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Shale

YPF usó por primera vez fibra óptica descartable en fracturas de Vaca Muerta

YPF sigue lideran la revolución productiva de Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal es quien encabeza cada uno de los registros del shale de la mano de sus tres tanques petroleros: Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.

Este liderazgo también se explica por el avance tecnológico que aplica YPF en cada una de sus operaciones. En esta oportunidad, la operadora dio un nuevo paso en su proceso de transformación tecnológica con la aplicación, por primera vez, de fibra óptica descartable en las operaciones de fractura hidráulica en Vaca Muerta. Así lo anunció su presidente y CEO, Horacio Marín, a través de un posteo en LinkedIn.

Según detalló el ejecutivo, esta tecnología permitió realizar el monitoreo en tiempo real de las etapas de fractura, una de las operaciones clave en el desarrollo de los recursos no convencionales.

En total, se implementó en 27 etapas sin que se registraran incidentes. Durante ese proceso, se identificaron 40 eventos de frac-hits, es decir, situaciones que pueden afectar la eficiencia o seguridad de la operación. A pesar de ello, no se reportaron pérdidas de tiempo ni horas operativas, lo que resalta la efectividad del sistema aplicado.

“Un nuevo avance en nuestra transformación tecnológica para seguir consolidando a YPF SA como una compañía líder en eficiencia e innovación”, aseguró Marín.

Tal como viene informando YPF, este tipo de iniciativas forman parte del Plan 4×4 que busca dedicarse 100% al no convencional, elevar los estándares operativos de la empresa y fortalecer su posicionamiento como actor destacado en el sector energético.

 

 

El crecimiento del shale

Según los datos del informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, YPF confirmó en mayo su poder productivo en Vaca Muerta. En el quinto mes del año, las operadoras completaron 2.588 etapas de fractura en el segmento shale marcando una nueva marca histórica para el no convencional.

El informe del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros estableció que en mayo se superó el registro de abril donde el nivel máximo de actividad había quedado en 2.214 punciones.

La tercera marca histórica de Vaca Muerta se registró en febrero de este año cuando las empresas completaron 1.978. El crecimiento de la actividad consolida el crecimiento y atractivo de la roca madre para las principales compañías del sector.

La marca de YPF

En el plano de las operadoras en Vaca Muerta no hubo mayores cambios en cuanto a quien lidera la actividad. YPF es quien solicitó más operaciones en el shale argentino. La empresa de mayoría estatal requirió 1.333 operaciones en la roca madre. Esto se traduce en el 60% de las punciones en la formación.

Las operaciones fueron solicitadas a tres empresas de servicio: Halliburton, SLB y Calfrac. Los trabajadores de mamelucos rojos realizaron 580 etapas de fractura mientras que los operarios de SLB completaron 476 punciones. Las 277 fracturas restantes estuvieron a cargo de Calfrac.

Los nuevos pozos de Vaca Muerta apenas cubren el declino natural

Vaca Muerta continúa posicionándose como el principal motor energético del país, pero su dinámica productiva exige cada vez más esfuerzo. Según explicó el ingeniero de Reservorios Senior, Gerardo Tennerini, el 80% de la producción actual proviene de menos del 20% de los pozos. Lejos de tratarse de un problema, esta concentración es una característica estructural del shale.

La roca madre reproduce un patrón típico de desarrollo no convencional, donde se observa una alta productividad inicial en los pozos que cae rápidamente con el tiempo.

Más del 60% de los pozos perforados produce menos de 20 metros cúbicos por día, y cerca del 80% no supera los 50 m3 diarios. Además, ningún pozo con más de cuatro años de antigüedad logra mantener producciones superiores a esos niveles.

La lógica del declino

Una de las claves para entender el comportamiento de Vaca Muerta es su agresiva curva de declino. Los pozos pierden entre 40% y 50% de su caudal productivo en el primer año, lo que obliga a perforar constantemente nuevos pozos no solo para sostener los niveles existentes, sino también para intentar crecer.

Esta situación crea un fenómeno de “carrera contra el declino”, en el que cada nuevo pozo debe aportar lo suficiente para reemplazar lo que se pierde mes a mes. En 2025, según detalló Tennerini en su cuenta de LinkedIn, la producción de Vaca Muerta se encuentra en un virtual plateau: los pozos nuevos apenas alcanzan para compensar el declino, sin lograr generar un salto productivo.

