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Vaca Muerta

El tight gas se recuperó en junio, pero su futuro es un incierto

Antes de la revolución del shale, el tight gas marcó el inició de la actividad no convencional. El segmento ganó protagonismo en el 2006, pero tuvieron que pasar siete años para que la producción comenzará a crecer considerablemente. El punto de inflexión se dio en 2016 cuando se cambió de los pozos verticales a los horizontales.

La Resolución 46 marcó el inicio del reinado del shale, pero el tight volvió a ganar relevancia con el lanzamiento del Plan Gas.Ar. El programa de incentivos del Gobierno nacional permitió que el segmento recobrara protagonismo, pero el paso del tiempo y la ecuación generaron que el no convencional se reconvirtiera.

Según los datos de la Secretaría de Energía analizados por la consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen, la producción de tight gas alcanzó en junio un promedio de 13,7 MMm3/d y creció 5,8% frente a mayo. Sin embargo, el dato mensual convive con una caída de 16% interanual y de 19% en el año móvil, una señal de que el segmento todavía no consigue cambiar su tendencia de fondo.

El movimiento más fuerte estuvo en El Mangrullo, operado por Pampa Energía, que aumentó su producción 13% en un mes y sumó 0,4 MMm3/d. Con ese salto pasó a encabezar el ranking de bloques de tight gas, por delante de Río Neuquén, y concentró 24,6% de la producción nacional.

El bloque de Pampa Energía produjo cerca de 3,4 MMm3/d en junio y explicó aproximadamente 2,1% de la producción total de gas del país. El avance, sin embargo, no alcanza para borrar el comportamiento reciente: El Mangrullo acumula bajas de 13% interanual y 19% en el año móvil.

CGC sigue aumentando su actividad en las Cuencas Golfo San Jorge y Austral.

Río Neuquén y los cambios en los bloques

Río Neuquén, operado por YPF, quedó segundo con 3,3 MMm3/d y prácticamente no modificó su producción respecto de mayo. El bloque representa 24,3% del tight gas nacional y cerca de 2,1% del gas total, aunque acumula caídas de 15% interanual y 16% en el año móvil.

En junio, YPF conectó dos nuevos pozos productores en Río Neuquén. “Ese movimiento abre la expectativa de una recuperación en los próximos meses, aunque habrá que esperar para medir cuánto aportan esas incorporaciones sobre una producción que viene mostrando una trayectoria descendente”, subrayó la consultora.

Campo Indio Este-El Cerrito, operado por CGC, tuvo una baja mensual de 4%, equivalente a 0,1 MMm3/d. El bloque mantiene una caída de 25% interanual y de 23% en el año móvil, en un escenario marcado por menos pozos conectados durante 2025 y ninguna nueva conexión en 2026.

La recuperación de Loma La Lata y EFO

Loma La Lata-Sierra Barrosa, otro activo de YPF, mostró una recuperación mensual de 14% y sumó 0,2 MMm3/d frente a mayo. El dato fue positivo en el corto plazo, aunque el bloque todavía presenta una baja interanual de 13%. En el año móvil no registró cambios relevantes.

Otro movimiento destacado apareció en Estación Fernández Oro, operado por Quintana Energy. La producción creció 47% mensual, con una mejora de 0,3 MMm3/d. A diferencia de otros bloques, EFO mostró una expansión interanual de 38%, aunque todavía acumula una contracción de 10% en el año móvil.

El desempeño de Quintana Energy está directamente relacionado con la incorporación de Estación Fernández Oro a su cartera, luego de la adquisición del bloque a YPF en el marco del Proyecto Andes. Por eso, la fuerte variación interanual también refleja el efecto de una transferencia de activos.

Las pymes de la Cuenca del Golfo San Jorge sufren la caída del convencional.

YPF conserva el liderazgo entre las empresas

Por compañías, YPF continuó como el principal productor de tight gas durante junio, con 5 MMm3/d. La empresa registró una mejora mensual de 2%, equivalente a 0,1 MMm3/d, pero mantuvo una caída de 16% interanual y de 22% en la comparación de año móvil.

Pampa Energía quedó segunda entre los operadores, con 3,8 MMm3/d y el mayor crecimiento mensual entre las principales compañías: 17%, unos 0,6 MMm3/d. El resultado estuvo impulsado principalmente por la recuperación de El Mangrullo, que volvió a ocupar el primer lugar entre los bloques productores.

CGC se ubicó tercera, con 1,9 MMm3/d y una caída mensual de 4%. En conjunto, YPF, Pampa Energía y CGC concentraron cerca del 78% de la producción nacional de tight gas, una concentración que deja en pocas manos buena parte del volumen que sostiene al segmento.

Un repunte que todavía no cambia la tendencia

Según consideró Aleph Energy, el dato de junio muestra una mejora en varios bloques, pero el balance general sigue siendo de retroceso. La producción de tight gas mantiene una trayectoria declinante desde el pico alcanzado entre 2018 y 2019, con recuperaciones puntuales que hasta ahora no lograron modificar esa dinámica.

