

El contrato establece una colaboración exclusiva y de varios años, que amplía la presencia de Halliburton en la Argentina y refuerza su papel en la ejecución de las etapas de fractura a gran escala. La compañía estadounidense señaló que la adjudicación refleja la confianza de YPF en su capacidad para entregar tecnología avanzada y eficiencia operativa.

En un comunicado oficial, el gigante de servicio destacó que el acuerdo “aumenta significativamente su huella en el país” y que la combinación de tecnología, escala y excelencia operativa es clave para el desarrollo del no convencional. La iniciativa apunta a elevar los estándares de productividad y de reducción de emisiones.

Fractura eléctrica y automatización digital

El contrato incluye el despliegue internacional del sistema de fractura eléctrica ZEUS, que permitirá una mayor eficiencia energética y menor intensidad de emisiones. También contempla la implementación de OCTIV Auto Frac, una solución de automatización que optimiza la ejecución de fracturas en tiempo real.

Esta plataforma integra electrificación, automatización y flujos de trabajo digitales avanzados. Su objetivo es mejorar la consistencia operativa, reducir la variabilidad y optimizar el uso de recursos durante la estimulación hidráulica de pozos shale.

El enfoque conjunto representa un nuevo estándar para el desarrollo de Vaca Muerta a escala industrial. Al mismo tiempo, establece una base para incorporar inteligencia digital y monitoreo avanzado del subsuelo, facilitando decisiones más rápidas y basadas en datos durante las operaciones.

El crecimiento de Halliburton

El avance ocurre en un contexto de crecimiento para la producción de petróleo en Argentina, impulsada principalmente por Vaca Muerta. La roca madre aporta la mayor parte del crecimiento reciente, y las operaciones de completación resultan clave para sostener los niveles de productividad y recuperación.

Tal como viene informando eolomedia, Halliburton tuvo un desempeño destacado en marzo, cuando la actividad de fracking en Vaca Muerta alcanzó un máximo histórico. Según el relevamiento de NCS Multistage, la compañía realizó el 44% de las etapas de fractura del mes.

El informe señala que Halliburton completó 1.147 punciones en marzo. El volumen se distribuyó entre varias operadoras, con tareas para YPF, Pampa Energía, Pluspetrol y Shell.

Un acuerdo con impacto en el desarrollo

Según informó Halliburton, la adjudicación se alinea con el objetivo de maximizar la productividad y reducir costos por pozo mediante la adopción de tecnologías eléctricas y sistemas automatizados. El uso de una plataforma digital común permitirá la integración progresiva de nuevas soluciones y mejores prácticas.

La estrategia también busca reducir la intensidad de emisiones en el proceso de fractura, un punto clave en la agenda de eficiencia y sustentabilidad. La adopción de equipos eléctricos y la optimización operativa son herramientas centrales en este proceso.

Capex definió un nuevo PAD con tres pozos horizontales en Agua del Cajón

Capex prepara una nueva etapa en Agua del Cajón, el bloque donde deposita toda su esperanza avanzar en Vaca Muerta. La operadora ya completó la perforación de nueve pozos horizontales sobre la roca madre. Tras procesar nueva información de sísmica 3D, se determinó la ubicación exacta del próximo PAD de tres pozos horizontales. Las tareas de perforación efectiva en este nuevo bloque comenzarán oficialmente a partir del mes de junio de 2026.

En paralelo al desarrollo de infraestructura, la empresa trabaja intensamente en la optimización de costos operativos. El objetivo es mejorar la eficiencia en los procesos de perforación y terminación de pozos. Estos esfuerzos técnicos buscan establecer las bases financieras necesarias para una eventual masificación del desarrollo productivo dentro del área.

Inversiones en infraestructura y producción

El desempeño reciente en el yacimiento muestra resultados sólidos, impulsados por los PAD 1050 y 1060. De acuerdo con la información oficial remitida a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la producción de petróleo en Agua del Cajón creció un 21,6% interanual. Este salto productivo se atribuye directamente a la entrada de los pozos no convencionales.

El incremento en las inversiones de capital (Capex) ha impactado contablemente en el rubro de bienes de uso. Los informes financieros detallan mayores cargos por depreciación vinculados a las instalaciones del área. Sin embargo, este efecto fue compensado por el aumento de las reservas comprobadas, fortaleciendo la posición patrimonial de la sociedad.

La ejecución de estos proyectos cuenta con la participación de socios estratégicos internacionales de primer nivel. En los bloques clave, Trafigura Argentina S.A. mantiene una cuota del 30% en las reservas generadas. Asimismo, Schlumberger Argentina S.A. participa con un 19% en el PAD 1060, garantizando el acceso a tecnología de avanzada.

Capex avanza en la ventana petrolera de Vaca Muerta.

Reservas certificadas y proyecciones de gas

La magnitud del recurso en el área fue certificada por la firma independiente DeGolyer and MacNaughton. Al cierre del último ejercicio, las reservas totales de petróleo alcanzaron los 18.430 miles de metros cúbicos. Por su parte, el potencial de gas natural se estimó en 3.473 millones de metros cúbicos bajo estándares internacionales.

