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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.

Oldelval avanza con el proyecto Duplicar Norte.

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.

El CEO de Chevron ponderó que Milei mejoró el clima de inversión en Vaca Muerta

El CEO global de Chevron, Mike Wirth, utilizó el escenario de CERAWeek, el evento energético más relevante a nivel mundial, para expresar su respaldo al rumbo económico de Argentina y al potencial de Vaca Muerta.

Durante una conversación con Daniel Yergin, vicepresidente de S&P Global, el ejecutivo destacó la calidad de los recursos no convencionales del país, pero señaló que históricamente el principal obstáculo no fue la geología sino el entorno de inversión.

“La geología es excelente. El problema de Argentina siempre estuvo en la superficie”, afirmó Wirth, al referirse a factores como las restricciones a las importaciones, las limitaciones para exportar petróleo y las rigideces laborales, que durante años frenaron el desarrollo de Vaca Muerta.

Un cambio de escenario para Vaca Muerta

El CEO de Chevron marcó un punto de inflexión con la actual gestión de Javier Milei, al asegurar que esos obstáculos comienzan a ser abordados. “Con el presidente Milei vemos que estas barreras se están tratando de manera sistemática y hay avances concretos”, sostuvo.

En la misma línea, Daniel Yergin coincidió en que el atractivo de Vaca Muerta para la inversión extranjera empieza a mejorar, en un contexto de mayor previsibilidad.

“Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras, la producción en Argentina continúe creciendo”, agregó Wirth.

Sinergia tecnológica con el Permian

Más allá del análisis macroeconómico, Chevron avanza en la optimización de sus operaciones en el segmento upstream. La compañía reorganizó sus activos de shale bajo una estructura global unificada, lo que permite transferir tecnología, conocimiento y equipos entre distintas cuencas.

En ese marco, la empresa comenzó a aplicar químicos avanzados y técnicas de recuperación mejorada que ya fueron probadas en el Permian de Estados Unidos, uno de los desarrollos más productivos del mundo.

Estas innovaciones ya se implementan en áreas clave de Vaca Muerta, como Loma Campana, el principal desarrollo que Chevron lleva adelante junto a YPF, con el objetivo de reducir costos y mejorar la productividad.

Expectativas de inversión en Neuquén

En paralelo, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó tras su participación en el evento Argentina Week en Nueva York que Chevron comprometió inversiones para la provincia.

“Chevron nunca había garantizado inversiones en ningún lugar del mundo y lo hizo en Neuquén”, aseguró el mandatario, subrayando la importancia del contexto actual para atraer capitales a Vaca Muerta.

Vaca Muerta: Geopark inicia perforación en el bloque Loma Jarillosa Este

GeoPark anunció este domingo, el inicio de las operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, ubicado en la formación Vaca Muerta de la provincia de Neuquén. Este hito marca un paso decisivo en el plan de crecimiento acelerado de la compañía en Argentina y consolida su posición como uno de los nuevos operadores de referencia en la cuenca neuquina.

Para llevar adelante esta campaña, GeoPark vinculó a más de 30 empresas contratistas de distintas especialidades de servicios, a través de la suscripción de 40 acuerdos comerciales, generando un significativo impacto en la cadena de valor local y regional.

La compañía está destinando entre USD 80 y 100 millones durante 2026 para el desarrollo del bloque, con el objetivo de escalar su producción en Argentina de alrededor de 1.500 barriles de petróleo por día hasta alrededor de 5.000 o 6.000 barriles por día hacia finales de este año, multiplicando entre 3 y 4 veces su producción actual en el país.

El plan de mediano plazo es aún más ambicioso, ya que GeoPark apunta a multiplicar por diez la producción de los bloques en los próximos tres años, alcanzando cerca de 20.000 barriles por día hacia fines de 2028.

Las autoridades de la empresa sobre Vaca Muerta

“Vaca Muerta es uno de los yacimientos no convencionales más dinámicos del mundo y estamos construyendo aquí una posición que será central dentro del portafolio regional de GeoPark. Es el activo que está redefiniendo nuestra escala como compañía, con el objetivo de consolidarnos como un operador relevante en la cuenca y alcanzar una plataforma de producción rentable y sostenible en el largo plazo. Cada pozo que perforamos nos acerca a ese objetivo”, afirmo Ignacio Mazariegos, Country Director de la Unidad de Negocios de GeoPark en Argentina.

