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Tecpetrol proyecta hasta 125 mil barriles diarios de gas y petróleo en Vaca Muerta

En el marco del Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, ordenó el mapa de la compañía en Vaca Muerta: Fortín de Piedra como el yacimiento ya consolidado, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) como la pieza que falta para escalar y Los Toldos II Este, el bloque de shale oil de la empresa, como el próximo gran salto.

Markous repasó primero el presente de Fortín de Piedra, la nave insignia que Tecpetrol desarrolló desde cero y que hoy es una de las principales referencias del sector, tanto en volumen de producción diaria como en la curva de aprendizaje que dejó puertas adentro de la compañía.

“Estamos muy orgullosos de eso porque lo desarrollamos desde cero y hoy estamos produciendo más de 10 mil barriles de petróleo al día; en gas estamos en el orden de los 24 millones de metros cúbicos diarios, eso es 900 millones de pies cúbicos”, dijo el CEO sobre Fortín de Piedra.

Fortín de Piedra, la base para el próximo salto

Según Markous, esa experiencia es la que la compañía busca trasladar ahora al desarrollo de petróleo. El objetivo declarado es replicar en Los Toldos II Este la misma curva de aprendizaje que le permitió a Tecpetrol convertirse en referente del shale gas en Vaca Muerta.

El directivo también dejó una cifra sobre el horizonte de producción total de la compañía para los próximos meses, sumando gas y petróleo en el conjunto de sus áreas dentro y fuera de Vaca Muerta, incluida la expansión hacia el shale oil.

“Creo que vamos a estar este año en 100 mil barriles totales por día, y en un año más llegar a entre 120 y 125 mil barriles diarios entre gas y petróleo”, proyectó Markous sobre el crecimiento conjunto de la producción de Tecpetrol.

Los Toldos II Este entró al RIGI: la apuesta de Tecpetrol por el shale neuquino

El VMOS y la apuesta por Los Toldos II Este

Con la logística de exportación como condición para ese salto, la compañía puso el foco en el oleoducto VMOS, la obra que Tecpetrol considera clave para poder sacar al mercado internacional el crudo que espera producir en Los Toldos II Este.

Markous fue directo sobre lo que significó, para el proyecto del oleoducto, la reducción del riesgo país durante el último tramo del proceso de definición de los socios, la ingeniería y el financiamiento de la obra en dólares.

“La baja del riesgo argentino, sin eso no habría sido posible. Comprometimos 80.000 barriles de capacidad en el oleoducto: somos los segundos mayores accionistas, con el 14,5% de la capacidad equivalente en barriles”, explicó el directivo sobre la participación de Tecpetrol en el VMOS.

Financiamiento vía RIGI

Ese avance ya tiene buena parte del financiamiento asegurado a través del RIGI, el esquema que la compañía usó para destrabar el capital necesario para la expansión petrolera del bloque.

“Es una inversión para todo el desarrollo del proyecto de 6.400 millones de dólares. Invertiremos alrededor de 2.600 a 2.700 millones de dólares hasta junio del próximo año; fue el segundo proyecto aprobado por el RIGI”, detalló Markous sobre el financiamiento de la expansión petrolera de la compañía.

“No creo que hubieran visto estos proyectos hace más de dos años; las tasas de interés bajan el riesgo y eso cambia todo el panorama para poder financiar obras de esta escala en Vaca Muerta”, agregó el CEO.

Escuelas técnicas y proveedores locales

Antes de cerrar, Markous dedicó un tramo de su exposición a los programas sociales que la compañía sostiene junto a comunidades y proveedores en las zonas donde opera, con foco en formación técnica y desarrollo de pequeñas empresas locales de la región.

“Trabajamos con casi 17 escuelas técnicas en la región, donde gastamos alrededor de 600.000 dólares al año capacitando a profesores y estudiantes; ya capacitamos a unos 20.000 estudiantes”, contó el CEO sobre el programa de educación técnica de Tecpetrol.

El otro programa que mencionó fue ProPymes, orientado a proveedores locales que luego trabajan para la compañía y para el resto de la industria petrolera instalada en la zona, un esquema que Tecpetrol viene sosteniendo desde hace varios años.

“Tenemos alrededor de 230 proveedores a los que capacitamos para que estén listos, y los proveemos, y luego ellos proveen a todas las industrias. Así que esas son cosas que hacemos”, aseguró Markous.

El financiamiento como clave para achicar la brecha entre Vaca Muerta y Permian

La distancia que separa a Vaca Muerta de Permian volvió a estar en el centro de la escena del sector. Ya no se debate sobre la calidad del recurso, sino sobre la escala industrial necesaria para explotar los recursos de la roca madre de la Cuenca Neuquina.

