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Vaca Muerta

Horacio Marín: “Los campos maduros tienen un costo de hasta 82 dólares por barril”

Horacio Marín llegó a la Bolsa de Comercio de Córdoba con la misma explicación que viene dando desde que asumió al frente de YPF: los campos maduros ya no cerraban en ningún balance. El ejecutivo mostró gráficos, comparó cuencas y volvió a poner en números lo que la petrolera decidió hace dos años.

“Por salir del convencional le generamos a los inversores 1.500 millones de dólares de ganancia por año”, subrayó Marín.

En este sentido, el pope de la empresa de mayoría estatal no habló de un ajuste contable menor y describió que la salida de los yacimientos convencionales fue la decisión que le permitió a YPF liberar recursos que antes se iban en sostener pozos con producción decreciente y costos crecientes, algo que la compañía arrastraba desde hacía años sin margen para revertirlo.

“Con los campos maduros, YPF perdía 1.500 millones de dólares por año, que eso es lo que hacía que no pueda financiar para crecimiento porque es justamente la capacidad de financiamiento que tenían, y lo sacamos”, subrayó.

Comparativa de costos y rentabilidad

El dato que ordenó toda la exposición fue el del lifting cost, el costo operativo de sacar cada barril de petróleo. Ahí Marín fue directo y puso el problema en una sola frase que resume el diagnóstico de la compañía sobre sus antiguos activos convencionales.

“Los campos maduros tienen un costo operativo, un lifting cost, de entre 25 la mejor y 82 la peor, y en Vaca Muerta tenemos entre tres y cuatro”, describió.

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La diferencia, explicó, no dejaba lugar a discusión sobre qué activos convenía sostener con la caja de la empresa. “Con la cantidad de recursos que teníamos para invertir, no era lógico que siga YPF ahí y pierda plata. Entonces generamos un ecosistema donde hay empresas medianas que entraron nuevas y que se genera mucho más trabajo y lo van a operar mucho mejor que YPF. Se imaginan que nosotros no podíamos poner un mango ahí porque no había posibilidad, porque no generamos valor”, afirmó.

El problema de la competitividad frente a EEUU

Marín también puso el foco en la comparación internacional, un ángulo que usa seguido para justificar el rumbo de YPF ante audiencias de inversores. Según su lectura, la brecha de costos con Estados Unidos explica buena parte de la baja rentabilidad que arrastraban los campos convencionales.

“Si vos te ponés abajo de Estados Unidos estás casi afuera. Nuestros campos maduros están abajo de Estados Unidos por eso sufren más, porque no son tan rentables”, aseveró.

El litio impulsó otro salto de la minería: los minerales crecieron hasta 54% en mayo

La minería argentina volvió a mostrar señales de fortaleza durante mayo. El Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) registró un crecimiento interanual de 9,2%, impulsado principalmente por la expansión del petróleo, el gas natural y el litio, mientras que el acumulado de los primeros cinco meses del año alcanzó una mejora de 7,8%, según informó el INDEC.

El desempeño del sector también dejó una señal positiva en la comparación mensual. La serie desestacionalizada mostró un incremento de 0,4% respecto de abril, mientras que la tendencia-ciclo avanzó 0,3%, lo que refleja que la actividad mantiene una trayectoria ascendente más allá de las variaciones propias de cada mes.

Detrás de esos números aparecen dos motores cada vez más determinantes para la producción minera. Por un lado, el crecimiento del petróleo no convencional, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta. Por otro, la expansión sostenida del litio, que continúa ganando peso dentro del mapa exportador argentino y explica buena parte del avance de los minerales industriales.

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El petróleo volvió a sostener el crecimiento

La categoría que reúne la extracción de petróleo crudo, gas natural y servicios de apoyo creció 6,7% frente a mayo de 2025 y acumuló una mejora de 5,6% en lo que va del año. Sin embargo, el dato más relevante volvió a concentrarse en el comportamiento del petróleo, que continúa siendo el principal impulsor de la actividad minera nacional.

La producción de petróleo crudo aumentó 19,2% interanual y acumula un crecimiento de 17,6% durante los primeros cinco meses del año. En cambio, el gas natural mostró un avance mucho más moderado, con una mejora de 5,5%, mientras que los servicios de apoyo para la extracción retrocedieron 21,4%, constituyendo el principal dato negativo dentro del segmento hidrocarburífero.

