La llave para perforar en Palermo Aike

El desarrollo de Palermo Aike comienza a encontrar un eje concreto: la incorporación de tecnología de perforación no convencional adaptada a condiciones extremas. En ese camino, la experiencia internacional aparece como un factor determinante para reducir incertidumbre y acelerar los tiempos de exploración.

En ese contexto, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó una misión técnica en Canadá junto a representantes de CGC y funcionarios del área energética. La visita incluyó recorridas por instalaciones en Prairie, una de las regiones con mayor nivel de desarrollo en la industria hidrocarburífera a nivel global.

Durante la actividad, la comitiva analizó equipos de perforación de alta potencia diseñados para operar en entornos complejos, con temperaturas que pueden descender por debajo de los 40 grados bajo cero. Este tipo de tecnología resulta relevante para evaluar su aplicación en formaciones emergentes como Palermo Aike.

Tecnología de alta potencia para condiciones extremas

“Invitados por la empresa ENSIGN, estuvimos en Prairie, una de las zonas más desarrolladas del mundo en materia petrolera, donde pudimos observar en funcionamiento equipos de perforación no convencionales de alta potencia, preparados para trabajar en condiciones extremas, incluso por debajo de los 40 grados bajo cero”, consideró Vidal tras la recorrida.

El mandatario destacó el valor técnico de la experiencia al remarcar que permitió observar en campo procesos operativos que combinan eficiencia, seguridad y productividad. Estos factores son considerados claves para el desarrollo de reservorios no convencionales, donde la precisión y la reducción de costos operativos resultan determinantes.

“Esta experiencia es muy importante porque nos permite comprender cómo se aplica tecnología de última generación en la producción de hidrocarburos, con altos niveles de eficiencia, seguridad y productividad”, agregó.

A nivel técnico, los equipos observados incorporan automatización avanzada, sistemas de control en tiempo real y capacidades para operar de manera continua bajo condiciones climáticas adversas. Estas características permiten optimizar tiempos de perforación y mejorar la performance de los pozos.

Palermo Aike y el desafío de la adaptación tecnológica

Uno de los principales ejes de la misión fue analizar cómo trasladar estas soluciones tecnológicas al contexto geológico y operativo de Santa Cruz. Palermo Aike, considerada la hermana menor de Vaca Muerta, presenta desafíos específicos que requieren un enfoque técnico adaptado.

“Junto a equipos técnicos, relevamos en detalle este tipo de operaciones y avanzamos con un objetivo claro: trasladar ese conocimiento y esa tecnología a Santa Cruz”, explicó Vidal.

El potencial del área es ampliamente reconocido dentro de la industria, aunque su desarrollo depende en gran medida de la capacidad de implementar tecnologías adecuadas. En este punto, la experiencia en cuencas maduras como Prairie funciona como referencia para definir estándares operativos.

“Palermo Aike es una de las grandes oportunidades que tiene nuestra provincia. Estamos frente a una formación con enorme potencial, que puede marcar un antes y un después en la matriz productiva de Santa Cruz. Pero ese potencial no se desarrolla solo. Necesita inversión, decisión política y, sobre todo, tecnología adecuada”, afirmó el gobernador.

En términos operativos, la incorporación de equipos de perforación de última generación podría permitir mejorar la eficiencia en etapas iniciales de exploración, reducir riesgos geológicos y acelerar la curva de aprendizaje en la formación.

Articulación con CGC y foco en innovación

La misión también puso de relieve el rol de CGC como uno de los actores centrales en el desarrollo de Palermo Aike. La compañía participa activamente en la estrategia de incorporación de tecnología y en la evaluación de nuevas oportunidades dentro de la provincia.

“Por eso estamos trabajando para generar las condiciones que permitan implementar en Palermo Aike este tipo de tecnología de punta, aumentar la producción y abrir una nueva etapa de crecimiento para la provincia”, sostuvo Vidal.

En ese marco, la articulación entre el sector público y privado aparece como un elemento clave para viabilizar la adopción de nuevas tecnologías y garantizar la continuidad de las inversiones en el área.

“CGC tiene un rol central en este proceso. Queremos que la compañía continúe invirtiendo, creciendo y desarrollando nuevos proyectos en Santa Cruz, generando más actividad y más empleo para los santacruceños”, aseveró.