Uno de los primeros en poner en foco este desafío fue Luciano Fucello. En su cuenta de LinkedIn, el country manager de NCS Multistage puso números concretos sobre una discusión que hasta ahora era más bien intuitiva entre los que siguen de cerca la actividad de la región.

“La brecha no está en la roca. Está en la escala industrial”, escribió Fucello y destacó que, en 2025, Vaca Muerta realizó 23.894 etapas de fractura, mientras que en US Land se hicieron alrededor de 545.000. Hoy el shale neuquino opera al 4,4% de la escala estadounidense.

Vaca Muerta sigue creciendo.

Un recurso comparable pero una escala muy distinta

El dato llama la atención porque el recurso disponible no guarda esa proporción. La última evaluación del IAPG (Instituto Argentino de Petróleo y Gas) ubicó a Vaca Muerta en 30.170 millones de barriles técnicamente recuperables, un número que empieza a acercarse a los grandes desarrollos del Permian.

El USGS estimó 20.000 millones de barriles para Wolfcamp en Midland y 46.300 millones para Wolfcamp-Bone Spring en Delaware. “Vaca Muerta ya está en el orden de magnitud de los grandes desarrollos del Permian”, subrayó Fucello.

Donde sí aparece la diferencia es en la capacidad desplegada en el terreno. Permian tiene hoy 267 equipos de perforación activos. Vaca Muerta opera con aproximadamente 42, y la proyección preliminar de NCS Multistage los ubica en 56 para 2027.

El financiamiento como cuello de botella

Aun con ese crecimiento, la brecha seguiría siendo enorme. Tomando como referencia la capacidad actual de Permian, habría casi cinco rigs activos allí por cada uno en la Cuenca Neuquina, un desnivel que no se explica por geología sino por infraestructura y capital disponible.

“El financiamiento no puede terminar en las operadoras. Tiene que alcanzar al segundo y tercer anillo: perforación y servicios, equipamiento, logística y capital de trabajo“, aseguró Fucello ponderando que ese es el talón de Aquiles de buena parte del crecimiento posible.

En este sentido, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, puso números concretos sobre la mesa y describió que este año la inversión petrolera en Vaca Muerta rondará los 15.000 millones de dólares entre todas las operadoras, y que Tecpetrol por sí sola invertirá cerca de 2.000 millones.

Petroleros paran en Vaca Muerta.

Lo que está en juego con el gas de Vaca Muerta

“Esos 15.000 millones de dólares se van a mantener y hay que aumentarlos”, señaló Markous, para llegar a un plató de producción de entre 1,5 y 2 millones de barriles diarios. Asimismo, sostuvo que el desafío es sostener ese ritmo de inversión en el tiempo.

En el Foro de Inversiones Vaca Muerta 2026, Markous también habló del rol de la Argentina como productor de gas frente al contexto internacional, marcado por la tensión en el Estrecho de Ormuz. Comparó la escala local con la de Estados Unidos y planteó que el país puede convertirse en un actor relevante del mercado energético mundial.

Sobre las exportaciones, el ejecutivo sostuvo que “sin el gas, solamente con el petróleo, Argentina va a estar en 20.000 millones de dólares de exportaciones que antes no existían” y ponderó que, sumando el desarrollo gasífero, esa cifra podría acercarse a los 30.000 millones de dólares.

Además, Markous manifestó que la inversión en gas se duplicará hacia el final de la década para poder sostener los volúmenes de exportación proyectados, en un escenario donde Vaca Muerta ya produce 150 millones de metros cúbicos diarios y empieza a exportar a través de GNL.

Tecpetrol suma Los Toldos II Este al RIGI con una inversión de U$S 6.400 millones

Ya está confirmado: Tecpetrol consiguió luz verde del Gobierno nacional para meter a Los Toldos II Este dentro del RIGI. Es uno de los desarrollos de petróleo no convencional más grandes que se vienen preparando en Vaca Muerta en los últimos tiempos.

El número que ordena todo el proyecto es U$S 6.400 millones. Esa es la inversión total contemplada para desarrollar de manera masiva el bloque, ubicado en plena provincia de Neuquén, dentro de la ventana de petróleo negro de la cuenca.

Un salto grande respecto del plan original

Vale la pena el contraste: cuando se presentó por primera vez, este proyecto hablaba de desembolsos por unos USD 2.400 millones. El programa integral que terminó aprobando el Gobierno casi triplica esa cifra inicial.