La compañía ya cuenta con oficina propia en Neuquén y un equipo local de cerca de 30 empleados, que continúa creciendo para acompañar el ritmo de las operaciones. GeoPark destacó el acompañamiento de las autoridades provinciales, cuyo respaldo ha sido clave para cumplir con el exigente cronograma operativo. En materia de responsabilidad social empresarial, empresa dio un primer paso concreto con su reciente adhesión al programa de Becas Gregorio Álvarez con un aporte de USD 250 mil, reconociendo la relevancia de la educacion para el desarrollo sostenible de la Provincia.

Con este inicio de perforación, GeoPark reafirma su apuesta por Argentina como uno de sus principales focos de expansión, aportando inversión, empleo y desarrollo tecnológico al corazón de Vaca Muerta.

Acerca de GeoPark

GeoPark es una compañía independiente de petróleo y gas con más de dos décadas de trayectoria exitosa en Latinoamérica, que cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014. En Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector.

Desde su fundación, GeoPark cuenta con el Sistema Integrado de Valores SPEED (Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario), que refleja su compromiso con la sostenibilidad en todos los territorios en donde opera.

La 8ª Conferencia Arpel 2026 se realizará en Buenos Aires

Luego de siete ediciones bienales realizadas en Punta del Este, Lima y Cartagena de Indias, la 8ª Conferencia Arpel 2026, organizada por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe tendrá lugar del 1° al 4 de junio en el Hotel Hilton Buenos Aires bajo el lema “Juntos somos Energía”.

La elección de Buenos Aires como sede responde al creciente protagonismo de Argentina en el escenario energético regional, particularmente a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del potencial offshore, que han consolidado al país como uno de los puntos de mayor proyección para la industria en la región.

Durante cuatro jornadas, la Conferencia reunirá a CEOs, ministros y secretarios de Estado, parlamentarios, reguladores, representantes de asociaciones intergubernamentales, empresariales y profesionales, así como a ejecutivos de empresas operadoras y proveedoras, académicos, consultores, expertos técnicos y jóvenes profesionales del sector.

Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel, señaló que esta octava edición “se enfocará en analizar cómo fortalecer la competitividad y la sostenibilidad del sector hidrocarburos, en un contexto que exige avanzar en seguridad energética y crecimiento económico para América Latina y el Caribe”.

En la Conferencia Arpel 2026 se debatirán tanto los temas estratégicos del sector como las tendencias en Upstream, Midstream y Downstream.

Entre los disertantes confirmados se destacan Horacio Marín, Presidente del Directorio y CEO de YPF; Ricardo Ferreiro, Presidente de E&P de Tecpetrol; Felipe Bayón, CEO de GeoPark; Javier Rielo, SVP de E&P Américas de TotalEnergies; Cecilia San Román, Presidenta de ANCAP; Julio Friedmann, Gerente General de ENAP, y Patrick Brunings, Ministro de Petróleo, Gas y Ambiente de Surinam, además de la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien conversará sobre Geopolítica y Energía.

La agenda contempla, entre otros ejes:

  • Perspectivas geopolíticas globales y regionales sobre oferta y demanda de hidrocarburos.
  • Desarrollo del gas natural, integración regional y oportunidades vinculadas al GNL.
  • Nuevas tendencias en refinación.
  • Potencial en recursos no convencionales y aguas profundas.
  • Riesgos climáticos y de transición energética, y su impacto en la sostenibilidad y el financiamiento del sector.
  • Transformación digital, inteligencia artificial y excelencia operativa.
  • Innovación y futuro del trabajo, desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes profesionales.

Además de los más de 20 paneles y charlas notables, la Conferencia Arpel 2026 incluirá visitas a instalaciones y actividades institucionales de la Asociación.

Para mayor información, visitar www.arpel.org o contactarse a través de infoconf@arpel.org.uy

Pampa Energía pidió ingresar al RIGI para acelerar su mega desarrollo en Rincón de Aranda

El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó que Pampa Energía solicitó formalmente ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones para el desarrollo de la fase de upstream en Rincón de Aranda, su principal activo de shale oil en Vaca Muerta.