 

El futuro de Vaca Muerta

El desarrollo no convencional en la Cuenca N0euquina aún está en una etapa temprana. Para sostener su rendimiento y garantizar su viabilidad en el largo plazo, el especialista propone una estrategia basada en tres pilares fundamentales que consta de tres pilares.

El primero consta en una perforación sostenida, que consta de mantener un ritmo constante de nuevos pozos para evitar retrocesos en la producción total.

El segundo se basa en tecnologías complementarias como el uso de reestimulaciones, reterminaciones y eventualmente en procesos EOR (recuperación mejorada) adaptados al shale para recuperar productividad en pozos envejecidos.

Y el tercero es la planificación ambiental y de integridad. Ya que muchos pozos quedarán fuera de operación en pocos años, se vuelve urgente prever desde ahora su abandono seguro y ambientalmente responsable.

Más equipos y mejor performance

En comparación con 2024, los pozos perforados en 2025 muestran mejores resultados. También se han resuelto algunos cuellos logísticos que antes limitaban el transporte y el abastecimiento de insumos. Sin embargo, la mejora no alcanza para revertir la tendencia de estancamiento.

“La productividad por pozo es buena, pero no alcanza si no se mantiene el ritmo”, advirtió Tennerini. Tal como ocurrió en la pandemia, cuando la actividad se frena, la producción cae. Por eso, la inversión continua en equipos, eficiencia en las terminaciones y reducción del tiempo entre perforación y conexión a la red es clave.

Pluspetrol apunta a triplicar su producción en Bajo del Choique

Tras la adquisición de los activos no convencionales de ExxonMobil en 2023, Pluspetrol redobló su apuesta por Vaca Muerta. La compañía trazó un ambicioso plan de desarrollo para escalar su producción de petróleo y condensado hasta alcanzar los 140.000 barriles diarios hacia 2028.

Según Julián Escuder, gerente general de Pluspetrol, el crecimiento será sostenido: “Actualmente estamos produciendo entre 9.000 y 10.000 barriles por día en Bajo del Choique, pero estimamos cerrar 2025 con 20.000. En 2027 alcanzaremos los 60.000, y para 2029 esperamos estabilizar un plató superior a los 100.000 barriles diarios”, anticipó en el marco de las Jornadas de Energía organizadas por el diario Río Negro.

El bloque Bajo del Choique se convirtió en el principal activo de la compañía en la Cuenca Neuquina tras la compra a ExxonMobil. Allí se perforó el primer pozo bajo gestión de Pluspetrol y se prevé sumar una segunda torre en el segundo semestre de 2025.

Escuder destacó el nivel de productividad del área: “La mitad de los pozos que perforó Exxon están en el 10% más productivo de toda Vaca Muerta. De 3.000 pozos perforados, esos están entre los 300 mejores. Ese es el rendimiento que esperamos mantener”.

El gas de Pluspetrol

En paralelo, Pluspetrol avanza con fuerza en el desarrollo de La Calera, uno de los campos gasíferos más relevantes de la región. Actualmente se están realizando obras de modernización en la planta central de procesamiento, lo que permitirá alcanzar una producción de 14,5 millones de metros cúbicos diarios de gas y 30.000 barriles diarios de condensado.

Además, ya fue adjudicado el contrato para ampliar esa planta y duplicar su capacidad de condensado hacia fines de 2027. La proyección de gas también crecería, con un objetivo de producción de 17 millones de metros cúbicos diarios.

Mientras apuesta fuerte al shale neuquino, Pluspetrol no descuida sus activos convencionales en Mendoza, que mantiene en sociedad con YPF. Allí, produce unos 16.000 barriles brutos por día y trabaja en la optimización de costos operativos (OPEX) para mejorar la rentabilidad.

Este crecimiento se apoya en un plan de inversión histórica. En 2023, Pluspetrol alcanzó un récord de desembolsos que fue superado en 2024 y se espera que vuelva a romperse en 2025. Solo este año, la petrolera destinará más de 1.000 millones de dólares en inversión orgánica.

De cara a 2026, proyecta invertir entre 1.700 y 2.000 millones de dólares, sin contar los 1.800 millones desembolsados en la compra de los activos de ExxonMobil.

