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YPF incorpora a Eni y XRG como socios para desarrollar bloques de gas en Vaca Muerta

YPF anunció la incorporación de Eni y XRG al desarrollo del upstream del proyecto Argentina LNG mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que concentrará la titularidad de los bloques de gas de Vaca Muerta destinados a la iniciativa exportadora.

La compañía informó que la operación permitirá sumar a ambos socios al desarrollo de los activos que abastecerán el proyecto de gas natural licuado. La transacción todavía deberá cumplir una serie de condiciones, entre ellas la aprobación de la cesión de las áreas por parte de la autoridad competente.

“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Cómo quedará la participación en los bloques

La operación se concretará a través de la sociedad vehículo que, una vez completado el proceso y cumplidas las condiciones previstas, será la titular de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II, todos vinculados al desarrollo de Argentina LNG.

Según el esquema acordado, Eni y XRG adquirirán cada una el 32% del capital social de la compañía, mientras que YPF conservará el 36%. Desde la firma de los acuerdos, los bloques quedarán destinados exclusivamente al abastecimiento del proyecto.

Desde Eni destacaron que el ingreso al desarrollo de Vaca Muerta les permitirá fortalecer su presencia en la producción global de gas y ampliar su participación en toda la cadena del negocio del GNL, desde la extracción del recurso hasta el abastecimiento de clientes internacionales.

El gas del buque Hilli Episeyo saldrá del sistema actual.

La visión de los nuevos socios

Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, sostuvo que la incorporación al proyecto junto con YPF y XRG permitirá desarrollar recursos de gas a escala internacional y transformar el potencial de Vaca Muerta en una fuente competitiva de GNL para distintos mercados.

Por su parte, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó que Argentina cuenta con condiciones para incrementar su participación en el mercado mundial de gas y consideró que Argentina LNG será una pieza central para aprovechar esa oportunidad mediante un suministro confiable de gas natural licuado.

El directivo también destacó la alianza con YPF por su experiencia en el desarrollo de Vaca Muerta y señaló que la participación conjunta con Eni permitirá impulsar un proyecto de largo plazo con capacidad para convertirse en una nueva fuente de abastecimiento de GNL para los mercados internacionales.

El antecedente de la operación

La incorporación de ambos socios llega después de que, el 30 de abril, YPF adquiriera el 50% de participación que Pluspetrol mantenía en estos bloques mediante un intercambio de activos. Con esa operación, la petrolera estatal consolidó el control del 100% de las áreas involucradas.

Argentina LNG es un proyecto integrado que busca desarrollar los recursos no convencionales de gas de Vaca Muerta mediante infraestructura de transporte y plantas de licuefacción para abastecer la creciente demanda internacional de gas natural licuado.

El costo de perforación y completación de un pozo en Vaca Muerta ronda entre los U$S 8,5 y U$S 13 millones

Nicolás Ziperovich, exCEO de San Antonio Internacional y Founder & Managing Director de Lumina Energy Solutions, realizó un análisis del underwriting completo de un nuevo operador en Vaca Muerta, desde la evaluación de subsuelo hasta la estrategia de salida, donde consideró que el riesgo real en la roca madre no es geológico sino de precio del petróleo.

La formación acumula alrededor de 16.000 millones de barriles de petróleo recuperable y más de 300 Tcf de gas, según datos de la EIA, lo que la posiciona entre las cuatro mejores plays de shale del mundo. Menos del 2% de los pozos que se perforarán eventualmente han sido ejecutados hasta la fecha, lo que dimensiona el potencial que resta por desarrollar.

“El rendimiento de los pozos centrales ahora rivaliza con el Permian, con IP30 de entre 1.000 y 2.000+ boepd desde laterales de más de 3.000 metros con más de 50 etapas de fractura“, señaló Ziperovich en su publicación en su cuenta de LinkedIn.

La economía de un pozo en Vaca Muerta

El análisis de Ziperovich desagrega la estructura de costos del ciclo completo: el costo de perforación y completación se ubica entre US$8,5 y US$13 millones por pozo, una reducción del 40 al 50% respecto de 2018, con margen adicional de baja gracias al pad drilling y los laterales más largos. El costo de caja total en madurez ronda los US$25–30 por barril, contemplando regalías de Neuquén del 12%.

A un Brent de US$70, los márgenes EBITDA alcanzan el 60%, con un punto de equilibrio de ciclo completo de entre US$38 y US$56 por barril sobre precio Medanito. La principal exposición es el precio del crudo, no la geología ni la ejecución operativa.