Llegan insumos clave para el VMOS

Vaca Muerta no solo transforma la balanza comercial del país, sino que impulsa el desarrollo de diferentes terminales del país. El Puerto Quequén es testigo de las mieles del shale ya que rompió su matriz cerealera con una operación vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur).

El buque BBC Odesa arribó a la terminal marítima con componentes clave para el oleoducto. La maniobra se realizó en el Giro 10, donde se descargaron anclas y cadenas de gran porte que serán utilizadas en el tramo 2 de la terminal offshore de Punta Colorada.

Las autoridades del Consorcio de Gestión supervisaron el despliegue técnico junto a equipos especializados, y destacaron la complejidad de una maniobra que requiere precisión y coordinación entre múltiples actores del sistema portuario.

Un puerto que amplía su rol en la matriz energética

El presidente del Consorcio, Mariano Carrillo, señaló que la operatoria en Puerto Quequén refleja un cambio estructural en el perfil del puerto, históricamente asociado a la exportación de granos. La incorporación de este tipo de cargas abre una nueva etapa en su desarrollo.

“Estamos viviendo un día histórico. Esta operatoria demuestra que Puerto Quequén puede ir mucho más allá de su perfil cerealero y convertirse en un actor clave en la logística energética”, afirmó Carrillo durante la recorrida por el operativo.

Una operación de alta complejidad

El operativo implicó el manejo de piezas de gran dimensión y peso, diseñadas para instalaciones offshore. Cada ancla pesa cerca de 43 toneladas y mide aproximadamente 7,8 metros de largo, mientras que las cadenas alcanzan las 73 toneladas y los 400 metros de extensión.

El material permanecerá en el área logística del puerto, lo que consolida ese sector como un nodo clave para proyectos energéticos. Esta infraestructura permite gestionar cargas especiales y posiciona al puerto en un segmento de mayor valor agregado.

El esquema operativo prevé que el buque MV Skandi Hera traslade el equipamiento hacia Punta Colorada en dos etapas. En una primera instancia llevará parte de la carga y luego completará el traslado en un segundo viaje programado.

Diversificación productiva y nuevas inversiones

Desde el Consorcio destacaron que la diversificación de actividades en Puerto Quequén es uno de los ejes centrales de la gestión. La incorporación de cargas vinculadas a la energía representa un avance concreto en esa estrategia.

“Esto es la punta de un ovillo. No es un hecho aislado, sino el inicio de un camino en el que el puerto comienza a sumar nuevas actividades”, sostuvo Carrillo.

Asimismo, el puerto avanza con obras de infraestructura, entre ellas la mejora de accesos viales y estudios para mitigar la erosión costera. Estas inversiones apuntan a fortalecer la competitividad y acompañar el crecimiento de nuevas líneas operativas.

Un nuevo nodo en la logística energética nacional

La integración de Puerto Quequén al desarrollo de Vaca Muerta refuerza su proyección como un eslabón clave dentro de la logística energética argentina. La articulación entre el sector público y privado resulta central para sostener este tipo de iniciativas.

Además del impacto económico, la operación genera empleo y dinamiza la cadena de valor, ampliando las oportunidades para la región. La incorporación de nuevas cargas también permite reducir la dependencia del negocio cerealero.

GNL: Naturgy y Trafigura compiten con precios ajustados para abastecer el invierno

La Secretaría de Energía dio a conocer los resultados del desempate en la licitación para la provisión de GNL para garantizar el abastecimiento durante el invierno.

En este marco, la empresa Naturgy presentó una oferta de US$4.50 USD/MMBTU, mientras que Trafigura propuso US$4.57 USD/MMBTU. La diferencia de precios será ahora evaluada por las autoridades antes de avanzar con la adjudicación definitiva del contrato.

La licitación tiene como objetivo que el sector privado asuma la compra del Gas Natural Licuado, necesario para cubrir el incremento de la demanda en los meses más fríos. Se estima que este invierno la Argentina deberá importar alrededor de 25 buques de GNL, una cifra en línea con años anteriores.

Un cambio estructural

El proceso licitatorio forma parte de una transformación más amplia del esquema energético, impulsada por el Gobierno nacional. La intención es que empresas privadas gestionen la importación y comercialización del GNL, una tarea que hasta ahora estaba en manos de ENARSA.