Con la entrada al RIGI, Tecpetrol queda habilitada para acceder a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que ofrece el régimen para las grandes inversiones. Según el propio Gobierno, ese esquema le permitirá a la compañía sumar cerca de un 40% más de recursos a desarrollar en el área.

La jugada también reacomoda el tablero competitivo de la cuenca. Con este anuncio, el brazo petrolero del Grupo Techint se planta entre los protagonistas centrales de la nueva etapa de expansión del shale oil neuquino.

 

La meta: 70.000 barriles por día

Los Toldos II Este tiene unos 78 kilómetros cuadrados de superficie. El plan de Tecpetrol es empujar la producción del bloque hasta los 70.000 barriles diarios de petróleo, un volumen que lo ubicaría entre los desarrollos más importantes de la cuenca.

La curva de crecimiento está pensada para acelerar fuerte durante 2027. La idea es arrancar el año en torno a los 35.000 barriles diarios y, hacia mediados de ese mismo año, duplicar ese volumen de producción.

Sostener ese ritmo no es solo perforar más pozos. El proyecto también incluye la construcción de una planta de procesamiento de fluidos, nuevos sistemas de captación y transporte, y oleoductos y gasoductos de interconexión, tanto adentro como afuera del yacimiento.

Empleo y perforación en el corazón de Neuquén

Buena parte del capital se va a ir en la etapa de desarrollo propiamente dicha: una campaña intensa de perforación y completación de pozos horizontales que va a concentrar la mayoría de las inversiones en los próximos años.

Las obras de ingeniería y construcción quedaron en manos de Techint Ingeniería y Construcción, la otra pata del grupo que ya viene trabajando en proyectos de infraestructura energética en la región.

En materia de empleo, las cifras oficiales que difundió el Ministerio de Economía hablan de unos 3.100 puestos directos y 4.800 indirectos a lo largo de las distintas etapas del proyecto, sumando más de 7.000 empleos entre ambas categorías.

Ese impacto se va a notar particularmente en las localidades que ya viven de la actividad petrolera en el norte y centro de la provincia, con Rincón de los Sauces y Añelo como los puntos donde más se va a sentir el movimiento.

Solo un tercio del gas que exporta Argentina tiene entrega garantizada

Cuando una empresa exporta gas natural, la Secretaría de Energía de la Nación le exige elegir entre dos condiciones de entrega: firme o interrumpible. La diferencia no es un detalle administrativo: define si ese volumen puede cortarse cuando el mercado interno necesita el gas para calefacción o generación eléctrica.

Un contrato firme obliga a la empresa a entregar el volumen pactado pase lo que pase, salvo fuerza mayor. Uno interrumpible, en cambio, puede recortarse o suspenderse si la demanda doméstica lo exige, algo que suele ocurrir justo en los picos de consumo del invierno argentino.

De los 133 expedientes de exportación relevados por eolomedia entre los certificados y solicitudes presentados ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, solo 46 tienen condición firme. Es decir, apenas el 34,6% del total garantiza que el gas va a cruzar la frontera sin interrupciones.

La mayoría del gas exportado puede cortarse

Los otros 87 expedientes, el 65,4% restante, están clasificados como interrumpibles. En la práctica, eso significa que casi siete de cada diez contratos de exportación de gas argentino pueden frenarse en cualquier momento si el país necesita ese volumen puertas adentro.

Esa proporción no es pareja entre destinos. Buena parte de los contratos interrumpibles corresponde a exportaciones hacia Brasil, a través de la frontera con Bolivia, mientras que los contratos firmes se concentran mayormente en los envíos a Chile por Paso Maipo y Paso Guañaco.

Empresas como Total Austral, Pan American Energy y Pluspetrol aparecen con varios contratos interrumpibles de larga duración, algunos con vigencia de dos o tres años, hacia compradores brasileños como Shell Energy do Brasil o Total Energies EP Brasil, entre otros.

El shale gas cada vez más cerca de Brasil.

Los contratos más largos, los menos garantizados

Quintana E&P Argentina y su comprador Trafigura Chile repiten el mismo contrato interrumpible en tres certificados distintos, con vigencia hasta 2028: uno de los acuerdos de mayor volumen acumulado de todo el relevamiento sobre los expedientes oficiales disponibles.

Una misma petrolera puede tener las dos condiciones a la vez, según a quién le venda. Tecpetrol exporta en forma firme a Colbún y a Tecandes en Chile, pero el gas que le manda a Deal Comercializadora en Brasil quedó registrado como interrumpible.