“La curva de costos es un problema de ejecución que se puede resolver. Pasar de diésel a gas y luego a red eléctrica quita entre US$2 y US$3 por barril del costo de lifting. Un programa de reutilización de agua del 40–50% elimina otros US$0,50–1,00”, explicó Ziperovich.

Vaca Muerta atrae inversores globales: la cuenca que rivaliza con el Permian y promete retornos del 22%.

El capital es pesado, pero financiable

Una plataforma de escala media, unas 50.000 acres, aproximadamente 200 pozos en siete años hasta alcanzar 40.000 boepd,  requiere una inversión total de entre US$2.800 y US$3.000 millones. De ese total, entre US$1.000 y US$1.200 millones corresponden a equity; el resto se estructura con reserve-based lending y flujo de caja reinvertido una vez que la producción escala. La perforación representa el 70% del capex, por lo que el costo por pozo y el ritmo de ejecución son las variables determinantes.

El precio de entrada al activo agrega otro argumento: la acreage se transa entre US$6.000 y US$14.000 por acre, un descuento del 70 al 90% respecto del Permian por roca comparable. Las obras de infraestructura en marcha —GPNK para gas y Vaca Muerta Sur para el crudo— y el régimen RIGI, que garantiza ingresos en dólares y estabilidad impositiva por 30 años, reducen el descuento Argentina que el mercado aún aplica.

“El descuento Argentina es más amplio que el riesgo que efectivamente queda. La ventaja ahora está en la construcción: qué acreage elegir, qué diseño de pozo, a qué velocidad perforar y cómo financiarlo sin regalar los retornos”, sostuvo Ziperovich.

San Antonio nombró a un nuevo CEO.

El caso de salida: IRR del 22% y una referencia que ya existe

El escenario base del modelo arroja una TIR de entre el 18 y el 22% sobre equity, con un múltiplo de entre 2,0 y 2,5 veces. La salida se estructura a entre 5 y 8 veces el EBITDA hacia una IOC, una NOC o el mercado de capitales. Vista Oil & Gas construyó una compañía valuada en más de US$4.000 millones en NYSE desde cero en 2017, en condiciones de infraestructura peores que las actuales.

“El consenso por fin alcanzó al macro. El filo ahora está en la construcción”, remarcó Ziperovich, sintetizando la tesis central del análisis.

PECOM comenzó a operar el yacimiento Manantiales Behr

PECOM informó que, cumplidas las condiciones precedentes previstas para la operación, tomó formalmente posesión y comenzó a operar el yacimiento Manantiales Behr

Ubicado en la provincia del Chubut, la incorporación de Manantiales Behr representa un paso estratégico para la compañía, consolidando un cambio de escala que posiciona a PECOM entre los principales operadores de petróleo convencional de la Argentina y refuerza su presencia como inversor y actor de relevancia en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Manantiales Behr es uno de los yacimientos convencionales más importantes del país y un activo emblemático de la industria energética argentina. Su incorporación fortalece la estrategia de crecimiento de PECOM en el upstream, con foco en la optimización de activos maduros y el desarrollo de proyectos de recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés).

Desde el punto de vista operativo, se concentrarán los esfuerzos en la excelencia operacional, la incorporación de tecnología y la aplicación de capacidades técnicas orientadas a maximizar la eficiencia y el factor de recobro. El plan combina perforación de nuevos pozos en sectores con potencial de desarrollo, instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs) y una intensa actividad de workovers sobre pozos existentes, orientada a optimizar su desempeño productivo y adaptarlos al esquema de recuperación terciaria.

En línea con esta estrategia, se prevé, además de la continuidad del desarrollo de Grimbeek, la expansión a otras zonas del piloto exitoso de El Alba Valle y la implementación de un proyecto piloto de EOR en el área de Myburg del campo. De esta forma, PECOM reafirma su compromiso con una gestión del activo orientada al desarrollo de reservas, maximizando su valor y extendiendo la vida útil del campo.

Con más de 70 años de trayectoria, PECOM es parte del grupo de empresas de Luis, Rosario y Pilar Perez Companc y se ha consolidado como una compañía multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, la provisión de servicios y soluciones integradas, y el desarrollo de proyectos de ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería.

Capex acelera en Río Negro y va por el control total del área Puesto Zuñiga

Capex volvió a mover fichas en el tablero upstream con un anuncio que envió a la Comisión Nacional de Valores (CNV). La compañía informó un acuerdo para ampliar su participación en el área Puesto Zuñiga, en la provincia de Río Negro.