PAE apuesta fuerte en Vaca Muerta: quiere producir 38 mil barriles por día en 2026

Con casi 7.000 millones de dólares invertidos en Vaca Muerta, Pan American Energy (PAE) proyecta una fuerte expansión en los próximos años. Según confirmó Fausto Caretta, upstream managing director de PAE, la compañía busca alcanzar una producción de entre 37.000 y 38.000 barriles diarios de petróleo para fines de 2026.

El número representa un crecimiento del 25% respecto a los niveles actuales, y se apoya en la infraestructura ya desarrollada y el avance en la identificación de nuevos pozos.

“Ahora estamos en 30 mil barriles. Queremos llegar a 37, 38 mil hacia fin de año. Nuestro crecimiento es sostenido”, aseguró Caretta durante un encuentro con inversores.

El gas con contratos a largo plazo

En cuanto al gas, el ejecutivo detalló que el plan de expansión es más claro, ya que se vincula a contratos a largo plazo por 20 años. “Hoy estamos produciendo once millones desde Apple y construyendo una planta para subir a dieciséis millones. El objetivo final es llegar a veinte millones de metros cúbicos diarios”, explicó.

En ese escenario, una vez estabilizada la infraestructura, la operación quedaría asegurada con dos equipos de perforación dedicados a perforar entre 20 y 24 pozos por año. Se trata de un desarrollo de largo plazo, con una base sólida: “el gas es más fácil porque tiene contratos firmes, lo que permite planificar mejor”.

El petróleo, en cambio, tiene una lógica más cíclica, condicionada por los precios internacionales. En los últimos años, PAE se concentró en construir infraestructura para tratar y exportar crudo en condiciones comerciales competitivas. La empresa ya cuenta con una planta de tratamiento con capacidad para 10.000 metros cúbicos diarios, aunque actualmente está produciendo alrededor de 4.500.

Una hoja de ruta

Con una proyección de mediano plazo, Caretta confirmó que PAE ya identificó 900 locaciones en Vaca Muerta listas para ser perforadas, lo que le permite escalar rápidamente cuando el contexto de precios lo justifique.

Hoy operan con tres equipos de perforación dedicados al petróleo. “La idea es seguir con ese ritmo de inversiones. Ya llevamos casi 7.000 millones de dólares invertidos en Vaca Muerta y queremos sostener ese ritmo”, dijo.

A pesar del contexto desafiante por los bajos precios del petróleo, que reducen la capacidad de generar flujo de caja, el plan de PAE se mantiene firme. “Este es un año complicado, pero seguimos apostando. El no convencional sigue siendo rentable”, añadió.

El objetivo 2026 de PAE

La meta de llegar a 38 mil barriles por día en 2026 refleja el compromiso de Pan American Energy con Vaca Muerta, incluso en un escenario de precios bajos. Para alcanzar ese nivel, la empresa confía en la infraestructura instalada, la solidez técnica del equipo y la experiencia en el desarrollo de shale oil.

En palabras de Caretta: “Hay que ir regulando, renegociar precios y reinvertir lo que uno va generando. Es una bola que gira: si bajan los precios, se desacelera. Pero seguimos avanzando”.

Vista Energy aumentó su capital en más de 129 mil millones de pesos

Vista Energy informó que capitalizó un crédito por más de 129.725 millones de pesos. La operación fue aprobada en la Asamblea General Extraordinaria realizada el 5 de junio de 2025. De esta manera, la compañía fortalece su posición financiera y se materializa en un aumento de capital equivalente al monto del crédito.

Como resultado, el capital social de la operadora se incrementa de 13.331 millones de pesos a 143.056 millones de pesos. El aumento se formaliza mediante la emisión de 129.725.260.296,48 nuevas acciones ordinarias, nominativas no endosables, con un valor nominal de 1 peso y derecho a un voto por acción.

Estas acciones fueron emitidas en su totalidad a favor de Vista Energy Holding I, S.A. de C.V., principal accionista de la firma.

El rol de Vista

Hay que recordar que la compañía dio a conocer los resultados financieros correspondientes al primer trimestre de 2025, destacándose por un aumento interanual del 47% en su producción total de hidrocarburos. La compañía alcanzó un volumen de 80.913 barriles equivalentes por día (boe/d), consolidando su expansión operativa.