La explicación no es casual: los contratos firmes suelen limitarse a ventanas cortas, muchas veces estacionales, mientras que los interrumpibles cubren períodos mucho más largos, de hasta tres años. Eso hace que, en volumen acumulado, el peso de lo interrumpible sea todavía mayor.

Chile, el destino con más garantías

Para el comprador, un contrato interrumpible es más barato y más fácil de conseguir, pero también más riesgoso: si en pleno invierno, Argentina decide priorizar el consumo interno, esa exportación puede quedar suspendida sin previo aviso contractual firme.

Chile concentra el 60,9% del volumen relevado en este análisis, seguido por Brasil con el 36,2% y Uruguay con apenas el 2,8% restante. Los contratos chilenos, además, son los que más se acercan a tener condición firme garantizada por escrito.

Los contratos firmes con Chile suelen coincidir justo con los meses de mayo a septiembre, cuando ese país más gas necesita para generar electricidad. Ahí la garantía de entrega vale más que en cualquier otro tramo del año, y así lo reflejan los certificados.

Cada certificado de exportación que otorga la Secretaría de Energía define, además de la condición de entrega, el volumen diario máximo, el yacimiento de origen y el punto de frontera por el que va a salir el gas, sea hacia Chile, Brasil o Uruguay.

Vaca Muerta explica el 91% de las exportaciones de gas argentino

Vaca Muerta explica el 91% de las exportaciones de gas argentino. En el primer semestre de 2026, de los 14.027 millones de m3 autorizados a exportar, 12.812 millones salieron de la Cuenca Neuquina. Así se desprende de los datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por eolomedia.

Un año antes esa proporción era bastante más baja: 72%. La Cuenca Neuquina sumó 11.546 millones de m3 en el primer semestre de 2025, once puntos menos de participación sobre un total que, además, era mayor: 15.980 millones de m3 en todo el semestre.

El otro lado de la ecuación es la Cuenca Noroeste, que en 2025 todavía aportaba 1.982 millones de m3 (un 12% del total) y este semestre no sumó un solo metro cúbico. Toda esa concentración tuvo, además, un correlato en los países de destino.

La reversión del Gasoducto Norte será clave para llevar al gas de Vaca Muerta a Brasil.

Uruguay, afuera del mapa

La ausencia de Uruguay no significa que el gas haya dejado de cruzar la frontera. Los contratos firmados por Pluspetrol con ANCAP en 2024 y 2025 siguen vigentes, algunos hasta 2027 y otros hasta 2028, así que el flujo real probablemente continúa aunque no haya trámites nuevos.

Lo que sí cambió es el foco de Pluspetrol: en el primer semestre de 2026 la empresa exportó 607 millones de m3 a Chile, un país que no había tocado en el mismo período de 2025. Uruguay quedó relegado a los contratos ya firmados, sin renovaciones a la vista.

Con Uruguay fuera del podio, la repartición del gas argentino quedó reducida a dos países. Chile terminó con el 56% del volumen autorizado en el semestre y Brasil con el 44% restante, un empate más parejo que la diferencia de casi 730 millones que había en 2025.

Los yacimientos que empujan ese número

El yacimiento que más exportó fue Fortín de Piedra, de Tecpetrol, con 3.500 millones de m3 repartidos entre Chile y Brasil. Le sigue San Roque y Aguada Pichana Este, de Total Austral, con 3.137 millones, todos destinados a Brasil sin excepción durante estos seis meses.

Entre los dos explican casi la mitad de todo lo que exportó el país en el semestre, y ambos operan dentro de la misma cuenca Neuquina que concentra el 91% del total: la concentración geográfica del gas se refleja también en muy pocos nombres de yacimientos.

Completan el podio de yacimientos el área de Pampa Energía en Río Neuquén, Sierra Chata, El Mangrullo y Rincón del Mangrullo, con 2.807 millones de m3, y los bloques de Pan American Energy en Lindero Atravesado y Aguada Pichana, con 1.579 millones repartidos entre los dos países.

Tecpetrol envío su primer cargamento de gas a Brasil.

Quién le vende a cada país

Tecpetrol le vendió a Chile el 84% de su volumen, unos 2.949 millones de m3, y a Brasil el resto, 551 millones. Total Austral hizo lo contrario: puso todo su gas, 3.137 millones, en el mercado brasileño, sin un solo expediente hacia el lado chileno este semestre.

Pampa Energía repartió de forma más pareja: 2.197 millones de m3 a Chile y 610 millones a Brasil. Pan American Energy también jugó en los dos mercados, aunque con más peso en Brasil, con 1.392 millones, contra 187 millones que fueron a Chile.