Las cifras oficiales muestran además el cambio estructural que atraviesa la producción argentina. En mayo se extrajeron 3,05 millones de metros cúbicos de petróleo no convencional, un volumen 38,5% superior al registrado un año antes. En contraste, la extracción de crudo convencional cayó 9,5%, una diferencia que refleja el creciente protagonismo de Vaca Muerta dentro del sector energético.

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Litio y minerales industriales mantuvieron el impulso

Otro de los pilares del crecimiento fue la extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación, que registró una suba interanual de 42,9% y acumuló un incremento de 34,2% entre enero y mayo. Dentro de ese grupo sobresalieron especialmente la producción de litio, la extracción de sal y los minerales destinados a la industria química, actividades que continúan expandiéndose al ritmo de la demanda industrial y energética global.

La categoría de minerales para la fabricación de productos químicos fue una de las que más creció dentro del informe. En mayo registró una suba interanual de 54,2%, mientras que el acumulado de los primeros cinco meses alcanzó un incremento de 52,9%. El principal aporte volvió a estar explicado por el carbonato de litio y otros minerales de litio, cuya producción aumentó 57,3% respecto del mismo mes de 2025.

También se destacó la extracción de sal, que exhibió el mayor crecimiento entre las principales actividades relevadas por el INDEC. La producción avanzó 128,9% en la comparación interanual y acumuló una mejora de 98,4% en lo que va del año, impulsada principalmente por el incremento de la producción de salmuera destinada a procesos industriales.

En paralelo, la extracción de minerales metalíferos mostró un comportamiento más moderado. El índice creció 1,5% frente a mayo del año pasado y acumuló un avance de 1,3%. Dentro del segmento sobresalió el aumento de 3,2% en la producción de plata y oro en concentrados, aunque el bullón doré registró una caída de 4,7%.

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Algunas actividades todavía no logran recuperarse

El informe también dejó en evidencia que no todos los rubros evolucionan al mismo ritmo. La extracción de rocas ornamentales cayó 19,7% interanual y acumula una baja de 6,1% en los primeros cinco meses del año. La mayor contracción correspondió a la producción de piedra laja, que registró un desplome de 95,7% respecto de mayo de 2025.

Otro segmento que permaneció en terreno negativo fue la extracción de piedra caliza y yeso, cuyo índice retrocedió 14,1% interanual. La principal incidencia estuvo vinculada a la menor producción de roca caliza destinada a la elaboración de cal y cemento, aunque el clínker mostró una mejora de 6,7% en el mismo período.

La extracción de arcilla y caolín también registró un desempeño desfavorable. El indicador descendió 13,1% frente a mayo de 2025 y acumula una retracción de 14% en el año. Entre los productos con mayores bajas figuró la zeolita natural y el limo arcilloso para ladrillos y cerámicas, con una caída de 44,5%.

Cacheuta entra en escena: Mendoza busca definir si tiene potencial para producir shale

El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, puso en marcha una licitación pública para contratar una empresa especializada que realice una evaluación técnica integral de la Formación Cacheuta, con el objetivo de determinar si posee condiciones para convertirse en un desarrollo de shale oil y shale gas.

La iniciativa apunta a consolidar toda la información geológica disponible sobre la Formación Cacheuta, organizar décadas de estudios técnicos y generar una base de conocimiento que permita reducir la incertidumbre sobre el potencial no convencional de este recurso. El proyecto forma parte de la estrategia energética anunciada por el gobernador Alfredo Cornejo durante la apertura de sesiones legislativas.

“La provincia tiene una extensa trayectoria petrolera y una enorme cantidad de información acumulada. Lo que buscamos es convertir esos datos en conocimiento útil para tomar mejores decisiones y evaluar con seriedad si Cacheuta representa una oportunidad de desarrollo futuro”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

La funcionaria explicó que el estudio permitirá integrar toda la información disponible, analizarla en profundidad e identificar si existen sectores con características geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que justifiquen nuevas etapas de investigación sobre el potencial no convencional.

YPF seguirá explorando la lengua mendocina de Vaca Muerta. Mendoza sigue con atención los planes de las compañías.