Este importante avance se explica principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo, que también subió un 47% interanual. Vista produjo 69.623 barriles diarios de crudo (bbl/d), un dato que refleja el impacto positivo de su estrategia de desarrollo en Vaca Muerta.

Ingresos y rentabilidad en alza

Los ingresos totales del trimestre llegaron a 438.5 millones de dólares, lo que representa un incremento del 38% en comparación con el mismo período del año pasado. Este resultado fue impulsado por la suba en los volúmenes de producción, en especial los relacionados con el petróleo.

Otro dato destacado fue el desempeño en exportaciones. Los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas alcanzaron los 222.3 millones de dólares, lo que equivale al 53% de los ingresos totales de Vista en el trimestre.

Por su parte, el EBITDA ajustado se ubicó en 275.4 millones de dólares, con un crecimiento del 25% interanual. Este indicador reafirma la solidez de la compañía en términos operativos y financieros.

PAE desafía los límites del shale en la D-129: “Hay que dar ese salto de fe”

La apuesta de Pan American Energy (PAE) por el desarrollo no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge busca generar un nuevo centro de producción shale en el país. La empresa perforó recientemente un pozo horizontal en la formación Aurora Austral o D-129, una roca con características plásticas que requiere técnicas diferentes a las utilizadas en Vaca Muerta.

Según explicó Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE, se trata de un proyecto que hubiera sido imposible hace apenas una década, pero que hoy es posible gracias al know-how adquirido en la cuenca neuquina.

“Esto hace 12, 13 años capaz que no se podía haber hecho. Hoy podemos geonavegar pozos a 3.500 metros, identificar con precisión el shale y caracterizarlo mucho mejor”, aseguró Caretta en el evento Energía Chubut 2050. El ejecutivo destacó que la estrategia de la compañía fue trasladar las mejores prácticas y tecnologías desarrolladas en Vaca Muerta hacia esta formación emergente.

Una geología más compleja

El nuevo pozo perforado por PAE en Río Chico tiene 1.500 metros de rama horizontal y fue estimulado con 25 fracturas. Aunque la operación fue exitosa desde el punto de vista técnico, los resultados iniciales expusieron desafíos geológicos. “Vimos que la zona tenía fallas subsísmicas que no conocíamos. Eso impactó en la efectividad del volumen estimulado”, explicó Caretta, aludiendo al bajo Stimulated Rock Volume (SRV) obtenido.

La formación D-129, según detalló el directivo, es más plástica que Vaca Muerta, lo cual complica la fractura hidráulica. “Necesita más energía para crear la fractura y, como es plástica, tiende a cerrarse y absorber la arena”, advirtió. Esto obliga a repensar el diseño de los tratamientos de estimulación, ya que las “recetas” que funcionan en la cuenca neuquina no se trasladan directamente.

La nueva vida para el convencional.

Del pozo piloto al modelo económico

Caretta fue cauto al hablar de la productividad del pozo. “No importa dónde perforemos porque vamos a producir. Lo importante es ver si podemos ser económicos a la hora de perforar y fracturar”, afirmó. La clave, explicó, está en despejar variables geológicas y técnicas para identificar zonas más homogéneas y con mayor presión interna, lo que facilitaría el desarrollo a escala.

A pesar del bajo SRV, el ejecutivo se mostró optimista: “Si prorrateo la producción obtenida y le aplico el nivel de eficiencia que tenemos en Vaca Muerta, tendría un pozo competitivo”. En ese sentido, la experiencia se convierte en una combinación de aprendizaje empírico y conocimiento acumulado, con foco en interpretar mejor la geología y adaptar las técnicas de fractura a cada contexto.

El cambio que propone PAE

Para la compañía, la exploración en D-129 no es sólo un ensayo técnico, sino una muestra de una nueva actitud frente al subsuelo. “Yo desafío a los geólogos a que busquen más allá de lo ya hecho. A tomar ese leap of faith para decir ‘vamos a hacer un pozo horizontal en la D-129’”, lanzó Caretta, reflejando el espíritu innovador que impulsa este tipo de iniciativas.

Aunque todavía es temprano para hablar de desarrollo masivo, los primeros resultados permiten comenzar a entender los límites y posibilidades del shale en la Cuenca del Golfo San Jorge. “Esto es solo el principio. Hay que seguir estudiando, probando y ajustando. Pero si logramos aplicar todo lo aprendido en Vaca Muerta, podemos abrir una nueva frontera de producción en el país”, aseguró.