El comunicado confirma que la empresa cerró un entendimiento con Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial S.A. para adquirir el 10% que la firma provincial posee en la concesión. De concretarse la operación, Capex consolidará el 100% del bloque.

La transacción, sin embargo, aún no está completamente cerrada. El perfeccionamiento depende de la aprobación del Poder Ejecutivo de Río Negro y su posterior publicación en el Boletín Oficial.

Capex busca consolidar el control total del área

En términos contractuales, la compañía asumirá el pago de un aporte de producción (overriding royalty) a EDHIPSA como parte del acuerdo. Este esquema establece un 1,2% del volumen total de hidrocarburos durante los primeros cinco años, que luego escalará al 2,5% hasta el vencimiento de la concesión.

El plazo para cumplir la condición suspensiva es de hasta 180 días corridos, con posibilidad de extensión si ambas partes lo acuerdan. Este tipo de cláusulas es habitual en operaciones hidrocarburíferas donde intervienen activos provinciales y requieren validación política y administrativa.

Los números detrás de Puesto Zuñiga

Los estados financieros al 31 de enero de 2026 muestran que el área forma parte de una unión transitoria (UT) entre Capex y EDHIPSA, con activos relevantes dentro del portafolio de la empresa. En ese esquema, el bloque registra un activo total de más de $80.396 millones, entre corrientes y no corrientes.

En términos operativos, los costos de producción asociados al área alcanzaron los $3.838 millones en los primeros nueve meses del ejercicio. Si bien la compañía no detalla niveles de producción en barriles o metros cúbicos, sí destaca la importancia de sus reservas dentro del negocio global.

El bloque integra un conjunto de activos en Río Negro junto con Loma Negra y La Yesera, que exhiben un valor de origen cercano a los $268.015 millones. Tras descontar la depreciación acumulada, el valor residual neto se ubica en torno a los $125.124 millones.

Un activo estratégico con horizonte de largo plazo

La concesión de Puesto Zuñiga tiene vigencia hasta 2047, bajo el marco del Decreto Provincial N° 71/22. Este horizonte de largo plazo convierte al área en un activo clave dentro de la estrategia de Capex, especialmente en un contexto donde las compañías buscan maximizar eficiencia en campos maduros.

Además, el área forma parte del proceso de expansión que la compañía inició en 2017, cuando decidió fortalecer su presencia en el segmento de exploración y producción mediante la adquisición de concesiones en zonas estratégicas del país.

Relación operativa y flujo de fondos

La interacción entre Capex y la UT generó movimientos relevantes. La empresa registró ingresos por servicios de operación y dirección por más de $1.450 millones, además de cargos administrativos indirectos.

En paralelo, realizó aportes por más de $5.188 millones, mientras que recibió distribuciones por cerca de $979 millones. Estos flujos reflejan la dinámica financiera típica de este tipo de estructuras asociativas en el sector hidrocarburífero.

Asimismo, la compañía mantiene saldos a cobrar vinculados a la operación por unos 11,5 millones de dólares, lo que evidencia la escala económica del activo y su impacto en el balance consolidado.

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.

Central Puerto desembarca en Vaca Muerta con la compra de Aguada del Chivato

La compañía Central Puerto oficializó la adquisición del 100% de Patagonia Energy S.A. (PESA), en una operación que le permite acceder a la concesión del área Aguada del Chivato / Aguada Bocarey y marcar su ingreso en el segmento de upstream en la Cuenca Neuquina.

La transacción fue informada a la Comisión Nacional de Valores (CNV) mediante un Hecho Relevante fechado el 12 de abril de 2026, en el que la empresa detalló los alcances de la operación y su impacto en la estrategia corporativa.

De esta manera, la firma da un paso clave hacia la diversificación de su negocio, históricamente centrado en la generación eléctrica, y avanza en su posicionamiento dentro del sector de los hidrocarburos en Argentina.

Estrategia de diversificación y crecimiento

El acuerdo de compraventa fue suscripto con Patagonia Assets Limited, en una operación que responde a la necesidad de ampliar la base de activos y fortalecer la competitividad de la compañía en el mediano plazo.

Desde la empresa señalaron que la adquisición apunta a diversificar los ingresos y reducir la exposición a riesgos asociados a la concentración en sus actividades tradicionales, en un contexto de transformación del mercado energético.

En esa línea, el desembarco en el upstream aparece como una apuesta estratégica para capturar valor en toda la cadena y posicionarse en el desarrollo de recursos no convencionales.