Harborn Energy, la operadora que más creció en el semestre, puso los 1.674 millones de m3 que exportó enteros en Chile, repartidos entre dos yacimientos distintos: uno en la Cuenca Austral y otro en Aguada San Roque y Pichana Oeste, en la Cuenca Neuquina.

El resto del mapa

Entre las operadoras más chicas, Metro Holding y la Compañía Inversora de Energía exportaron a Chile, mientras que Pan American Energy Sur y FLXS OGE dirigieron todo su volumen hacia Brasil. Ninguna de las dos vendió a más de un país este semestre.

Alpes Energy y Petrolera Santa María, dos nombres nuevos en el listado de este semestre, también exportaron exclusivamente a Chile, con 61 y 30 millones de m3 respectivamente. Ninguna de las dos había tramitado expedientes de exportación en el primer semestre de 2025.

En total, trece operadoras exportaron gas en el primer semestre de 2026, contra once en el mismo período de 2025, repartidas entre apenas dos países de destino en lugar de los tres que había un año antes, con Chile y Brasil como únicos compradores.

Vaca Muerta superó por primera vez en su historia los 40 rigs activos

Julio quedó marcado en la agenda de Vaca Muerta como el mes del salto de rigs: la flota pasó de 49 a 54 equipos activos, el mayor incremento mensual del año. De ese total, 41 quedaron asignados al no convencional y 13 a pozos convencionales. Así quedó establecido en un informe de Tecnopatagonia.

Por primera vez en la historia de la roca madre, el shale superó la barrera de los 40 rigs. Fue un dato que circuló rápido entre operadores y contratistas, casi como una marca simbólica más que estrictamente productiva, pero que confirma hacia dónde va la curva.

Tal como informó +e, las etapas de fractura retrocedieron a 2.085, con 2.010 correspondientes a pozos shale. La caída se explica frente al techo de 2.760 alcanzado en junio, aunque en el sector nadie habla de retroceso sino de un reacomodamiento técnico puntual.

Rigs operativos: quién sumó equipos

H&P fue protagonista del mes: sumó 3 rigs y puso en marcha su primera docena de equipos en la cuenca. Un dato que confirma el interés creciente de contratistas internacionales por la actividad local.

Asimismo, Naibors llegó a 15 rigs tras la incorporación del NBS-F37 para Vista, un equipo ya anunciado el mes anterior pero que recién ahora quedó plenamente operativo en el terreno.

Mientras que DLS mantiene 2 equipos en proceso de rig-up y sumará un tercero en los próximos meses. El DLS-4175 ya comenzó a perforar en Entre Lagos para YPF, y fue justamente ese pozo el que ayudó a cruzar el umbral de los 40 rigs shale.

Vaca Muerta y el camino a los 44 equipos

Las proyecciones que marca el informe de Tecnopatagonia establece un incremento adicional del 10% en los próximos meses, lo que llevaría la flota shale a 44 rigs perforando en Vaca Muerta. Con ese ritmo, 2026 podría cerrar con más de 500 pozos nuevos.

Ya hay perforaciones no convencionales previstas fuera del núcleo tradicional: PAE avanzará en la D-129 como también YPF tiene planes en Palermo Aike, dos frentes que amplían el mapa de la actividad más allá de los bloques ya consolidados.

Parte de esta expansión tiene una explicación técnica menos visible: la modernización de equipos. Los rigs locales se actualizaron digitalmente y mejoraron su velocidad de adaptación, lo que los convirtió en unidades “Super HighSpec” capaces de calificar en licitaciones exigentes.

Servicios al pozo: workover, pulling y sets

El documento también hace un repaso por los equipos de workover, pulling y sets, que sumaron 171 equipos en julio, apenas por debajo del máximo de junio. Los sets de fractura marcaron un nuevo récord con 15 unidades, aunque eso no se tradujo en más actividad efectiva de bombeo.

El pulling se enfrió levemente a 72 equipos tras el pico de junio, aunque igual sostuvo más de 1.400 intervenciones en el mes, un volumen que sigue siendo alto para el promedio histórico de la cuenca.

El workover volvió a caer, esta vez a 47 equipos, un 17% menos que un año atrás. En pozos convencionales no hubo cambios de fondo, aunque para 2026 sigue en agenda una campaña fuerte de abandono de pozos.