A pesar del crecimiento de la producción en Vaca Muerta, el país aún enfrenta limitaciones en su infraestructura de transporte. Esto obliga a importar entre 20 y 25 cargamentos de GNL cada invierno para sostener el consumo residencial, comercial e industrial en los picos de demanda.

En ese marco, la licitación busca designar un “agente comercializador–agregador”, una figura que concentrará la importación del combustible y su posterior venta en el mercado interno. Este cambio apunta a mejorar la eficiencia operativa y reducir la carga sobre las finanzas públicas.

Detalles del proceso y próximos pasos

El procedimiento se encuentra en su etapa final. La adjudicación del contrato está prevista para los próximos días y será determinante para asegurar el suministro energético durante el invierno. La decisión deberá considerar no solo el precio ofertado, sino también aspectos técnicos y operativos vinculados a la logística del GNL.

Este esquema se inscribe dentro de las reformas impulsadas por el Gobierno bajo la Ley Bases, que habilita la privatización de distintas actividades del sector energético. El objetivo central es reducir la participación estatal en operaciones comerciales que pueden ser ejecutadas por el sector privado.

El impacto en el mercado

Desde el Gobierno nacional sostienen que esta política permitirá mejorar la eficiencia en la gestión del GNL y optimizar los costos asociados a la importación de energía. La participación de empresas internacionales con experiencia en trading energético es vista como un factor clave en este proceso.

Sin embargo, el cambio también abre interrogantes sobre la evolución de los precios y la capacidad del mercado para garantizar el abastecimiento en condiciones competitivas. La transición hacia un modelo más privatizado será seguida de cerca por los distintos actores del sector energético.

Central Puerto proyecta más inversiones en Vaca Muerta

Vaca Muerta marcó un punto de inflexión en la estrategia de Central Puerto. La empresa confirmó la adquisición de áreas en Neuquén y busca posicionarse en el desarrollo del shale como un nuevo vector de crecimiento.

La iniciativa se inscribe dentro de un proceso de diversificación energética, que ya incluye inversiones en minería y forestación. Ahora, el foco está puesto en capitalizar oportunidades en el petróleo y el gas, apalancando la experiencia acumulada en generación eléctrica.

El lunes anunciamos el ingreso de Central Puerto al negocio del no convencional. Hemos adquirido un área en Neuquén, Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, con la idea de desarrollarla en shale”, explicó Fernando Bonnet, CEO de la compañía, en un evento privado.

Una apuesta estratégica por Vaca Muerta

Si bien las áreas adquiridas operan bajo el esquema convencional, la compañía sabe que tienen potencial para evolucionar hacia el no convencional, lo que implica inversiones en tecnología y conocimiento específico.

“Es una apuesta fuerte para diversificar la compañía. Ya somos el principal generador eléctrico del país, pero vemos oportunidades donde podemos aprovechar nuestra experiencia, y el petróleo es uno de ellos”, sostuvo Bonnet.

El proyecto en el shale argentino no se limita a las áreas ya adquiridas. Desde la compañía anticipan que este es apenas el punto de partida de una expansión más amplia en el sector petrolero.

“Hay mucho por hacer en Vaca Muerta. Es el principio de un plan que seguramente se va a seguir expandiendo con nuevas áreas y oportunidades en el futuro”, afirmó el CEO.

Creemos que podemos capturar valor desarrollando estas áreas y otras que puedan sumarse. Es un proceso gradual, pero con visión de crecimiento sostenido”, agregó Bonnet.

Energía eléctrica y demanda en crecimiento

En paralelo al avance en hidrocarburos, la compañía mantiene su foco en el negocio eléctrico, que sigue siendo su core. Allí, el desafío está marcado por el crecimiento de la demanda y la necesidad de ampliar la capacidad instalada.

El contexto internacional muestra una presión creciente sobre las cadenas de suministro energético, impulsada por fenómenos como la inteligencia artificial, la electrificación y el desarrollo de data centers.

“El crecimiento del consumo eléctrico está generando un estrés en toda la cadena de valor, desde turbinas hasta transformadores. Esto impacta en costos y plazos de entrega”, explicó Bonnet.