La vigencia de la concesión en Agua del Cajón se extiende hasta enero de 2052, permitiendo planes a largo plazo. La compañía prioriza la eficiencia de las inversiones destinadas a futuras instalaciones de superficie necesarias. Estas obras de infraestructura resultan críticas para procesar los volúmenes crecientes de hidrocarburos extraídos de la ventana no convencional.

En el segmento de gas, la sociedad celebró recientemente nuevos contratos de venta con terceros operadores. Tras la finalización del Plan Gas anterior, la empresa optó por no adherir a nuevos programas estatales. Esta decisión estratégica busca capturar mejores márgenes de rentabilidad mediante la comercialización directa en el mercado local.

Financiamiento y sostenibilidad económica

Para respaldar estos ambiciosos planes de inversión, Capex ha recurrido activamente al mercado de capitales bancario. En febrero de 2026, la firma contrajo un préstamo por 28,5 millones de dólares con el BBVA. Estos fondos frescos garantizan la liquidez necesaria para sostener el ritmo de las operaciones de mantenimiento y perforación.

La gerencia mantiene un enfoque estricto en el ajuste de los costos operativos del yacimiento. Esta política busca adecuar la estructura de gastos a la volatilidad del precio internacional del crudo. Lograr una mayor eficiencia operativa es fundamental para proteger el flujo de caja neto generado por las actividades de producción continua.

Agua del Cajón no solo destaca por sus hidrocarburos, sino también por albergar la Central Térmica ADC. La inyección de gas propio para la generación eléctrica representa una ventaja competitiva única para el Grupo. Esta integración vertical optimiza los costos de producción y asegura un despacho de energía constante al sistema.

YPF multiplicó por 20 la producción en La Angostura

La producción del bloque La Angostura registró un crecimiento récord en Vaca Muerta. En menos de 18 meses pasó de 2.000 a 47.000 barriles diarios posicionando a la operación de YPF entre los cinco proyectos más productivos de Vaca Muerta.

El salto productivo se logró a partir de un rediseño integral del esquema operativo, que incorporó modelos modulares, escalabilidad progresiva y sistemas de optimización basados en monitoreo en tiempo real. La compañía destacó que este enfoque permitió mejorar la eficiencia por pozo y acelerar los tiempos de desarrollo del bloque.

Según datos de YPF, el crecimiento multiplicó por veinte la producción inicial y no registra antecedentes en desarrollos shale locales.

Tecnología, perforación y eficiencia operativa

El avance productivo estuvo acompañado por mejoras sustanciales en los tiempos de perforación. En abril del año pasado, YPF alcanzó un récord al perforar 1.747 metros horizontales en 24 horas en uno de los pozos del bloque La Angostura Sur, reforzando los objetivos de eficiencia técnica en sus operaciones no convencionales.

Este rendimiento se apoyó en tecnologías implementadas en el Real Time Intelligence Center (RTIC), desde donde se monitorean en simultáneo cada fase de la construcción de pozos. Las herramientas digitales permitieron tomar decisiones dinámicas, reducir desviaciones y optimizar la velocidad de perforación.

El mapa productivo de Vaca Muerta

Los últimos datos oficiales confirman el peso creciente de La Angostura dentro de la estructura productiva de Vaca Muerta. En febrero, el bloque registró 27.641 barriles diarios, ubicándose entre los diez desarrollos de mayor producción en la formación neuquina, aunque su volumen actual escala a 47.000 barriles según la actualización interna de la compañía.

Entre los líderes de la cuenca se mantiene Loma Campana (95.734 bbl/d), seguido por La Amarga Chica (80.440 bbl/d) y Bandurria Sur (63.742 bbl/d), todos operados por YPF. Estos bloques integran el núcleo de mayor productividad del país y concentran buena parte del incremento interanual de petróleo.

En términos globales, la producción total de petróleo en Argentina alcanzó en febrero 861.512 barriles diarios, con una baja mensual del 1,18%, pero con un aumento interanual del 15,69%. La Cuenca Neuquina aportó el 76,8% del total, con 662.104 barriles diarios y un crecimiento del 25,5% frente al año anterior.

Vaca Muerta mueve los hilos del poder energético

La irrupción del shale volvió a alterar el reparto de poder en el mercado energético mundial. Ese cambio, que en Estados Unidos llegó de la mano del auge del Permian, también impulsó un proceso profundo en la Argentina, gracias al desarrollo de Vaca Muerta.

El salto en la producción petrolera de los últimos años permitió atravesar crisis internacionales con un nivel de resiliencia inédito. En este marco, el consultor energético Daniel Gerold sostuvo que el país ingresó en una etapa donde la seguridad energética ya no depende únicamente del precio del barril.

En diálogo con Ahora Play, Gerold remarcó que la disponibilidad de shale no figuraba en ninguna proyección hace apenas dos décadas, pero su desarrollo transformó las posibilidades económicas del país y lo reposicionó frente a shocks internacionales.