Pluspetrol superó los 6.800 metros de profundidad en Bajo del Choique

Pluspetrol volvió a marcar terreno en Vaca Muerta. En el yacimiento Bajo del Choique-La Invernada, la operadora logró perforar 4.054 metros en una sola carrera, un número que en la jerga del sector ya se conoce como el nuevo récord de perforación de la compañía en la formación no convencional.

El dato técnico no es menor: se trató de la sección de producción, la parte más delicada del pozo, con una herramienta direccional RSS HT sin motorizar que trabajó bajo los 151°C de temperatura. Ese detalle explica buena parte del festejo puertas adentro de la compañía.

La profundidad total del pozo llegó a 6.898 metros MD, con una rama lateral de 3.440 metros. La sección de producción se completó en apenas 5,9 días, un ritmo que hace pocos años hubiera sonado directamente imposible en esta parte de la cuenca neuquina.

Un crecimiento que no es casualidad

El hito se conoció en paralelo al Supplier Day de EconoJournal, donde Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol, repasó la curva de producción de la compañía en Bajo del Choique-La Invernada, el área que la empresa tomó con apenas 4.500 barriles diarios.

Esa cifra escaló a 20.000 barriles hacia fines del año pasado y, más recientemente, superó los 50.000 con la puesta en marcha de una nueva planta. Hay otra en construcción que llevará la producción en Vaca Muerta de Pluspetrol a 70.000 barriles a mediados de 2027.

Una tercera planta, ya en licitación, debería empujar esa marca por encima de los 100.000 barriles diarios en 2028. A eso se suma el bloque La Calera, donde la compañía pasará de 30.000 a 45.000 barriles y de 14,5 a 17 millones de metros cúbicos de gas por día.

La apuesta por más equipos de perforación

Zelerteins fue claro sobre dónde está puesta la mira: bajar el costo por pozo para abrir más oportunidades de inversión. Para eso, la compañía trabajó en un nuevo portal de proveedores y en programas internos de mejora de procesos que, según dijo, ya se reflejan en los números.

También adelantó el lanzamiento de un programa de “inteligencia operativa”, pensado para bajar al territorio las mejoras que hoy se gestionan desde las oficinas, con apoyo de tecnología e inteligencia artificial aplicada a la operación diaria de los pozos.

En materia de equipos de perforación, Pluspetrol evalúa pasar de cinco —tres propios y dos alquilados— a siete: uno se sumaría en 2027 y otro en 2028. La compañía también planea reforzar sus sets de fractura para sostener este ritmo de desarrollo.

Bajo del Choique-La Invernada, de hecho, ya concentra cuatro de los diez mejores pozos del país, todos operados por Pluspetrol. Esa estadística confirma a la zona como uno de los puntos de mayor actividad exploratoria de toda la formación.

El tercer set de fractura de Tenaris ya opera en Los Toldos II Este

Tenaris inició las operaciones de su tercer set de fractura hidráulica en Vaca Muerta. Un hito que fortalece la propuesta de valor de la compañía, respaldada por su presencia global y su portafolio de productos y servicios orientados a maximizar la eficiencia de las operaciones de sus clientes.

“Desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020, invertimos más de 240 millones de dólares en el desarrollo de nuestra unidad de negocios de servicios petroleros. Hoy Tenaris se posicionó como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 8.700 etapas de fractura realizadas” destacó Andrea Previtali, presidente de Tenaris para Cono Sur.

El tercer set de fractura implicó una inversión de 110 millones de dólares y el desarrollo de tecnología de punta junto a proveedores locales. Las bombas de este set fueron fabricadas por QM Equipment, empresa integrante de ProPymes, programa que acompaña a las Pymes que forman parte de la cadena de valor del Grupo Techint. Un ejemplo concreto de cómo la integración y el trabajo conjunto con toda la cadena de valor local es una de las claves para el crecimiento y desarrollo de Vaca Muerta.

La misión de Tenaris

“Equipado con 28 bombas que suman un total de 70.000 HHP, el set número 3 es el primer equipo en Argentina que cuenta con tecnología Dynamic Gas Blending (DGB) Tier IV, la cual mejora la eficiencia reduciendo el consumo de diésel en más de un 80%. Esto genera operaciones más eficientes para nuestros clientes y consolida a Tenaris como uno de los tres principales proveedores de este servicio en el mercado local”, señaló Francisco Liberatore, director senior de Tenaris Oil & Gas Services.

Además de contribuir a la reducción de emisiones de CO2, la tecnología DGB permite optimizar los costos de combustible, ya que los equipos pueden ser abastecidos con el mismo gas producido en el área, mejorando la eficiencia integral de las operaciones.