“Hoy los países ya no planifican a dos o tres años, sino a cinco, diez o quince. Eso cambia completamente la lógica del sector energético”, agregó.

Inversiones para sostener el sistema

En el corto plazo, la compañía avanza con proyectos concretos para cubrir la demanda, especialmente en los picos de consumo de verano. Entre ellos, se destaca la instalación de sistemas de almacenamiento.

La empresa está desarrollando proyectos de baterías de almacenamiento, con el objetivo de mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y evitar cortes en momentos críticos. “Estamos instalando 1,2 gigavatios en baterías en Buenos Aires, lo que permitirá entregar 200 megavatios durante cinco horas en los picos de consumo”, detalló el CEO.

“Esto es clave para evitar problemas en verano, aunque debe complementarse con inversiones en infraestructura de redes”, añadió.

Renovables, redes y desarrollo productivo

El plan de la compañía también incluye el desarrollo de energías renovables junto con infraestructura de transporte, un punto crítico para que la energía llegue a los centros de consumo.

En este sentido, Central Puerto avanza en proyectos de alta tensión en el norte del país, con foco en abastecer la industria del litio. “Hoy no alcanza con renovables. Hay que desarrollar redes para que esa energía llegue a la demanda, especialmente a sectores industriales”, explicó Bonnet.

“Estamos trabajando en una línea en La Puna que podría aportar 400 megavatios y potenciar el desarrollo del litio en Salta y Catamarca”, agregó.

El rol del gas y la generación térmica

Asimismo, la compañía subrayó la importancia de complementar las energías renovables con generación térmica, lo que también refuerza el vínculo con el gas de Vaca Muerta.

Los renovables son eficientes, pero no garantizan suministro permanente. Por eso necesitamos potencia térmica que acompañe ese crecimiento. También estamos desarrollando nuevas centrales térmicas que permitirán aprovechar más el gas de Vaca Muerta y sostener la demanda energética”, aseveró.

Chevron advierte sobre la clave de la competitividad

La demanda energética global, impulsada por el crecimiento económico y la transición en curso, abre una ventana de oportunidad para países productores como Argentina. En ese contexto, Vaca Muerta vuelve a posicionarse como uno de los activos más relevantes del mapa internacional de hidrocarburos.

La CEO de Chevron en el país, Ana Simonato, sostuvo que el escenario global es favorable para el desarrollo del sector. “La demanda no solamente energética, sino la demanda de petróleo y de gas sigue aumentando, y el año 2026 se ve como uno de los años en donde vamos a alcanzar máximos históricos”, afirmó en el marco del AmCham Summit.

Asimismo, la ejecutiva ponderó que el potencial del shale argentino es comparable con los principales desarrollos de Estados Unidos. “Es conocido que el potencial de Vaca Muerta es tan bueno como muchos de los yacimientos que tenemos en Estados Unidos, comparables con esa productividad”, explicó.

El rol del shale argentino en la estrategia de Chevron

El desarrollo de Vaca Muerta se consolidó como el eje de la estrategia de inversión de la compañía en el país. Desde su desembarco en 2013, Chevron se posicionó como uno de los actores clave en el crecimiento del no convencional argentino.

“Fuimos pioneros junto con YPF en Loma Campana, donde aprendimos con la industria y donde este yacimiento ha sido la insignia de Argentina para crecer en no convencionales”, destacó Simonato.

Además de su participación en ese bloque emblemático, la compañía también opera en El Trapial y mantiene asociaciones en otras áreas estratégicas. “Estamos operando en El Trapial y somos socios con YPF en Narambuena, donde YPF es el operador”, detalló.

“Tenemos planes para seguir avanzando en esa zona y seguir invirtiendo a largo plazo”, agregó.

El Trapial es el ariete de Chevron en Vaca Muerta.

Costos, escala e infraestructura

Más allá del potencial geológico, Simonato subrayó que el verdadero diferencial estará en la competitividad del desarrollo. La reducción de costos y la eficiencia operativa aparecen como variables determinantes para sostener el crecimiento.

“La clave va a estar siempre en la competitividad, y eso va a posicionar a Argentina a largo plazo en el sector energético”, afirmó.

En esa línea, explicó que la estrategia de Chevron consiste en adaptar aprendizajes globales al contexto local para acelerar resultados. “Nuestra estrategia es adoptar las lecciones aprendidas del portafolio global y aplicarlas de manera local y rápida en Argentina”, aseguró.