Las comparaciones interanuales y de año móvil muestran caídas generalizadas entre los operadores. Los incrementos de El Mangrullo, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Estación Fernández Oro mejoraron el registro mensual, pero todavía no modificaron el escenario de fondo de la producción de tight gas en Argentina.

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.

YPF logró su mejor EBITDA de la historia y apunta a los 250.000 barriles diarios

YPF cerró el segundo trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de 2.804 millones de dólares, el mayor de toda su historia, y un margen del 43% sobre los ingresos, el mejor registro de los últimos 20 años. La compañía también obtuvo una utilidad neta de U$S 1.205 millones, la segunda más alta de su historia.

El resultado marca un salto significativo frente al mismo período del año pasado. El EBITDA de YPF creció 150% interanual, sostenido principalmente por el aumento de la producción de shale, la baja de los costos de extracción y los mayores niveles de procesamiento en las refinerías.

La compañía también destacó el impacto de la evolución de los precios internacionales, aunque durante el trimestre aplicó un esquema temporal de contención que evitó trasladar completamente al surtidor las subas externas. El desempeño, según YPF, refleja los avances del Plan 4×4 y el cambio de perfil de la petrolera.

Vaca Muerta explica buena parte del salto productivo

El principal motor volvió a estar en el no convencional. La producción de petróleo shale alcanzó un promedio de 213.000 barriles diarios, un 47% más que durante el segundo trimestre del año pasado. Para diciembre, YPF espera llevar ese volumen hasta los 250.000 barriles diarios.

El crecimiento de Vaca Muerta también aparece detrás de la estrategia de inversión. Durante el trimestre, YPF destinó US$1.340 millones a inversiones, un 16% más que en igual período de 2025. El 77% de ese desembolso estuvo concentrado en la actividad no convencional.

La compañía espera, además, acelerar el ritmo de inversiones durante la segunda mitad del año. El objetivo es acompañar el incremento de la producción de petróleo shale y avanzar con proyectos de mayor escala, entre ellos Loma La Lata Oil, presentado en mayo al RIGI con una inversión prevista de US$ 25.000 millones.

Ese proyecto representa hasta ahora la mayor iniciativa presentada por YPF bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. La apuesta está directamente vinculada con la transformación de la compañía: más producción de petróleo de Vaca Muerta, mayor escala exportadora y una reducción progresiva del peso de los activos convencionales.

Vaca Muerta: YPF incorpora a Eni y XRG al desarrollo del upstream de Argentina LNG

Récord de procesamiento y ventas de combustibles

En el negocio de refinación, YPF también alcanzó máximos históricos. Las refinerías procesaron 351.000 barriles diarios, con una utilización del 104%. Ese nivel permitió alcanzar récords de producción de naftas y gasoil, reducir la necesidad de importaciones y generar excedentes para vender en mercados regionales.

Las ventas acompañaron el incremento de la actividad. El volumen comercializado de naftas y gasoil creció 10% interanual, mientras YPF sostuvo una participación de mercado del 59% durante el trimestre. La mayor disponibilidad de crudo propio también permitió abastecer las refinerías con una integración creciente entre producción y downstream.

En paralelo, avanzó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una de las piezas centrales de la estrategia exportadora. Al cierre de junio, la obra registraba un avance superior al 77% y mantiene el objetivo de comenzar a operar junto con su terminal de exportación a comienzos de 2027.

San Martín Energía busca quedarse con una de las áreas de YPF en Chubut.

Menos activos convencionales y más caja

La transformación de YPF también se refleja en la venta de activos que dejaron de ser estratégicos. El 6 de agosto, la empresa acordó desprenderse de dos grupos de áreas convencionales en Mendoza por alrededor de US$ 400 millones. Una vez completadas las operaciones, la compañía prevé que el 95% de su producción provenga de Vaca Muerta.

El movimiento forma parte del objetivo de convertirse en una compañía concentrada en no convencionales e integrada, con una mayor exposición a la producción de shale, la refinación, la comercialización y las exportaciones de petróleo. La venta de activos convencionales permite, además, liberar capital para proyectos de mayor escala.

El balance financiero terminó de completar el trimestre. El flujo de caja libre fue de US$ 824 millones, el tercer registro más alto de la historia de YPF, aunque incluyó el efecto extraordinario derivado de la compra de activos de Equinor en Vaca Muerta.

Sin ese desembolso extraordinario, la generación de caja habría alcanzado los US$ 1.000 millones, según la compañía. YPF cerró junio con una liquidez cercana a los US$2.500 millones, mientras que el ratio de endeudamiento neto bajó a 1,09 veces, el nivel más bajo de los últimos 11 años.