Asimismo, la compañía inauguró recientemente una base operativa en Vista Alegre. Con una inversión de 20 millones de dólares, la nueva base está estratégicamente ubicada a 40 minutos de Neuquén capital, y próxima a un hub de rutas camino a las locaciones más dinámicas de la cuenca, la instalación nuclea a todas las áreas involucradas en la operación de Tenaris en la provincia, potenciando la calidad del servicio y la sinergia de todo el equipo.

Vaca Muerta cuenta hoy con 15 sets de fractura hidráulica que dan servicio a las principales operadoras de la cuenca. Con la incorporación de su tercer set, Tenaris consolida su posición como uno de los tres principales proveedores de este servicio, reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la región.

Julio frenó el ritmo de fractura en Vaca Muerta

Durante los primeros siete meses del año, Vaca Muerta mostró un ritmo de actividad elevado. Enero contabilizó 2.401 etapas, febrero 2.371, marzo 2.616, abril 2.335, mayo 2.484 y junio alcanzó el máximo anual con 2.760. Julio rompió esa tendencia al retroceder hasta las 2.010 etapas, aunque todavía quedó por encima de cualquier julio de años anteriores.

“La actividad de fractura shale —medida en cantidad de etapas— cerró julio en torno a las 2.010 etapas. Fue el registro mensual más bajo de 2026 y mostró una corrección importante frente al pico de junio. Sin embargo, la comparación histórica cambia la lectura: aun siendo el peor mes del año, fue el julio de mayor actividad desde que se inició la serie”, consideró Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en una publicación de LinkedIn.

YPF volvió a liderar la actividad de Vaca Muerta

La distribución de las etapas de fractura volvió a mostrar el predominio de YPF, que concentró 1.067 etapas, equivalentes al 53% del total ejecutado durante julio. La empresas de mayoría estatal mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las operadoras, consolidando su liderazgo en el desarrollo de la formación no convencional.

Detrás de YPF se ubicó Vista Energy, con 358 etapas, lo que representó el 18% de la actividad mensual. El tercer lugar quedó para Pluspetrol, que completó 215 etapas, mientras que Pan American Energy (PAE) alcanzó 111 y Tecpetrol cerró el mes con 105.

El grupo de empresas con mayor participación lo completaron Pampa Energía, con 93 etapas, y GeoPark, que registró 61. En conjunto, las siete operadoras explicaron las 2.010 etapas de fractura realizadas durante julio, reflejando una actividad que siguió concentrada en un reducido grupo de compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta.

“Una golondrina no hace verano, y un mes aislado tampoco define una tendencia. Pero el dato no debe ignorarse ni minimizarse: julio fue el registro más bajo de 2026 y obliga a seguir con atención la evolución del segundo semestre”, advirtió Fucello.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

Las razones detrás de la baja

Más allá del retroceso frente al pico de junio, el especialista consideró que existen distintos factores operativos que pueden explicar la variación mensual. Entre ellos mencionó la secuencia de los pads, la disponibilidad de los sets de fractura, las tareas de mantenimiento y la planificación de cada operadora, aspectos que suelen modificar el ritmo de las completaciones sin alterar necesariamente la tendencia de fondo.

En esa línea, Fucello explicó que parte de la variación observada durante julio puede responder a cuestiones propias de la dinámica de los proyectos y no a un cambio estructural del mercado. La actividad de fractura depende de la coordinación entre perforación, logística y disponibilidad de equipos, por lo que los movimientos mensuales suelen responder a múltiples variables.

“Parte de la variación puede responder a la secuencia de pads, la disponibilidad y el mantenimiento de los sets, y la programación de cada operadora”, sostuvo el country manager de NCS Multistage, al analizar el desempeño registrado durante julio.

El desafío para el segundo semestre

Uno de los aspectos que Luciano Fucello identificó como clave para los próximos meses es el equilibrio entre la perforación y la completación de pozos. El especialista señaló que mantener el nivel de actividad de los equipos de fractura dependerá, en buena medida, de que exista un inventario suficiente de pozos perforados listos para completar.

Ese punto adquiere relevancia porque la expansión de Vaca Muerta ya no depende únicamente de sumar capacidad de fractura. También requiere que las operaciones de perforación sostengan un ritmo capaz de alimentar de manera continua el trabajo de los sets, evitando cuellos de botella que puedan limitar la actividad en los meses siguientes.

“Para sostener el ritmo de los sets de fractura se necesita un backlog suficiente de pozos perforados y continuidad en la operación de los rigs. Si ese inventario se reduce, el límite podría dejar de estar en la capacidad de fractura y trasladarse a la disponibilidad de pozos listos para completar”, explicó Fucello.