El anuncio fue realizado por el funcionario a través de sus redes sociales y marca un nuevo paso en el plan de expansión petrolera de la compañía. La petrolera busca incorporar el proyecto al régimen para acelerar inversiones que superan los US$ 4.500 millones, incluyendo tanto la actividad de exploración y producción como la infraestructura necesaria para procesar y evacuar la producción.

El pedido se produce pocas semanas después de la publicación del DNU 105/26, norma que habilitó la incorporación de proyectos hidrocarburíferos greenfield al esquema de incentivos. Con ese cambio regulatorio, las empresas del sector comenzaron a analizar la posibilidad de incluir desarrollos petroleros dentro del régimen.

El crecimiento petrolero de Pampa Energía

El bloque Rincón de Aranda se convirtió en el principal motor de crecimiento de Pampa Energía dentro del negocio de petróleo no convencional.

Durante 2025, el desarrollo registró un fuerte salto productivo. El área pasó de producir menos de 1.000 barriles diarios en sus primeras etapas a cerrar el año con un nivel cercano a 20.000 barriles por día, consolidándose como uno de los proyectos emergentes de shale oil en la cuenca neuquina.

En la última presentación de resultados ante inversores, el CEO de la compañía, Gustavo Mariani, había anticipado el interés de la empresa en utilizar esta herramienta regulatoria.

“Presentamos el RIGI para infraestructura (midstream) en el tercer o cuarto trimestre del año pasado y aún no hemos recibido la aprobación de Nación. Pero recientemente se aprobó un nuevo decreto que agrega el upstream de petróleo al RIGI. Así que estamos empezando a solicitar un RIGI general para el desarrollo completo de Rincón de Aranda”, explicó el ejecutivo.

La confirmación del pedido llegó ahora a través del propio ministro de Economía.

Por su parte, el director ejecutivo de Exploración y Producción de la compañía, Horacio Turri, explicó a los inversores que el régimen puede mejorar significativamente la economía del proyecto.

Según detalló, el ingreso al RIGI permitirá acelerar el desarrollo del sector norte del bloque, adelantar el inicio de la meseta productiva y extender su duración en el tiempo.

Pampa Energía marcó un récord de producción en Vaca Muerta.

Plan de perforación y metas de producción

El plan operativo de Pampa Energía para 2026 contempla un alto nivel de actividad en el campo para sostener el crecimiento del proyecto.

La compañía proyecta destinar US$ 770 millones exclusivamente al desarrollo de Rincón de Aranda durante el año. El área presenta un lifting cost cercano a los US$ 10 por barril, uno de los indicadores que refuerza la competitividad del activo dentro de Vaca Muerta.

Las proyecciones de producción de la empresa marcan una curva ascendente:

  • Primer trimestre de 2026: alrededor de 19.000 barriles diarios.

  • Marzo-abril de 2026: objetivo de 25.000 barriles por día.

  • Mediados de 2026: cerca de 28.000 barriles diarios, impulsados por la instalación de una nueva planta de procesamiento temporal.

  • Plateau previsto para 2027: 45.000 barriles diarios.

Para sostener esa expansión, la petrolera mantendrá una intensa actividad de perforación. Actualmente cuenta con 10 pads activos y prevé perforar 20 nuevos pozos y completar 35 antes de finalizar 2026.

El cambio silencioso que puede convertir a Vaca Muerta en una potencia shale.

Financiamiento con recursos propios

El crecimiento de Rincón de Aranda forma parte del plan de inversión en exploración y producción de la compañía para este año, que alcanzará aproximadamente US$ 1.100 millones a nivel consolidado.

Según explicó el director financiero Adolfo Zuberbuhler, la empresa planea financiar ese programa principalmente con recursos propios, sin necesidad de emitir nueva deuda en los mercados internacionales.

Actualmente, Pampa Energía cuenta con una posición de caja cercana a US$ 1.100 millones. Al destinar parte de esos fondos a las inversiones previstas, la compañía estima registrar un flujo de caja libre negativo de aproximadamente US$ 500 millones, lo que dejaría una caja remanente de alrededor de US$ 700 millones.

En paralelo, el grupo mantiene un desempeño financiero sólido. Su EBITDA ya superó los US$ 1.000 millones, con un crecimiento interanual del 8%.