Vaca Muerta: quiénes dominan el mercado del shale

El shale sigue creciendo y espera por las obras de evacuación que permitirán dar un salto de calidad para que Vaca Muerta se convierta en un polo exportador. Los números de producción no convencional de Argentina mantuvo en abril una tendencia positiva, con un aumento interanual del 21,7% en shale oil y del 8,1% en shale gas.

Los datos del informe de la consultora Economía & Energía establecen que, en el cuarto mes del año, los bloques operados por YPF, Vista y Pluspetrol fueron los grandes protagonistas de este crecimiento.

Los tanques de YPF

Como suele suceder en todos los registros de Vaca Muerta, YPF lidera la producción de la mano de sus tres bloques en la ventana petrolera. Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica. El primero es quien marcó el inicio de la aventura del shale y es quien está más cerca de los 100 mil barriles diarios (kbbl/d).

En abril, Loma Campana alcanzó los 87,1 kbbl/d; Bandurria Sur logró 53 kbbl/d; y La Amarga Chica, que si bien tuvo una leve baja interanual, se mantuvo en 59,7 kbbl/d.

El segundo gran actor fue Vista Energy. La operadora liderada por Miguel Galuccio sigue creciendo de la mano de su nave insignia Bajada del Palo Oeste, que logró una producción de 60,5 kbbl/d, marcando una suba de 11,7 kbbl/d respecto a abril de 2024. Es uno de los bloques más dinámicos de la ventana petrolera de la formación.

Por su parte, Pluspetrol registró un notable crecimiento en La Calera, donde la producción pasó de 6,5 a 23,2 kbbl/d, una suba de 16,7 kbbl/d que demuestra el fuerte desarrollo de este bloque tanto en petróleo como en gas no convencional.

El gas de Vaca Muerta sigue creciendo

En cuanto a la producción de shale gas, Fortín de Piedra se mantuvo como uno de los líderes, aunque experimentó una leve baja interanual al pasar de 14,7 a 13,5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Pese a la caída, el tanque de Tecpetrol es uno bloques más productivos del país.

Aguada Pichana Oeste (APO), operado por Pan American Energy (PAE), incrementó su producción de 7,9 a 8,5 MMm3/d, mientras que La Calera volvió a destacarse con un salto de 4,8 a 9,4 MMm3/d, casi duplicando su volumen respecto al año anterior.

Otros bloques gasíferos relevantes fueron Aguada Pichana Este, operado por TotalEnergies, que redujo su volumen de 9,3 a 7,2 MMm3/d, y Sierra Chata, de Pampa Energía, que mostró una leve mejora, subiendo de 3,8 a 4,4 MMm3/d.

Un panorama de expansión sostenida

Con una producción total de 442,1 kbbl/d de shale oil y 69 MMm3/d de shale gas, abril consolidó el buen momento del sector no convencional argentino. Las cifras reflejan el impacto positivo de las inversiones y de la maduración operativa de los bloques más prometedores de Vaca Muerta.

Reconversión en el Golfo San Jorge: “Los próximos 3 o 4 años serán clave”

La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa una coyuntura delicada pero también un momento de oportunidades. Así lo planteó Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, al analizar el presente y futuro de la actividad hidrocarburífera en esta zona productiva clave de la Patagonia.

Según el consultor, tras la devaluación ocurrida en diciembre de 2023, el precio del petróleo cayó un 30% en dólares oficiales, mientras que los costos en esa misma moneda aumentaron un 50%. Este desfasaje impacta directamente en la rentabilidad del convencional, y obliga a pensar en un proceso de reconversión de largo plazo, con foco en los recursos no convencionales.

“La Cuenca del Golfo San Jorge es de clase mundial”, señaló Gerold en el marco del evento Energía Chubut 2050. Desde su descubrimiento, ha producido cerca de 1.800 millones de barriles equivalentes de petróleo, y actualmente grandes jugadores como PAE y CGC ya exploran formaciones de tight gas en la D-129. Incluso, PAE recientemente perforó un pozo con indicios de condensado y gas natural, lo que despertó comparaciones con Vaca Muerta.