A pesar de la desaceleración observada en julio, el especialista considera que el objetivo anual todavía permanece al alcance. Con siete meses transcurridos, el acumulado de etapas de fractura mantiene un nivel elevado y deja margen para que el segundo semestre vuelva a mostrar meses de alta intensidad operativa, siempre que las condiciones de la cadena de valor acompañen.

“Con siete meses transcurridos, el objetivo de aproximarse a las 28.000 etapas en 2026 continúa siendo alcanzable, aunque exige sostener un segundo semestre de alta intensidad. La tendencia de fondo sigue siendo expansiva, pero julio recuerda que el crecimiento no es automático ni lineal”, afirmó Fucello.

Vaca Muerta: Sierra Chata fue el bloque gasífero que más creció

La producción de gas de Argentina volvió a mostrar señales de fortaleza en junio. Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación establecen que el país alcanzó un promedio de 159 millones de metros cúbicos por día, un 1,53% más que en mayo, mientras que la comparación interanual se mantuvo prácticamente estable, con una leve baja del 0,22%.

El dato más relevante volvió a aparecer en la Cuenca Neuquina, que registró un nuevo máximo histórico con 122,7 millones de metros cúbicos diarios. Esa producción representó el 77,2% del total nacional, luego de crecer un 2,9% respecto de mayo y un 4,6% frente al mismo mes de 2025, consolidando el peso de Vaca Muerta en el abastecimiento del mercado argentino.

Aunque la cima del ranking prácticamente no se modificó, el movimiento estuvo algunos escalones más abajo. Varias áreas exhibieron incrementos de dos dígitos durante junio y fueron las que terminaron explicando buena parte del crecimiento mensual de la producción nacional.

Fortín de Piedra es la nave insignia de Tecpetrol en Vaca Muerta.

Los bloques que más crecieron en junio

En el análisis que hizo el consultor Fernando Salvetti se destaca que el mayor avance correspondió a Sierra Chata, operada por Pampa Energía, que elevó su producción un 11,87% hasta los 9,336 millones de metros cúbicos diarios. Ese desempeño le permitió consolidarse entre las principales áreas gasíferas del país y aportar el 5,87% de toda la producción nacional.

Muy cerca quedó Loma La Lata–Sierra Barrosa, de YPF, con una expansión mensual del 11,80%. El bloque produjo 5,251 millones de metros cúbicos diarios, una recuperación que lo mantuvo dentro del grupo de los diez desarrollos más productivos de Argentina.

El tercer mayor crecimiento fue para Aguada Pichana Oeste, operada por Pan American Energy, que incrementó su producción un 10,79% respecto de mayo hasta alcanzar 9,787 millones de metros cúbicos diarios. Con ese resultado, el bloque reafirmó su posición como uno de los desarrollos más importantes de Vaca Muerta.

TotalEnergies conectó los tres pozos del proyecto Fénix.

El liderazgo sigue sin cambios

En la parte alta del ranking no hubo modificaciones. Cuenca Marina Austral 1, operada por TotalEnergies, volvió a ocupar el primer lugar con una producción de 20,831 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 13,1% del total nacional, pese a registrar una leve caída mensual del 0,38%.

Muy cerca apareció Fortín de Piedra, de Tecpetrol, con 20,665 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 13%. El principal yacimiento gasífero de Vaca Muerta también mostró una baja marginal del 0,38%, aunque mantuvo una diferencia cómoda sobre el resto de las áreas.

El tercer puesto quedó para La Calera, operada por Pluspetrol, que produjo 14,433 millones de metros cúbicos diarios. El bloque también fue uno de los destacados del mes al aumentar su producción un 7,48%, consolidándose como uno de los pilares del crecimiento gasífero neuquino.

Vaca Muerta volvió a romper récords. El GNL ya está reglamentado.

Un regreso al top 10 y algunas caídas

El ranking también dejó lugar para algunos movimientos. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge, volvió a ubicarse entre los diez bloques con mayor producción del país al alcanzar 4,541 millones de metros cúbicos diarios, pese a una leve baja mensual del 0,80%.

Entre las áreas que retrocedieron sobresalió Rincón del Mangrullo, de YPF, con una caída del 12,63%, mientras que Aguada Pichana Este, operada por TotalEnergies, disminuyó un 1,66% respecto del mes anterior. Aun así, ambas conservaron un lugar dentro del top 10 de los principales productores de gas del país.