Mendoza explora Cacheuta

La Formación Cacheuta ocupa un lugar clave dentro de la Cuenca Cuyana, ya que constituye la roca madre del sistema petrolero mendocino y es el origen de buena parte de los hidrocarburos que impulsaron durante décadas la producción provincial.

Históricamente, el petróleo generado en esta formación migró hacia otras rocas reservorio, desde donde posteriormente fue producido. Sin embargo, el interrogante que ahora busca responder Mendoza es si parte de esos hidrocarburos permanecieron atrapados dentro de la propia roca madre, tal como ocurre en los principales desarrollos de shale del mundo.

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que el objetivo de la licitación no es comprobar si Cacheuta generó petróleo, un aspecto ampliamente respaldado por la evidencia técnica, sino determinar cuánto hidrocarburo pudo haber quedado retenido en la formación y en qué sectores existen condiciones favorables para un eventual desarrollo no convencional.

“El verdadero valor estratégico del estudio consiste en identificar dónde podrían existir condiciones geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que permitan considerar a Cacheuta como una oportunidad para el desarrollo de recursos no convencionales”, sostuvo Erio.

El funcionario también remarcó que Cacheuta no debe compararse directamente con Vaca Muerta. Mientras esta última es una formación de origen marino y cuenta con una amplia curva de aprendizaje tecnológico, Cacheuta posee un origen lacustre continental, lo que obliga a estudiar en detalle su mineralogía, madurez térmica, contenido orgánico, capacidad de retención de hidrocarburos y comportamiento frente a técnicas de estimulación hidráulica.

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Qué analizará el estudio técnico

La licitación contempla la elaboración de una base de datos integrada junto con mapas estructurales y sedimentarios, análisis geoquímicos, estudios de carbono orgánico total, caracterización petrofísica, análisis mineralógicos, evaluaciones geomecánicas y una jerarquización de las áreas con mayor interés técnico.

Además, el trabajo incluirá la construcción de distintos escenarios de desarrollo, la estimación de la potencialidad de los recursos, el análisis de las tecnologías que podrían aplicarse y la priorización de sectores según criterios de viabilidad geológica, infraestructura disponible, accesibilidad, sostenibilidad del recurso y competitividad económica.

La Cuenca Cuyana abarca aproximadamente 66.348 kilómetros cuadrados, cuenta con 35 áreas delimitadas, registra cerca de 3.100 pozos perforados y dispone de 1.754 km² de sísmica 3D, una base de información considerada suficiente para avanzar hacia una evaluación integral del potencial de la formación.

El estudio tendrá un plazo máximo de 14 meses y se desarrollará en distintas etapas que comprenderán la recopilación de información, el procesamiento de datos, el modelado geológico y la elaboración de un informe final. La apertura de ofertas fue fijada para el 4 de agosto de 2026.

Pluspetrol tiene 4 de los 10 mejores pozos del país

El petróleo de Vaca Muerta alcanzó en mayo un nuevo récord: 626,5 mil barriles diarios, un 38,3% más que en el mismo mes de 2025. El shale ya explica el 99,4% de ese total. Así lo establecen los registros de la Secretaría de Energía de la Nación.

Ese crecimiento consolidó al no convencional como el verdadero motor del petróleo argentino: aporta el 70% de los 893,2 mil barriles diarios que produce el país. Dentro de ese universo, una sola área concentra buena parte de la atención del mercado en mayo.

Se trata de Bajo del Choique – La Invernada, operada por Pluspetrol en la Cuenca Neuquina, que reúne cuatro de los diez pozos de petróleo más productivos de todo el país durante mayo, según el ranking elaborado por la consultora especializada GtoG Energy Consulting.

Los pozos top de Pluspetrol

El pozo del mes fue PCN.Nq.BdC-1008(h), también ubicado en Bajo del Choique, con una producción de 2.639 barriles diarios en su primer mes completo de producción. Ese caudal lo posicionó como el pozo de shale oil más productivo del país en mayo, por delante de YPF y Vista.

Detrás de ese pozo aparece otro de la misma área, PCN.Nq.BdC-1005(h), con 2.422 barriles diarios, y PCN.Nq.BdC-1004(h), con 2.240. Los tres integran el podio de Vaca Muerta junto con un pozo de Pampa Energía en Rincón de Aranda.