Vaca Muerta dio vuelta el mercado: de la falta de equipos de fractura a una sobreoferta de bombas

Hace cuatro años, la foto de Vaca Muerta totalmente diferente. Los sets de fractura eran codiciados por las operadoras, se festejaba con fuegos artificiales la llegada de un nuevo equipo y los fierros estaban al límite de su operatividad. En 2022, la roca madre tenía ocho equipos activos y sumar actividad implicaba importar nuevas bombas, una inversión difícil en un mercado condicionado por las restricciones externas.

“Si se decidiera aumentar la actividad, una de las restricciones será el equipamiento de fractura. No hay suficientes sets para incrementar los niveles. Si desean hacerlo, las empresas tendrían que traer más equipamientos e invertir más”, advertía entonces Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage. +e.

La foto de 2026 es otra. En julio se realizaron 2.010 etapas de fractura, el registro mensual más bajo del año, pero también el mejor julio de la serie. La cantidad de sets aumentó y, al mismo tiempo, cada equipo ganó productividad. Esa combinación cambió el equilibrio entre oferta de bombeo y demanda.

El giro en el mercado de fractura

En su cuenta de LinkedIn, Fucello describió que la industria pasó a una nueva etapa donde el crecimiento de la actividad ya no requiere sumar equipos al mismo ritmo.

El dato que marca el giro es la capacidad ociosa. El especialista estima que cerca del 30% de la capacidad de bombeo permanece sin utilizar. Es una situación muy distinta a la de los años en que conseguir un set era uno de los principales límites para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta.

“Récord de etapas + máxima eficiencia + sobreoferta de bombas + 30% de capacidad ociosa + precios bajo presión”, aseguró. El cambio tiene una explicación: el bombeo continuo, la automatización y menores tiempos no productivos permiten que un mismo set complete más etapas durante el mes y genere más capacidad efectiva.

Se cambian las reglas del negocio

“YPF utilizó su escala para tensionar precios y redefinir la referencia económica de la terminación. Esa nueva referencia empieza a pesar sobre todo el mercado”, destacó Fucello y remarcó que el contrato con Halliburton muestra cómo una operadora con escala puede asegurarse capacidad durante años y, al mismo tiempo, fijar una referencia de costos para el resto del mercado.

En abril, la empresa de mayoría estatal adjudicó a Halliburton un contrato de cinco años para servicios de completación no convencional, con cuatro sets de fractura dedicados. El acuerdo incluye la tecnología eléctrica Zeus, en su primera implementación internacional, según informó la compañía estadounidense.

Los números de julio muestran esa concentración. YPF realizó 1.067 etapas, el 53% del total. Vista Energy aportó 358 y Pluspetrol completó 215. Luego aparecieron PAE, con 111; Tecpetrol, con 105; Pampa Energía, con 93, y GeoPark, con 61. Siete compañías explicaron prácticamente toda la actividad mensual.

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

La actividad tampoco se derrumbó. Julio quedó por debajo de las 2.760 etapas de junio, pero siguió en niveles históricamente altos.

En este sentido, Fucello subrayó que la lectura debe incorporar la productividad creciente de las flotas: una mayor cantidad de etapas puede lograrse sin que la demanda de horsepower crezca en la misma proporción.

“El crecimiento de etapas ya no se traduce linealmente en demanda de horsepower. Continuous pumping, automatización y menores tiempos no productivos hacen que cada set produzca cada vez más”, explicó. La consecuencia es directa: mientras aumenta la eficiencia, la oferta efectiva de bombeo crece más rápido que la necesidad de sumar nuevos equipos.

Durante los primeros siete meses del año se contabilizaron 16.977 etapas de fractura. El objetivo de acercarse a 28.000 en 2026 continúa dentro del horizonte, aunque el segundo semestre deberá mantener un ritmo elevado. Además, el cuello de botella puede cambiar de lugar: tener sets disponibles no alcanza si faltan pozos listos para completar. “Cuando la capacidad excede la demanda, el poder de negociación cambia de lado”, ponderó Fucello.

Chubut va por las arenas de Vaca Muerta: piden recategorizar los recursos de Dolavon

El diputado nacional Juan Pablo Luque pidió asistencia al SEGEMAR para avanzar en la recategorización de las arenas de fractura de Chubut, un recurso que podría convertirse en un nuevo proveedor para Vaca Muerta. La iniciativa apunta a modificar su clasificación y abrir la puerta a una explotación industrial de mayor escala.

El planteo fue realizado durante una reunión de comisión en el Congreso, ante especialistas técnicos del organismo. Luque sostuvo que Chubut cuenta con yacimientos que reúnen características necesarias para producir arena destinada a la estimulación hidráulica, pero que hasta ahora no consiguió transformar esa disponibilidad en una actividad de peso.

El diputado puso el foco en una diferencia que considera determinante: la distancia hasta Vaca Muerta. Mientras las arenas utilizadas actualmente llegan desde Entre Ríos, con recorridos de unos 1.200 kilómetros por ruta, los yacimientos chubutenses se encuentran a unos 900 kilómetros del área neuquina, tomando como referencia el corredor entre Dolavon y Neuquén.