La ejecutiva también hizo hincapié en la necesidad de avanzar en infraestructura y escala productiva.
“Trabajar en los costos, alcanzar escala y seguir construyendo infraestructura es crítico para el desarrollo”, sostuvo.

Previsibilidad y reglas claras

En este marco, Simonato puso el foco en uno de los factores más sensibles para el sector: la seguridad jurídica y la estabilidad macroeconómica. Según explicó, estos elementos son determinantes para decisiones de inversión de largo plazo.

“La previsibilidad es central. Cualquier inversión a largo plazo mira el libre movimiento de capital, la disponibilidad de divisas y el respeto de los marcos contractuales”, afirmó.

En ese sentido, advirtió que el desarrollo sostenido de Vaca Muerta dependerá no solo de sus recursos, sino también del entorno económico y regulatorio. “Estamos mirando al libre mercado y al respeto de las reglas de juego como condiciones clave para seguir invirtiendo”, consideró.

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.

Gas y generación propia: el nuevo esquema de Tango Energy

La caída de la producción de gas de Tango Energy durante 2025 no respondió a una pérdida de recursos ni a un deterioro operativo. Por el contrario, la compañía mantiene disponibilidad de gas, que destina mayormente a generación eléctrica propia, mientras que la caída en los volúmenes reportados obedece a un acuerdo contractual firmado previamente.

Según la reseña informativa presentada ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), la caída de la producción de gas se explica por “el acuerdo de cesión de reservas suscripto en diciembre de 2024”, cuando la gestión aún estaba en manos de Aconcagua Energía. Ese entendimiento implicó la transferencia de la producción gasífera de Río Negro a Vista Energy.

Este punto resulta clave: Tango no dejó de tener gas ni de operar activos gasíferos. La disminución en las estadísticas responde a un cambio en la asignación contractual de la producción, en el marco del Farm-Out Agreement entre Vista Energy y Tango Energy.

Qué implica el Farm-Out Agreement y cómo impactó en el gas

El Farm-Out Agreement es un contrato habitual en la industria petrolera mediante el cual una empresa cede parte de sus derechos sobre un área a otra compañía, a cambio de inversiones o compromisos financieros. En este caso, el acuerdo fue firmado en diciembre de 2024 bajo la gestión de Aconcagua.

Ese convenio definió que la totalidad de la producción de gas en Río Negro quedara bajo la órbita de Vista, lo que explica la caída estadística en los registros de Tango durante 2025, sin que ello implique una pérdida real de recursos o capacidad productiva.

Además, durante 2025, el vínculo contractual atravesó tensiones por incumplimientos financieros. Vista ejerció derechos previstos en el contrato, incluyendo la retención de producción de hidrocarburos, lo que reforzó el impacto en los volúmenes contabilizados por Tango.

Producción: caída del gas, pero no de la disponibilidad

Los datos oficiales muestran que la producción de gas de Tango Energy cayó un 95% interanual en 2025. Sin embargo, esta cifra debe interpretarse en el contexto del acuerdo contractual y no como una merma operativa.

De hecho, la empresa continúa utilizando gas en sus operaciones, principalmente para autoabastecimiento energético, lo que le permite sostener parte de su actividad con generación eléctrica propia.

En paralelo, la producción de petróleo tuvo una dinámica diferente. En el corto plazo, incluso registró incrementos vinculados a cambios en las condiciones del mismo acuerdo con Vista, que redujeron el porcentaje de crudo retenido por la contraparte.

Una empresa atravesada por la reestructuración financiera

El desempeño de Tango durante 2025 estuvo fuertemente condicionado por su situación financiera, que derivó en un proceso de reestructuración integral de pasivos. La compañía enfrentó dificultades para acceder a financiamiento y debió renegociar compromisos con acreedores.

En ese contexto, se registraron incumplimientos sobre obligaciones negociables y deuda comercial. La empresa suspendió pagos y avanzó en una propuesta de reestructuración que incluyó canjes de deuda y nuevos esquemas de financiamiento.

Este escenario explica, en parte, las decisiones contractuales adoptadas previamente, incluyendo el acuerdo de cesión de reservas firmado en 2024, que permitió reconfigurar compromisos y relaciones con socios estratégicos.