Ese dato confirma que el liderazgo de YPF en la producción total no se traduce en el podio de los pozos individuales: ocho de los diez mejores pozos de petróleo no convencional del país en mayo pertenecen a otras operadoras, todos con menos de seis meses en producción.

Vaca Muerta arrancó 2026 con un récord histórico de fracturas y máxima actividad

El informe también resalta la irrupción de Pampa Energía en el podio petrolero, con dos pozos en Rincón de Aranda, un desarrollo nuevo dentro de Vaca Muerta. YPF, por su parte, aportó dos pozos desde La Angostura Sur, otra de las áreas clave de la roca madre.

Un caso llamativo es el de Phoenix, que sorprendió con un pozo en Confluencia Norte, en la provincia de Río Negro, fuera del corazón tradicional neuquino. Ese hallazgo amplía la geografía de los pozos de mayor productividad del país.

Con todo, Bajo del Choique – La Invernada sigue siendo el área con mayor concentración de pozos estrella: cuatro de los diez mejores del país, todos operados por Pluspetrol, consolidan a esa zona como uno de los focos de mayor actividad exploratoria de Vaca Muerta.

Loma Campana, el área que más petróleo aporta

Más allá del ranking de pozos individuales, el informe también mide la producción acumulada por área. Tal como viene informando +e, Loma Campana, operada por YPF, lidera con 89 mil barriles diarios, seguida por La Amarga Chica (78,5 mil) y Bandurria Sur (64,2 mil).

Bajo del Choique – La Invernada aparece en ese ranking en el séptimo puesto, con 28,7 mil barriles diarios, equivalentes al 4,6% del total del petróleo no convencional del país, un salto relevante para un área todavía en expansión.

“20 áreas explican el 89% del shale oil argentino; el hub central sigue siendo lo más productivo de VM (La Amarga Chica, Loma Campana, Bandurria Sur) más Bajada del Palo Oeste suman 268 kbbl/d”, detalla el informe.

El contraste entre la producción total por área y productividad por pozo individual explica por qué Bajo del Choique gana protagonismo pese a no encabezar el volumen acumulado: sus pozos más nuevos rinden más barriles por día que muchos de los históricos.

Loma Campana llegó a los 100 mil barriles diarios.

YPF concentra el volumen, pero no domina el podio

A nivel de operadoras, YPF sigue siendo la compañía que más petróleo no convencional produce en el país, con 320,5 mil barriles diarios, el 51% del total. Vista Energy la sigue de lejos, con 82,2 mil barriles diarios, el 13%.

En tanto, Pluspetrol gana terreno en la lista de operadoras si se suman sus dos sociedades: Pluspetrol CN -destinada a los activos que le compró a ExxonMobil- y Pluspetrol reúnen cerca de 58 mil barriles diarios entre ambas, lo que la convertiría en la tercera productora de crudo shale del país, según el informe.

Según el informe, las campañas de perforación 2025 y 2026 ya explican el 60,7% del shale oil producido en mayo, y sumando 2024 llegan al 77,6%. Asimismo, la consultora subraya que la producción depende de perforación continua para compensar el declino natural de los pozos.

Neuquén ya explica casi el 80% de la producción de petróleo del país

La producción de petróleo en Argentina volvió a marcar un récord durante mayo al alcanzar 885.843 barriles por día, un volumen que significó un crecimiento del 0,25% respecto de abril y un salto del 18,64% interanual. El avance estuvo impulsado nuevamente por Vaca Muerta, que consolida a Neuquén como el principal motor de la industria.

La Cuenca Neuquina registró una producción récord de 691.827 barriles diarios, con una mejora mensual del 0,61% y un crecimiento del 35,9% frente a mayo del año pasado. De esta manera, la provincia consolidó un hito al concentrar el 78,1% de la producción total de petróleo del país, un nivel que la acerca al umbral del 80%.

El predominio de Neuquén también quedó reflejado en el ranking de las diez áreas con mayor producción. Ocho de los diez principales yacimientos pertenecen a la Cuenca Neuquina, mientras que solo dos corresponden a la Cuenca del Golfo San Jorge.

YPF logra un nuevo récord. Neuquén no detiene su producción.