 

Un recurso que hoy llega desde otras provincias

Actualmente, Entre Ríos es el principal proveedor de arenas de fractura para Vaca Muerta. El material es trasladado por camión hacia Neuquén y representa una parte importante de la logística que sostiene las operaciones de fractura hidráulica. Río Negro también participa del abastecimiento, aunque con arenas consideradas de menor calidad.

“Hoy son cerca de 4 mil camiones por día los que llegan a Vaca Muerta para proveer de este recurso”, afirmó Luque. Para el legislador, ese movimiento muestra tanto la magnitud de la demanda como el problema logístico que enfrenta el desarrollo del no convencional, en un momento en que la actividad busca seguir aumentando sus niveles de producción.

La propuesta apunta a que Chubut pueda ocupar una parte de ese mercado. Luque remarcó que las arenas de la provincia tienen un alto contenido de cuarzo, una característica que les otorga dureza y que resulta relevante para su utilización en operaciones de fractura. Según explicó, existen yacimientos que ya fueron evaluados bajo estándares de calidad internacional.

Aluvional traslada su planta de arenas al corazón de Vaca Muerta.

El problema de la clasificación

El obstáculo no sería solamente productivo. Según explicó Luque, las arenas chubutenses están clasificadas actualmente como de tercera categoría y su utilización se concentra principalmente en la construcción. Esa clasificación también determina quién tiene potestad sobre el recurso y condiciona las posibilidades de avanzar con un desarrollo orientado a la industria petrolera.

“Debería ser considerado un insumo estratégico de primera categoría porque tiene un valor clave y su economía tiene un impacto real en la cadena de valor”, sostuvo el diputado. La consulta al SEGEMAR busca precisamente contar con respaldo técnico para determinar si corresponde revisar la clasificación de estos depósitos.

Para Luque, una nueva categorización permitiría que el Estado provincial tenga herramientas para ordenar el recurso, definir alternativas de explotación y promover una actividad que hoy permanece en una escala reducida. En Chubut existe una industria incipiente vinculada con las arenas, pero todavía lejos de los volúmenes que requeriría el mercado de Vaca Muerta.

La oportunidad que abre Vaca Muerta

El crecimiento de la demanda de arenas de fractura es uno de los argumentos centrales de la propuesta. Luque señaló que las necesidades de la industria podrían multiplicarse durante los próximos años, a medida que aumenten las etapas de fractura y la cantidad de pozos perforados en Vaca Muerta.

“Para 2030 se espera que se requieran 14 millones de toneladas anuales, multiplicando la demanda por tres”, explicó el diputado. En ese escenario, calculó que podrían circular unos 15.000 camiones hacia Neuquén. Para Chubut, el objetivo sería captar una parte de ese movimiento y transformar una materia prima disponible en una cadena de valor propia.

La oportunidad, según el legislador, no estaría solamente en la extracción de arena. También alcanzaría las tareas de preparación, procesamiento y transporte, con la posibilidad de generar puestos de trabajo en distintas etapas. “Son puestos de trabajo importantes los que se podrían generar”, señaló durante su exposición ante los especialistas del SEGEMAR.

Tenaris sumó un nuevo set de fractura en Vaca Muerta.

La distancia que Chubut todavía no pudo aprovechar

El argumento logístico aparece como uno de los puntos más fuertes del planteo. Desde Dolavon hasta Neuquén hay cerca de 900 kilómetros, una distancia inferior a la que deben recorrer los camiones provenientes de Entre Ríos. Sin embargo, esa ventaja todavía no se tradujo en contratos de abastecimiento con YPF ni con otras operadoras.

“Pudiendo llegar de manera más directa a abastecer este recurso que hoy representa un cuello de botella para Vaca Muerta, no logramos ser para YPF y el resto de las operadoras una opción como proveedores”, cuestionó Luque. Para el diputado, el problema no está únicamente en la existencia del recurso, sino en la falta de desarrollo de una oferta a escala industrial.

Luque también apuntó contra la gestión provincial y sostuvo que durante los últimos años hubo anuncios que no terminaron de traducirse en proyectos concretos. “Nosotros deberíamos ser protagonistas de este agregado de valor y el desarrollo de esta industria en la provincia porque el recurso lo tenemos”, afirmó, al plantear que el próximo paso debería ser transformar esa disponibilidad en producción y empleo.

Huawei, CALF y Vaca Muerta: el conflicto geopolítico que incomoda al Gobierno

Lo que empezó con una compra de equipamiento para el tendido de fibra óptica de CALF terminó convirtiéndose, en apenas diez días, en un nuevo capítulo de la disputa entre Estados Unidos y China. El escenario elegido fue Vaca Muerta, donde la infraestructura digital adquirió una dimensión que excede la actividad energética.

La Embajada de Estados Unidos presionó a directivos de la cooperativa neuquina y advirtió sobre posibles restricciones de visas si mantenían su relación comercial con Huawei. La posición de Washington quedó ratificada por escrito por el embajador Peter Lamelas, según un informe elaborado por la consultora Epyca.