JPM Energía y Central Puerto desembarcan en Vaca Muerta.

Un activo con potencial en Vaca Muerta

El bloque Aguada del Chivato / Aguada Bocarey abarca una superficie de aproximadamente 110 km² y se ubica en el centro-norte de Neuquén, en las cercanías de Rincón de los Sauces. Si bien se trata de un área con historia productiva, su principal atractivo radica en su ubicación sobre la ventana de petróleo de Vaca Muerta.

En términos operativos, el área cuenta con una base de producción sustentada en pozos convencionales, desarrollados anteriormente por empresas como Medanito e YPF.

De acuerdo con los últimos datos oficiales, en febrero el bloque registró una producción cercana a los 168 barriles diarios de crudo y unos 20.571 metros cúbicos de gas natural.

Las cifras reflejan un marcado declino frente a los niveles de un año atrás, cuando la producción alcanzaba los 442 barriles diarios de petróleo y los 230 mil metros cúbicos de gas.

Primeros pasos en el desarrollo shale

Más allá del desempeño actual, el activo presenta condiciones favorables para avanzar en el desarrollo no convencional, un aspecto central en la estrategia de la compañía.

El yacimiento ya cuenta con dos pozos perforados al shale, uno de carácter vertical y otro horizontal, lo que representa una ventaja inicial para acelerar la curva de aprendizaje.

En ese sentido, la experiencia previa acumulada en el área podría facilitar la transición hacia un esquema de explotación orientado a maximizar el potencial de Vaca Muerta.

Condiciones y próximos pasos

El cierre definitivo de la operación se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales en este tipo de transacciones, un proceso que podría extenderse durante los próximos meses.

Una vez completada la adquisición, Central Puerto deberá definir el plan de desarrollo del área, incluyendo inversiones, estrategia operativa y eventuales asociaciones.

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.

Cómo es el plan de optimización y eficiencia que impulsa Clear en Las Heras

La actividad de Clear Petroleum en el clúster Las Heras – Cañadón Escondida se definió por un plan de trabajo basado en la optimización, la reducción de riesgos y la implementación de soluciones técnicas adaptadas a las condiciones actuales del sistema productivo.

En diálogo con eolomedia, Leonardo Deccechis, director de negocio Upstream de Clear Petroleum, analizó la situación de contexto y los desafíos operativos. “El foco hoy está en hacer más eficiente la operación y trabajar sobre los activos existentes”, explicó Deccechis.

El enfoque inicial está puesto en la reactivación de pozos, el fortalecimiento de la infraestructura y la mejora en la gestión del reservorio. A través de intervenciones progresivas, la compañía busca sostener la producción y generar información clave para futuras decisiones operativas.

Las metas de Clear

En este marco, Clear avanza con un esquema intensivo de intervenciones sobre pozos, priorizando aquellos con potencial de recuperación y optimizando el uso de equipos y recursos en campo. Esta dinámica permite generar mejoras graduales en la producción, con un enfoque de bajo riesgo y alta eficiencia.

“Estamos priorizando intervenciones de menor riesgo, que nos permitan recuperar producción y entender mejor el comportamiento del campo”, señaló el directivo.

Uno de los ejes centrales del plan es la mejora en la gestión del reservorio, con especial foco en la relación entre los fluidos y la eficiencia de los sistemas de inyección. El objetivo es optimizar el desempeño general del campo y asegurar una operación más estable en el tiempo.

Clear Petroleum crece en Santa Cruz.

Herramientas y oportunidades

En este sentido, el uso de herramientas como el workover, el monitoreo continuo y el análisis de datos permite avanzar con acciones concretas, reduciendo tiempos de respuesta y mejorando la toma de decisiones.

Además, la compañía trabaja en la identificación de nuevas oportunidades dentro del área, a partir de un enfoque selectivo que integra variables técnicas, operativas y económicas desde las primeras etapas de evaluación.

“La clave es tomar decisiones con información y avanzar de manera gradual, asegurando la viabilidad de cada paso”, agregó.

Tecnología aplicada y trabajo conjunto

La tecnología aparece como el principal sostén de esa transición. Deccechis destacó el rol de la digitalización, la inteligencia artificial y el monitoreo remoto como herramientas que hoy permiten reducir tiempos de decisión y mejorar la eficiencia operativa con costos significativamente menores que en el pasado.