Vaca Muerta y el nuevo equilibrio energético

Para Gerold, la clave está en observar el paralelismo con el proceso norteamericano. El consultor recordó que Estados Unidos, durante gran parte del siglo XX, dependió estructuralmente de las importaciones de crudo. La revolución del shale cambió todo.

“La irrupción del shale, que en Argentina es de Vaca Muerta y en Estados Unidos es de múltiples cuencas, el principal es Permian, hizo que un país históricamente importador hoy sea exportador neto y que se haya convertido en el primer productor del mundo. La Argentina no tiene esa escala, pero crece de forma sostenida e importante”, aseveró.

Ese crecimiento local comenzó a ser tangible a partir de 2021 cuando la explotación de recursos no convencionales se volvió rentable incluso con valores moderados del barril. Desde entonces, la rentabilidad solo mejoró, lo que consolidó un salto productivo decisivo.

“Desde 2021 el shale argentino es económico a precios razonables, y con valores más altos es aún más competitivo. A diferencia de crisis pasadas, como la de 1973, hoy el país no está mal parado. En la guerra de Ucrania, pese al dolor global, la situación fue mucho menos grave”, consideró.

Loma Campana llegó a los 100 mil barriles diarios.

Del déficit al superávit energético en tiempo récord

La comparación con el pasado cercano deja al descubierto la magnitud del proceso. En 2022, la Argentina registró un déficit energético de entre 4000 y 5000 millones de dólares, principalmente por las importaciones de GNL, gasoil y otros combustibles. Para el Banco Central, aquello implicó un drenaje de reservas que complicó toda la macroeconomía.

Gerold recordó incluso un diálogo directo con el entonces presidente de la entidad, quien le consultó cómo enfrentar la necesidad crítica de destinar 2000 millones de dólares mensuales a la importación de gas en pleno invierno. Según el especialista, la respuesta era tan simple como dura: no había alternativas, porque no importar hubiese significado un colapso económico.

Pero la historia cambió rápidamente. La construcción del Gasoducto Perito Moreno (exNéstor Kirchner), sumada al aumento de la producción en Vaca Muerta, permitió reducir importaciones en un 80% y fortalecer la balanza comercial del sector.

“El año pasado el saldo energético fue positivo en 7000 u 8000 millones de dólares. Es un cambio extraordinario en solo tres años, explicado por la caída de las importaciones y el aumento de las exportaciones de petróleo, propano, butano y algo de gas”, destacó.

Un recurso estratégico, pero no inmune a los efectos globales

Aunque la Argentina esté mejor posicionada, Gerold advirtió que la economía local igual deberá enfrentar las consecuencias de un ciclo alcista en los precios de los combustibles y los alimentos. Los aumentos internacionales del maíz y el trigo, señaló, podrían trasladarse con fuerza a toda la cadena productiva.

También subrayó que este contexto exige comprender que los precios locales aún no reflejan la totalidad del shock externo. Por eso, aunque la disponibilidad de shale mitigue parte del impacto, el país sigue siendo sensible a la volatilidad global.

Asimismo, manifestó que el Gobierno hoy cuenta con más herramientas para amortiguar estos golpes: mayor recaudación por retenciones, impuesto a las ganancias, regalías provinciales y un margen de maniobra fiscal ampliado por el superávit energético.

Vista sigue marcando el rumbo del shale.

Los efectos fiscales y la estrategia oficial

Gerold ponderó en que existe un beneficio concreto en recaudación, tanto para Nación como para las provincias productoras. Sin embargo, expresó dudas sobre el uso que el Gobierno hará de esos recursos.

“Hay un margen adicional y hay ahorros fiscales y de divisas que se están destinando a otros aspectos. Hay más recaudación por derechos de exportación, más impuesto a las ganancias y más regalías. Pero no estoy seguro de que el Gobierno utilice esto para compensar el shock”, subrayó.

Los nuevos ganadores del mercado energético

En lo que respecta al mapa global, Gerold reconoció que Estados Unidos atraviesa una situación privilegiada. Su consolidación como primer exportador mundial de GNL y su capacidad para abastecer a Europa le otorgan un peso estratégico enorme en el escenario internacional.

“Estados Unidos es uno de los grandes ganadores de esta situación. Su economía está sólida, produce volúmenes récord y exporta más gas natural licuado que Qatar. Además, tiene proyectos en expansión y abastece a toda Europa. El poder de Estados Unidos en materia energética es muy grande”, remarcó.

Rusia también aparece como un actor fortalecido, mientras que el sudeste asiático y Europa figuran entre los principales perdedores. Para América Latina, el impacto es dispar: algunos países exportadores como Brasil, Venezuela, Colombia y la propia Argentina emergen como beneficiarios relativos del shock global.

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

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

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

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

Radiografía de un rojo extraordinario

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

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

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

YPF logra un nuevo récord.

El éxodo masivo del convencional

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

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

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

Inversión récord para el despegue

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

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

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

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

 

 

El horizonte del GNL nacional

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

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

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

El crecimiento de Vaca Muerta vuelve a presionar al midstream

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

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

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

Una actividad que se triplica en pocos años

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

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

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

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Midstream, el nuevo límite del sistema

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

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

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

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