“Bueno, ojalá lo sea”, opinó Gerold. “Para eso hay que recorrer parte del camino que se recorrió en Vaca Muerta. Los primeros pozos se hicieron en 2010. Quince años después, Vaca Muerta es una realidad. Lo mismo puede pasar acá, pero hace falta visión, acompañamiento y estabilidad”.

Condiciones necesarias

El especialista fue claro respecto a lo que se necesita para que este proceso no fracase. En primer lugar, considera fundamental que haya escala y certeza: “Estos proyectos se piensan para la década del 30. Lo más importante es tener la certeza de que durante los próximos 3 o 4 años las condiciones se van a mantener”.

En segundo lugar, reclamó compromiso de todos los actores involucrados: “Hay empresas de servicios que se fueron de la cuenca por la baja de actividad. Para los no convencionales se requiere equipamiento más complejo, y eso no va a venir si no hay una política clara. También es clave el acompañamiento sindical. No hay margen para fricciones: hay que trabajar y adaptarse”.

Gerold también destacó la ventaja que supone tener operadores con experiencia previa en la curva de aprendizaje del shale en Neuquén. “Los errores ya se cometieron. Ahora podemos capitalizar ese conocimiento”.

Incentivos, impuestos y exportación

El consultor reconoció los esfuerzos del gobierno provincial, que está reduciendo regalías e implementando incentivos para atraer inversión. “Está dando una visión de largo plazo”, dijo. Pero advirtió que el Estado Nacional también debe involucrarse con reformas que incluyan cambios en los impuestos al trabajo y en los derechos de exportación.

Además, resaltó que el petróleo pesado de la cuenca es clave para la producción de gasoil, el combustible más demandado del país. “Es innecesario pensar que esto no tiene futuro. Hay una demanda y hay potencial. El Estado tiene que jugar a favor, no en contra”, insistió.

Un sueño en el Golfo

Al ser consultado sobre qué mensaje daría a los actores del proceso, Gerold fue tajante: “Este es un sueño que no se puede permitir fracasar. La provincia, los sindicatos, las empresas, todos deben acompañar. Hay un camino constructivo por delante”.

La reconversión de la Cuenca del Golfo San Jorge no será instantánea. Pero si se logra mantener la estabilidad regulatoria, atraer inversión y garantizar acompañamiento político y sindical, el futuro puede parecerse al de Vaca Muerta. “Dependerá de lo que hagamos hoy”, afirmó.

YPF le puso fecha a la venta de Manantiales Behr, pero espera los resultados de la D-129

YPF continúa con su estrategia de convertirse en una compañía 100% no convencional. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunció que la empresa buscará la aprobación del directorio para avanzar con la venta de Manantiales Behr, el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La fecha del directorio ya tiene fecha: 12 de julio. Allí, los representantes de la compañía podrían aprobar la venta de una de las áreas más productivas del país.

El ejecutivo aseguró que es “el momento preciso” para que la petrolera estatal se desprenda del activo, que actualmente produce alrededor de 4.000 metros cúbicos diarios de petróleo.

En el marco del evento Energía Chubut 2050, Marín agradeció a las autoridades y trabajadores de Chubut, destacando el rol del gobernador Ignacio Torres, el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, y los gremios, quienes acompañaron el proceso de transición del clúster El Trébol – Escalante, vendido a Pecom en octubre de 2024.

“Para mí eran sentimientos encontrados”, reconoció Marín, recordando el momento en que el clúster pasó a manos de la compañía del Grupo Pérez Companc. “Les dije a los trabajadores: ‘Hoy quizás me quieran putear, pero el tiempo les va a demostrar que era lo mejor para YPF, la provincia y la Argentina’”. El CEO aseguró que, tras ver los resultados, “muchos en Chubut están convencidos de la decisión”.

La venta de Manantiales Behr marcaría el retiro de YPF de Chubut.

Una decisión de YPF

Según Marín, el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge y el último activo que le queda a la compañía en Chubut, el área tiene un gran futuro en recuperación terciaria, pero que ya no encaja en la estrategia de la compañía.

“YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, explicó. “Es el momento preciso para que ingrese una compañía mediana que pueda desarrollarlo. Nos quedaremos con una opción, pero no seremos los operadores principales”, subrayó.