El planteo estadounidense se apoya en un argumento que ganó peso en los últimos años: la protección de la infraestructura crítica. Para Washington, Vaca Muerta es un activo estratégico de la Argentina y, por eso, la tecnología utilizada en sus redes de comunicación y datos también puede quedar bajo la lupa de la seguridad nacional.

La respuesta de China y el impacto en Neuquén

La Embajada de China respondió con dureza y calificó la presión sobre CALF como un “chantaje de visados”. También cuestionó lo que consideró una injerencia sobre la soberanía argentina, en una disputa que dejó de ser estrictamente comercial para convertirse en un asunto con implicancias diplomáticas.

El episodio también abrió interrogantes sobre otras empresas vinculadas con la energía argentina. Según Epyca, el caso puede alcanzar a YPF, cuyo centro de monitoreo y principal data center operarían con tecnología Huawei, además de otros actores del sistema energético como la empresa eléctrica EPEC.

Para la consultora que dirige Martín Kalos, el problema dejó de estar circunscripto a una cooperativa neuquina. La discusión ahora alcanza la política de infraestructura digital, la estrategia energética y el alineamiento internacional de la Argentina con Washington.

Una disputa que pone a prueba al Gobierno

El caso CALF-Huawei también expone una tensión que el Gobierno deberá administrar: por un lado, su acercamiento estratégico a Estados Unidos; por otro, la necesidad de definir qué proveedores tecnológicos pueden participar de sectores considerados sensibles para la economía argentina.

La cuestión no se limita al equipamiento de telecomunicaciones. La expansión de Vaca Muerta convirtió a Neuquén en un punto cada vez más relevante para la infraestructura energética del país, y los sistemas que permiten monitorear, transmitir y almacenar información forman parte de ese entramado.

En ese escenario, la reunión pendiente entre CALF y la Embajada estadounidense podría adquirir una importancia mayor a la que tenía cuando comenzó el conflicto. Según Epyca, también será relevante la señal que decida emitir la Casa Rosada frente a la presión de Washington.

El desenlace será observado como una señal sobre el margen que conserva la Argentina para elegir sus proveedores tecnológicos en sectores estratégicos. La disputa entre Estados Unidos y China, que durante años se concentró en el comercio y las telecomunicaciones, encontró así un nuevo escenario en Vaca Muerta.

El boom de Vaca Muerta y la minería podría llevar las exportaciones a US$51.000 millones

La energía y la minería quedaron en el centro de las proyecciones oficiales sobre el ingreso de dólares a la Argentina. El Banco Central recalculó sus estimaciones y ahora espera que ambos sectores aporten unos 51.000 millones de dólares en 2030, frente a los 13.000 millones de dólares registrados en 2025.

El cambio en las perspectivas está relacionado con el avance de las exportaciones energéticas, el desarrollo de Vaca Muerta y la puesta en marcha de nuevos proyectos mineros. A eso se suman los incentivos del RIGI, que el Gobierno busca ampliar con nuevas iniciativas para atraer inversiones de gran escala.

El escenario fue detallado en el último Informe de Política Monetaria (IPOM) del BCRA, que revisó las estimaciones realizadas en el período anterior. El organismo señaló que las reformas económicas, junto con una mayor apertura y estabilidad jurídica, pueden ampliar la capacidad de generar divisas de distintos sectores.

Los Azules uno de los proyectos de cobre más grande del mundo.

Vaca Muerta y el salto de las exportaciones

Uno de los principales motores de esa mejora será la energía, con el crecimiento de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta. El organismo también incorporó el impacto de nuevos proyectos de infraestructura, entre ellos el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá ampliar la capacidad de evacuación y exportación de crudo.

El contexto internacional también modificó las cuentas. La suba del precio del petróleo vinculada a la guerra en Medio Oriente mejoró las perspectivas de ingresos, aunque el impulso esperado para los próximos años está asociado principalmente al aumento de los volúmenes exportados desde la Argentina.

Según el IPOM, entre 2026 y 2029 la revisión de las estimaciones implicó unos US$3.000 millones adicionales respecto del cálculo anterior. El documento ubicó a la energía, la minería, el agro y los servicios basados en conocimiento entre las actividades con mayor capacidad para aportar dólares a la economía.

Neuquén registró un nuevo récord en Vaca Muerta.

Una proyección que crece año tras año

El BCRA proyecta que el aporte conjunto de energía y minería pasará de US$13.000 millones en 2025 a unos US$50.000 millones en 2030, lo que representa un incremento superior al 290%. Para 2026, la estimación contempla US$8.000 millones provenientes de energía y US$5.000 millones de minería.

En 2027, el aporte de ambos sectores treparía a US$24.000 millones, con US$16.000 millones correspondientes a energía y otros US$8.000 millones a minería. Ese año aparece como un punto de inflexión por la entrada en operación del VMOS, infraestructura clave para sacar más petróleo de Vaca Muerta hacia el mercado internacional.