En paralelo, el equipo de estudios de la compañía trabaja en la identificación de áreas con potencial remanente. La idea es enriquecer el conocimiento geológico del clúster y detectar oportunidades que puedan convertirse en desarrollos de menor riesgo.

En el corto plazo, la prioridad es estabilizar el campo, recuperar pozos existentes y generar información confiable que permita reducir la incertidumbre geológica. No se trata de correr ni de saltar, sino de lograr que el sistema vuelva a caminar con estabilidad.

Un desempeño marcado por la sinergia

Como parte de esta estrategia, Clear también promueve el intercambio de experiencias y la articulación con otras operadoras del clúster, en un esquema de trabajo coordinado que contribuye a la estabilidad del sistema productivo.

Este modelo colaborativo resulta clave en operaciones con infraestructura integrada, donde la eficiencia y la coordinación impactan directamente en el desempeño general. “Es fundamental trabajar de manera articulada para sostener la operación en este tipo de activos”, aseguró Deccechis.

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.

Pampa emitió ON por 200 millones de dólares a 3 años de plazo

Pampa Energía emitió una nueva serie de Obligaciones Negociables por 200 millones de dólares a tres años. La compañía había lanzado la operación por 100 millones, ampliable a 200 millones, y recibió ofertas por más de 425 millones, más de cuatro veces el monto inicial y más del doble del finalmente emitido. El factor de prorrateo fue de 87,7279%.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Se trata de una colocación destacada en el mercado local por el monto alcanzado, el plazo obtenido y la tasa lograda. Refleja la confianza del mercado en Pampa y nos permite seguir mejorando nuestra estructura de financiamiento para acompañar nuestros planes de inversión”

El capital de las Obligaciones Negociables Clase 27 será amortizado en un único pago en la fecha de vencimiento del 1 de abril de 2029. Además, la emisión recibió de FIX la calificación “AAA(arg)” con perspectiva Estable, que representa la máxima calificación crediticia en la escala local.

Pampa Energía acelera en shale oil.

Seguir creciendo en Vaca Muerta

La operadora confirmó que incrementará su producción de gas en 10 millones de metros cúbicos en los próximos 3 años. Horacio Turri, director E&P de la compañía, sostuvo que Pampa participará en la ampliación del Gasoducto Perito Moreno donde los productores podrán sumar 14 millones de metros cúbicos de capacidad de gas adicional entre Neuquén y Buenos Aires, de los cuales 12 Mm3 van a las zonas del Gran Buenos Aires y 2 Mm3 a Bahía Blanca.

“Estamos con la posibilidad de conseguir del orden de los 3 millones y medio de metros cúbicos sobre esa ampliación a partir de un prepago entre 3.100 y 3.500, todavía tenemos que terminar de definirlo, eso implica una inversión en el prepago de cerca de 240 millones de dólares que nos va a permitir acceder al mercado de invierno con gas adicional”, consideró.

“Tenemos 3.500 a partir de la desregulación, 3.500 más o 3.200 lo que fuera a partir de la IP, estamos casi hablando de 7 millones de metros y adicionalmente a eso somos partícipes también del proyecto del LNG, con lo cual se suman en una primera instancia 2 millones y medio cuando esté el primer barco y hasta 6 en la segunda instancia cuando ya esté el segundo barco disponible”, describió.

“En definitiva, en resumen, lo que estamos diciendo es que Pampa va a cambiar su perfil de producción de gas y lo va a incrementar en aproximadamente 10 millones de metros en los próximos 3 años”, subrayó.

Pampa Energía quiere crecer en el shale oil.

La ventana del shale oil

Por otro lado, Pampa continúa desarrollando su proyecto en Rincón de Aranda. El bloque es el primer desarrollo en la ventana petrolera de Vaca Muerta y genera grandes expectativas en la compañía.

“Arrancamos sobre fines del 24, principios del 25, prácticamente sin producción. Estamos hoy en 22 mil barriles por día, aproximadamente, todo esto con instalaciones temporales de producción que montamos especialmente para esta primera etapa”, aseguró Turri.

“En paralelo, estamos construyendo nuestra planta definitiva de tratamiento de crudo, que va a tener una capacidad de 45 mil barriles por día. Llevamos 40 pozos perforados durante este año, 26 completados. Tenemos para perforar unos 25 adicionales en el 2026 y completar 25 más, con el objetivo de llegar hacia fines del 2026 a los 28o mil barriles, y ya, con la entrada de la planta definitiva, escalar hasta 45 mil barriles hacia mediados del 2027. Así que es una apuesta bastante ambiciosa”, ponderó.