El CEO mencionó que espera que el desarrollo de la formación D-129 tenga éxito en su gestión, por lo que destacó que YPF mantendrá una puerta abierta para cooperar en el futuro. También destacó el rol de Pan American Energy (PAE), otra de las petroleras que está invirtiendo fuertemente en el shale chubutense. “Ojalá les vaya bien, porque eso beneficia a toda la industria”, señaló.

Marín dejó en claro que YPF está redefiniendo su perfil: “A partir del año que viene, YPF será una compañía enfocada en no convencionales”, afirmó, en referencia al enorme potencial de Vaca Muerta.

CGC aumentó su capital y se prepara para desarrollar Palermo Aike

Compañía General de Combustibles S.A. (CGC) informó que en Asamblea de Accionistas del pasado 23 de mayo aprobó por unanimidad un aumento de capital de 150 millones de dólares.

La operación se anuncia luego del reciente ingreso de CGC a Vaca Muerta, cuando adquirió el 49% de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos del área “Aguada del Chañar”, operada por YPF.

Al respecto, destacó Hugo Eurnekian, presidente y CEO de CGC: “El ingreso a Vaca Muerta marca un primer paso de CGC en un play donde consideramos que vamos a seguir creciendo, a la vez que continuamos preparándonos para desarrollar Palermo Aike en la provincia de Santa Cruz, lo que podría ser el segundo reservorio shale del país”.

En cuanto a la operación, Eurnekian destacó que “este aumento de capital potenciará el crecimiento de la compañía. Estamos viviendo un momento histórico en cuanto a la diversidad de oportunidades que presenta la Argentina”.

Este aumento de capital refleja el firme y sostenido compromiso de los accionistas Corporación América y Sociedad Comercial del Plata con el desarrollo energético de la Argentina.

Corporación América (www.corporacionamerica.com) es un conglomerado con inversiones diversificadas en América latina y Europa, con participaciones relevantes en los sectores de energía, aeropuertos, agroindustria, servicios, infraestructura, transporte y tecnología. Además de CGC, Corporación América controla Corporación América Airports (NYSE: CAAP), que actualmente opera 52 aeropuertos en seis países (Argentina, Brasil, Uruguay, Ecuador, Italia y Armenia).

CGC prepara el informe final del pozo shale de Palermo Aike

El ingreso de CGC a Vaca Muerta

El 21 de marzo quedará marcado como el ingreso de CGC a Vaca Muerta. La compañía del holding Eurnekian adquirió el 49% de Aguada del Chañar. YPF se quedó con el 51% y seguirá siendo la operadora del bloque que posee una extensión de 57 km2.

Pero ¿en cuánto se realizó la operación? Según informaron las compañías, la venta se realizó por un monto de 75 millones de dólares.

“La transacción se realizó por la suma de US$75.000.000 y además, CGC solventará, por cuenta y orden de YPF, el 80,40% de las inversiones que sean atribuibles al porcentaje de participación de YPF en el bloque, durante un plazo de cuatro años, sujeto a determinados montos máximos anuales y mensuales”, detalló CGC mediante un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

No es la primera vez que YPF y CGC se asocian en un proyecto hidrocarburífero. El antecedente más remoto fue Palermo Aike. En 2023, las compañías se unieron para avanzar en la exploración de la hermana menor de Vaca Muerta y avanzaron con la perforación del primer pozo shale de la Cuenca Austral.

“De esta manera, se busca maximizar las sinergias entre ambas compañías, logrando asimismo el ingreso de CGC en Vaca Muerta”, subrayó la compañía del holding Eurnekian.

Vaca Muerta en el horizonte

En los últimos años, CGC creció de la mano de sus proyectos en la Cuenca Austral y la Cuenca del Golfo San Jorge. En la primera región tiene diversos bloques destinados a la exploración y explotación de gas y no se detiene en la búsqueda del potencial de Vaca Muerta. Además, avanza con la exploración del offshore de la región para ampliar la oferta de hidrocarburos del país.

En tanto, en el Golfo San Jorge logró revivir el norte de Santa Cruz que estaba en el olvido después de la partida de Sinopec en 2021. La compañía logró poner de pie a la región de la mano de sus equipos y sus proyectos basados en la exploración tight.

Ahora CGC se encamina en una nueva aventura que tiene como objetivo las mieles del shale. Ya puso un pie en Vaca Muerta y buscará aprender en la cuna del no convencional argentino.