La proyección continúa en ascenso: para 2028, energía y minería aportarían US$28.000 millones; en 2029 alcanzarían US$34.000 millones. El mayor salto aparece en 2030, cuando el BCRA calcula US$34.000 millones de energía y US$17.000 millones de minería, hasta llegar a un total de US$51.000 millones.

El organismo sostuvo que la agenda de reformas busca revertir el histórico sesgo contra las exportaciones y favorecer un crecimiento apoyado en la generación de divisas. En ese escenario, el desarrollo de Vaca Muerta, la expansión de la infraestructura petrolera y la llegada de nuevas inversiones mineras serán determinantes para alcanzar las cifras proyectadas.

Quintana Energy define dos pozos para explorar la lengua mendocina de Vaca Muerta

La exploración de Vaca Muerta en Mendoza entró en una nueva etapa. La UTE integrada por Quintana Energy y TSB terminó el estudio de sísmica 3D en el área Cañadón Amarillo y, con los primeros resultados positivos, trabaja para perforar dos pozos exploratorios antes de fin de año.

El dato marca un cambio en el cronograma previsto para el proyecto. El programa exploratorio contemplaba comenzar las perforaciones recién en 2027, pero la información obtenida con la sísmica 3D permitió adelantar los tiempos y avanzar con las locaciones de los futuros pozos.

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, junto con la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, recibió a Carlos Gilardone, CEO y presidente de Quintana Energy, y Claudio Urcera, presidente de TSB, para conocer los resultados del estudio realizado en Cañadón Amarillo.

El paso previo a los pozos exploratorios

La sísmica 3D permitió obtener una imagen más precisa de las estructuras geológicas del subsuelo y reducir la incertidumbre antes de definir dónde perforar. La información fue procesada e interpretada por la empresa, que ahora avanza en la definición de las locaciones de los dos pozos exploratorios.

“El estudio confirma las hipótesis iniciales sobre la presencia de recursos no convencionales en la zona, lo que representa un gran impulso para el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en Mendoza”, sostuvo Cornejo durante el encuentro con los representantes de la compañía.

La perforación de los pozos todavía requiere completar los permisos correspondientes. Sin embargo, la UTE ya trabaja sobre las ubicaciones y apunta a comenzar las tareas antes de que termine 2026, adelantando el programa que inicialmente había fijado el inicio de esta etapa para el año próximo.

Una inversión de US$ 44 millones

El proyecto forma parte del plan de inversiones presentado por Quintana Energy para Cañadón Amarillo. La compañía asumió un compromiso de US$ 44 millones durante los primeros tres años de contrato, destinados al desarrollo de un piloto exploratorio de recursos no convencionales en Vaca Muerta.

La realización de la sísmica 3D en Mendoza representa además una actividad que no se desarrollaba en la provincia desde 2017. El estudio consiste en generar ondas controladas y registrar sus reflexiones en profundidad para reconstruir las distintas capas geológicas y definir con mayor precisión las áreas de perforación.

El trabajo había sido supervisado por Cornejo durante una visita a Cañadón Amarillo realizada en febrero. En aquella oportunidad, el gobernador recorrió la zona mientras la UTE ejecutaba las tareas de adquisición sísmica que ahora dieron paso al análisis de los resultados y a la preparación de los pozos piloto.

Quintana Energy mantiene la producción convencional

Mientras avanza el proyecto shale en Cañadón Amarillo, Quintana Energy mantiene la producción convencional del área y ejecuta mejoras operativas. La estrategia combina así la continuidad de los desarrollos existentes con la búsqueda de recursos no convencionales en el bloque.

Con los resultados de la sísmica 3D ya incorporados al análisis técnico, la UTE Quintana Energy-TSB concentra ahora sus esfuerzos en completar los permisos y definir las locaciones para que los dos pozos exploratorios puedan comenzar a perforarse antes de fin de año.

Alerta en Vaca Muerta: Petroleros denunció que Halliburton presiona a las pymes con un recorte del 23%

El pedido de Halliburton para reducir un 23% los valores de los contratos vigentes abrió una fuerte discusión entre las empresas que forman parte de la cadena de Vaca Muerta. La compañía comunicó a sus proveedores que la rebaja comenzará a aplicarse en agosto y continuará hasta diciembre de 2026.

Según trascendió, los proveedores recibieron un plazo de siete días para aceptar las nuevas condiciones comerciales. La decisión generó una rápida reacción del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que cuestionó el mecanismo utilizado por la empresa de servicios petroleros.

En este marco, el secretario general del gremio, Marcelo Rucci, sostuvo que las compañías locales no tienen margen suficiente para absorber un recorte de semejante magnitud sin trasladar parte del impacto a sus estructuras. “Esto es una calamidad”, afirmó el dirigente, al advertir por las consecuencias sobre el entramado empresarial de la cuenca.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

Rucci apuntó contra el impacto sobre el empleo

Para Petroleros Privados, el problema no pasa solamente por una discusión entre Halliburton y sus proveedores. El sindicato entiende que una reducción de este nivel puede terminar repercutiendo sobre los trabajadores si las pymes neuquinas se ven obligadas a recortar gastos, inversiones o puestos de trabajo para sostener sus operaciones.