Capitalización y cambio de control

La reestructuración financiera estuvo acompañada por un proceso de capitalización que modificó la estructura accionaria de la compañía. Tango pasó a convertirse en accionista controlante tras una inyección de capital de aproximadamente 36 millones de dólares.

Este movimiento permitió recomponer el patrimonio y estabilizar la operación en un contexto complejo. También implicó un cambio en la conducción estratégica, orientado a recuperar eficiencia y redefinir el perfil productivo.

En paralelo, los acuerdos con Vista fueron renegociados, extendiendo plazos y ajustando condiciones, lo que permitió sostener la relación contractual en un marco más flexible.

Producción, ingresos y márgenes

En 2025, la producción total de hidrocarburos mostró una leve caída interanual, explicada casi exclusivamente por el gas. El petróleo, en cambio, se mantuvo relativamente estable dentro de un portafolio de activos maduros.

Los ingresos por ventas crecieron un 11%, impulsados principalmente por la evolución del tipo de cambio. Sin embargo, los costos operativos aumentaron un 29%, afectando la rentabilidad.

El EBITDA reflejó esta presión, con una caída significativa frente al año anterior. Esto evidencia que, si bien la empresa logró estabilizar su frente financiero, aún enfrenta desafíos para mejorar su desempeño operativo.

Halliburton proveerá fracturas eléctricas y servicios digitales a YPF en Vaca Muerta

YPF adjudicó un contrato multimillonario de largo plazo a Halliburton para servicios integrados de completaciones no convencionales en Vaca Muerta. El acuerdo, resultado de un proceso competitivo, consolida una alianza estratégica plurianual en una de los plays más relevantes fuera de Estados Unidos.

El contrato establece una colaboración exclusiva y de varios años, que amplía la presencia de Halliburton en la Argentina y refuerza su papel en la ejecución de las etapas de fractura a gran escala. La compañía estadounidense señaló que la adjudicación refleja la confianza de YPF en su capacidad para entregar tecnología avanzada y eficiencia operativa.

En un comunicado oficial, el gigante de servicio destacó que el acuerdo “aumenta significativamente su huella en el país” y que la combinación de tecnología, escala y excelencia operativa es clave para el desarrollo del no convencional. La iniciativa apunta a elevar los estándares de productividad y de reducción de emisiones.

Fractura eléctrica y automatización digital

El contrato incluye el despliegue internacional del sistema de fractura eléctrica ZEUS, que permitirá una mayor eficiencia energética y menor intensidad de emisiones. También contempla la implementación de OCTIV Auto Frac, una solución de automatización que optimiza la ejecución de fracturas en tiempo real.

Esta plataforma integra electrificación, automatización y flujos de trabajo digitales avanzados. Su objetivo es mejorar la consistencia operativa, reducir la variabilidad y optimizar el uso de recursos durante la estimulación hidráulica de pozos shale.

El enfoque conjunto representa un nuevo estándar para el desarrollo de Vaca Muerta a escala industrial. Al mismo tiempo, establece una base para incorporar inteligencia digital y monitoreo avanzado del subsuelo, facilitando decisiones más rápidas y basadas en datos durante las operaciones.

El crecimiento de Halliburton

El avance ocurre en un contexto de crecimiento para la producción de petróleo en Argentina, impulsada principalmente por Vaca Muerta. La roca madre aporta la mayor parte del crecimiento reciente, y las operaciones de completación resultan clave para sostener los niveles de productividad y recuperación.

Tal como viene informando eolomedia, Halliburton tuvo un desempeño destacado en marzo, cuando la actividad de fracking en Vaca Muerta alcanzó un máximo histórico. Según el relevamiento de NCS Multistage, la compañía realizó el 44% de las etapas de fractura del mes.

El informe señala que Halliburton completó 1.147 punciones en marzo. El volumen se distribuyó entre varias operadoras, con tareas para YPF, Pampa Energía, Pluspetrol y Shell.

Un acuerdo con impacto en el desarrollo

Según informó Halliburton, la adjudicación se alinea con el objetivo de maximizar la productividad y reducir costos por pozo mediante la adopción de tecnologías eléctricas y sistemas automatizados. El uso de una plataforma digital común permitirá la integración progresiva de nuevas soluciones y mejores prácticas.