“Acá no hay una propuesta ni una mesa de diálogo. Una empresa dominante decide mejorar sus números y descarga el ajuste sobre quienes menos margen tienen para soportarlo”, señaló Rucci, quien dejó en claro que el sindicato seguirá de cerca la situación y no aceptará que el costo termine trasladándose al personal.

El dirigente también cuestionó el contexto en el que se produce la decisión. Mientras Vaca Muerta atraviesa una etapa de crecimiento de la actividad y recibe nuevas inversiones, Rucci planteó que no resulta razonable que las empresas más pequeñas sean las que absorban el peso de una reducción contractual de estas características.

“Esto no puede afectar a un solo compañero. La industria recibió enormes beneficios para invertir y producir. No puede ser que nuevamente pretendan que los más débiles paguen los platos rotos”, sostuvo el titular del sindicato, que ubicó al empleo petrolero como uno de los principales puntos de preocupación.

La posición del gremio también se apoya en la situación financiera de Halliburton a nivel global. La compañía informó una ganancia neta de US$534 millones durante el segundo trimestre de 2026 y destinó alrededor de US$200 millones a la recompra de acciones, datos que Rucci utilizó para cuestionar la necesidad de trasladar el ajuste a las pymes.

Rucci desafía el techo salarial y consigue bonos y plus por zona para los petroleros

CEISA también rechazó el recorte

La reacción no quedó limitada al ámbito sindical. La Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) difundió un comunicado en el que expresó su “profunda preocupación” y su “absoluto rechazo” frente al pedido de reducción del 23% realizado por Halliburton a sus proveedores durante el período agosto-diciembre.

La entidad advirtió además por la posibilidad de que el mismo criterio sea adoptado por otras empresas de servicios especiales u operadoras que trabajan en la Cuenca Neuquina. Para CEISA, una decisión de este tipo puede tener un efecto multiplicador sobre compañías que vienen acompañando el desarrollo de Vaca Muerta desde sus primeras etapas.

Las empresas neuquinas sostienen que realizaron inversiones en infraestructura, capacitación, tecnología y seguridad para responder al crecimiento de la actividad. Desde la cámara remarcaron que muchas asumieron riesgos importantes para cumplir con las exigencias de la industria y que ahora no cuentan con capacidad financiera para absorber una baja de casi una cuarta parte de sus contratos.

Para CEISA, el recorte no representa simplemente una negociación comercial. “Una reducción del 23% en los valores contractuales no constituye una simple adecuación comercial”, planteó la cámara, que considera que la medida implica una transferencia de costos hacia los proveedores con menor capacidad de negociación dentro de la cadena.

El fracking en Vaca Muerta bajó en abril, pero sigue por encima de 2025.

La disputa por los costos de Vaca Muerta

La cámara empresarial enumeró algunas de las consecuencias que podría generar una reducción de esta magnitud: menos empleo, menor inversión, postergación de capacitaciones y pérdida de capacidad de innovación. También señaló que una presión excesiva sobre los proveedores puede terminar afectando los estándares de seguridad que exige una industria de alta complejidad.

El planteo de CEISA excede, por lo tanto, la situación particular de Halliburton. La entidad sostiene que cualquier ajuste sobre los proveedores puede terminar repercutiendo en el comercio local y la economía regional, especialmente en localidades cuya actividad está directamente vinculada con el desarrollo de Vaca Muerta y la expansión de los servicios petroleros.

En ese escenario, la cámara reclamó que las discusiones sobre costos se desarrollen mediante una mesa de trabajo en la que participen operadoras, empresas de servicios especiales, proveedores, cámaras empresariales, sindicatos y el Gobierno provincial. La propuesta apunta a encontrar mecanismos que permitan sostener la competitividad sin concentrar el esfuerzo en las empresas locales.

“Las empresas neuquinas no son un costo; son parte de la solución”, afirmó CEISA. La cámara destacó que esos proveedores generan empleo, invierten en la provincia, desarrollan capacidades y sostienen buena parte del entramado económico que acompaña el crecimiento de Vaca Muerta.

La entidad empresarial también reclamó responsabilidad a las compañías que integran la cadena. Según su posición, las decisiones que tienen impacto sobre numerosos proveedores no deberían tomarse de manera unilateral ni trasladar en forma desproporcionada el esfuerzo hacia quienes tienen menor capacidad de negociación.

Neuquén registró un nuevo récord en Vaca Muerta.

El reclamo por una mesa de diálogo

Tanto Petroleros Privados como CEISA coincidieron en la necesidad de evitar que la discusión por los costos termine afectando el empleo regional. El sindicato se declaró en alerta, mientras que la cámara empresarial pidió abrir un ámbito de diálogo urgente con Halliburton, las operadoras, las empresas de servicios y las autoridades provinciales.

El planteo aparece en un momento en el que la competitividad de Vaca Muerta ocupa un lugar central en las decisiones de las compañías. La presión por reducir costos atraviesa a toda la cadena, pero las entidades locales advierten que los proveedores necesitan previsibilidad para sostener estructuras, personal e inversiones.

CEISA sostuvo que está de acuerdo con la necesidad de mejorar la eficiencia de la industria, aunque planteó que ese objetivo debe alcanzarse mediante innovación, planificación conjunta y acuerdos equilibrados. “La competitividad debe construirse entre todos o terminará perjudicando a toda la cadena de valor”, señaló la cámara.

El reclamo de la entidad empresarial apunta ahora a que Halliburton revise la decisión y acepte discutir las condiciones con sus proveedores. Mientras tanto, el sindicato que conduce Rucci mantiene la situación bajo seguimiento y anticipó que no permitirá que una eventual reducción de contratos termine trasladándose a los trabajadores petroleros.

H&P sumará tres rigs a Vaca Muerta antes de fin de año

En Neuquén, cada equipo de perforación que llega significa pozos nuevos, camiones en la ruta y otro capítulo de la fiebre por Vaca Muerta. Helmerich & Payne (H&P) confirmó que sumará cinco equipos de perforación adicionales en la Argentina, tres de ellos exportados desde Estados Unidos antes de que termine el año.

La compañía, que cotiza en la Bolsa de New York, presentó sus resultados del tercer trimestre fiscal 2026 con ingresos consolidados de 1035 millones de dólares, pero el dato que más entusiasma en Neuquén es otro: los nuevos contratos ligados al desarrollo de Vaca Muerta.

El presidente y CEO de la empresa, Trey Adams, lo dijo sin vueltas: la actividad en la Argentina crece de la mano del desarrollo del shale neuquino.

En este sentido, el ejecutivo explicó que la tecnología FlexRig sigue ganando terreno entre los operadores locales, lo que ayuda a mejorar los márgenes del segmento internacional.

H&P ya tiene presencia consolidada en el país y ahora redobla la apuesta. Los cinco equipos de perforación contratados se suman a una flota internacional de 127 unidades, mientras la compañía también avanza con reactivaciones en Arabia Saudita, aunque a un ritmo más cauto por la situación en Medio Oriente.

Tres equipos viajarán desde Estados Unidos

Del total de unidades comprometidas para la Argentina, tres saldrán directamente de bases estadounidenses antes de fin de año. Es un movimiento poco habitual: no todos los días una empresa de servicios decide mover equipos de perforación completos entre países para responder a la demanda de un solo mercado.

La decisión confirma que Vaca Muerta dejó de ser una promesa para convertirse en una prioridad de asignación de capital. El crecimiento de la actividad shale en otras regiones explica en parte por qué la Argentina gana terreno dentro del portafolio global de H&P.

Los números del segmento internacional acompañan esa lectura. La pérdida operativa fue de U$S 54 millones, bastante menor a los U$S 100 millones del trimestre anterior, mientras el margen directo subió a U$S31 millones desde U$S11 millones. En el trimestre trabajaron en promedio 65 equipos fuera de Estados Unidos.

Cómo le fue al resto del negocio

En Estados Unidos, la historia también fue positiva. La división de América del Norte sumó diez equipos nuevos durante el trimestre por la demanda de operadores privados e independientes, y logró un margen directo de U$S 241 millones, el más alto de toda la industria según la propia compañía.

El negocio offshore también aportó lo suyo: ganancia operativa de US$17 millones y la renovación de un contrato a cuatro años con un operador en Noruega, lo que llevó la cartera de contratos de esa unidad a U$S3600 millones entre períodos firmes y opcionales.

Con todo, la ganancia neta atribuible a la empresa fue de U$S76 millones, o U$S 0,74 por acción, un número inflado por la venta de un activo inmobiliario que aportó US$115 millones. Sin ese efecto contable, el resultado ajustado fue una pérdida de U$S10 millones.

La mirada de H&P

El CFO Todd Scruggs planteó que la compañía busca reducir costos, simplificar el portafolio y bajar deuda, sin resignar el pago de dividendos. Ese ajuste conviene tenerlo presente porque puede condicionar el ritmo al que lleguen nuevas inversiones a mercados como el argentino en los próximos trimestres.

Para la Argentina la señal es clara. Con cinco equipos de perforación más, entre reactivaciones locales y unidades que cruzan el continente desde bases estadounidenses, la formación neuquina sigue sumando actores dispuestos a apostar por su potencial de producción.

H&P opera actualmente 202 equipos terrestres en Estados Unidos, 127 en el resto del mundo y cuatro plataformas offshore, además de 30 contratos de gerenciamiento en instalaciones marinas de otras compañías. La compañía, fundada en 1920, tiene detrás casi un siglo de historia en la industria de la perforación.