La estrategia también busca reducir la intensidad de emisiones en el proceso de fractura, un punto clave en la agenda de eficiencia y sustentabilidad. La adopción de equipos eléctricos y la optimización operativa son herramientas centrales en este proceso.

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.

Capex definió un nuevo PAD con tres pozos horizontales en Agua del Cajón

Capex prepara una nueva etapa en Agua del Cajón, el bloque donde deposita toda su esperanza avanzar en Vaca Muerta. La operadora ya completó la perforación de nueve pozos horizontales sobre la roca madre. Tras procesar nueva información de sísmica 3D, se determinó la ubicación exacta del próximo PAD de tres pozos horizontales. Las tareas de perforación efectiva en este nuevo bloque comenzarán oficialmente a partir del mes de junio de 2026.

En paralelo al desarrollo de infraestructura, la empresa trabaja intensamente en la optimización de costos operativos. El objetivo es mejorar la eficiencia en los procesos de perforación y terminación de pozos. Estos esfuerzos técnicos buscan establecer las bases financieras necesarias para una eventual masificación del desarrollo productivo dentro del área.

Inversiones en infraestructura y producción

El desempeño reciente en el yacimiento muestra resultados sólidos, impulsados por los PAD 1050 y 1060. De acuerdo con la información oficial remitida a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la producción de petróleo en Agua del Cajón creció un 21,6% interanual. Este salto productivo se atribuye directamente a la entrada de los pozos no convencionales.

El incremento en las inversiones de capital (Capex) ha impactado contablemente en el rubro de bienes de uso. Los informes financieros detallan mayores cargos por depreciación vinculados a las instalaciones del área. Sin embargo, este efecto fue compensado por el aumento de las reservas comprobadas, fortaleciendo la posición patrimonial de la sociedad.

La ejecución de estos proyectos cuenta con la participación de socios estratégicos internacionales de primer nivel. En los bloques clave, Trafigura Argentina S.A. mantiene una cuota del 30% en las reservas generadas. Asimismo, Schlumberger Argentina S.A. participa con un 19% en el PAD 1060, garantizando el acceso a tecnología de avanzada.

Capex avanza en la ventana petrolera de Vaca Muerta.

Reservas certificadas y proyecciones de gas

La magnitud del recurso en el área fue certificada por la firma independiente DeGolyer and MacNaughton. Al cierre del último ejercicio, las reservas totales de petróleo alcanzaron los 18.430 miles de metros cúbicos. Por su parte, el potencial de gas natural se estimó en 3.473 millones de metros cúbicos bajo estándares internacionales.

La vigencia de la concesión en Agua del Cajón se extiende hasta enero de 2052, permitiendo planes a largo plazo. La compañía prioriza la eficiencia de las inversiones destinadas a futuras instalaciones de superficie necesarias. Estas obras de infraestructura resultan críticas para procesar los volúmenes crecientes de hidrocarburos extraídos de la ventana no convencional.

En el segmento de gas, la sociedad celebró recientemente nuevos contratos de venta con terceros operadores. Tras la finalización del Plan Gas anterior, la empresa optó por no adherir a nuevos programas estatales. Esta decisión estratégica busca capturar mejores márgenes de rentabilidad mediante la comercialización directa en el mercado local.

Financiamiento y sostenibilidad económica

Para respaldar estos ambiciosos planes de inversión, Capex ha recurrido activamente al mercado de capitales bancario. En febrero de 2026, la firma contrajo un préstamo por 28,5 millones de dólares con el BBVA. Estos fondos frescos garantizan la liquidez necesaria para sostener el ritmo de las operaciones de mantenimiento y perforación.

La gerencia mantiene un enfoque estricto en el ajuste de los costos operativos del yacimiento. Esta política busca adecuar la estructura de gastos a la volatilidad del precio internacional del crudo. Lograr una mayor eficiencia operativa es fundamental para proteger el flujo de caja neto generado por las actividades de producción continua.

Agua del Cajón no solo destaca por sus hidrocarburos, sino también por albergar la Central Térmica ADC. La inyección de gas propio para la generación eléctrica representa una ventaja competitiva única para el Grupo. Esta integración vertical optimiza los costos de producción y asegura un despacho de energía constante al sistema.