El impacto de Neuquén en la industria

Según el informe que realizó el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana, el mítico bloque operado por YPF, volvió a ocupar el primer lugar entre las áreas con mayor producción del país. Durante mayo alcanzó 88.310 barriles diarios, equivalentes al 9,97% del total nacional, aunque registró una leve caída mensual del 0,78%.

En el segundo puesto se ubicó La Amarga Chica, también operada por YPF, con 78.146 barriles por día y una participación del 8,82% del total nacional. Pese a mantener su posición, el bloque mostró una baja mensual del 12,62%, la más significativa entre las principales áreas productoras.

El podio se completó con Bandurria Sur, otro súper proyecto desarrollo de YPF en Vaca Muerta, que produjo 63.774 barriles diarios. El bloque incrementó su actividad un 3,9% respecto del mes anterior y representó el 7,2% de toda la producción de petróleo argentina.

Bajada del Palo Oeste es uno de los bloques insignia de Vaca Muerta.

El peso de Cerro Dragón y el salto del shale oil

El cuarto lugar fue para Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, con 58.201 barriles diarios. El área explicó el 6,57% de la producción nacional, aunque registró una disminución mensual del 3,47%, sin alterar su ubicación entre los principales desarrollos del país.

La principal excepción al predominio neuquino volvió a ser Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge. Con 57.231 barriles diarios, el bloque se mantuvo en el quinto puesto del ranking y representó el 6,46% del total nacional, con una variación mensual prácticamente estable de -0,38%.

En la sexta posición apareció La Angostura Sur I, de YPF, con 40.452 barriles diarios y un crecimiento mensual del 6,11%. Más atrás se ubicó La Calera, operada por Pluspetrol, que alcanzó 28.850 barriles diarios, equivalente al 3,26% del total, luego de expandirse un 7,32% respecto de abril.

El cambio silencioso que puede convertir a Vaca Muerta en una potencia shale. Rincón de Aranda el proyecto de Pampa Energía.

Rincón de Aranda fue uno de los bloques que más creció

Entre los desarrollos con mayor dinamismo sobresalió Bajo del Choique-La Invernada, operado por Pluspetrol Cuenca Neuquina, que produjo 28.675 barriles diarios. El bloque registró una expansión mensual del 16,71%, suficiente para consolidarse entre las diez principales áreas productoras del país.

Otro de los grandes protagonistas fue Rincón de Aranda, operado por Pampa Energía, cuya producción llegó a 25.598 barriles diarios. El área mostró el mayor crecimiento entre los principales bloques, con un incremento del 25,49% respecto del mes anterior, lo que le permitió escalar posiciones dentro del ranking nacional.

El décimo puesto quedó para Manantiales Behr, ahora operado por Pecom, con una producción de 24.701 barriles diarios, equivalente al 2,79% del total argentino. El bloque registró una baja mensual del 1,85% y descendió al último lugar del ranking, principalmente por el fuerte crecimiento registrado en Rincón de Aranda y Bajo del Choique-La Invernada, mientras Loma Campana conservó el liderazgo de la producción nacional.

 

La ruta que trazó YPF para el offshore

La exploración offshore, la alianza estratégica con Eni y el potencial geológico del Atlántico Sur fueron los principales ejes de la exposición del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante su visita a la Bolsa de Comercio de Córdoba. Allí explicó por qué la compañía decidió priorizar la búsqueda de nuevos recursos costa afuera.

El ejecutivo sostuvo que la estrategia responde a criterios geológicos y a la experiencia obtenida en otras regiones del mundo, donde los descubrimientos recientes alimentan las expectativas sobre el potencial que podrían tener las cuencas marítimas de Argentina y Uruguay.

“Gestión activa del portafolio e YPF se está dedicando en exploración al offshore. Todo lo que da en África da en América y todo lo que da en América da en África“, subrayó.

YPF apuesta al potencial del Atlántico Sur

Marín explicó que los descubrimientos realizados frente a las costas africanas fortalecen la hipótesis de que existen condiciones similares del lado sudamericano, debido a la evolución geológica que compartieron ambos continentes antes de su separación.

Según describió, los recientes hallazgos registrados en Namibia y otros sectores del continente africano representan una referencia para orientar la estrategia exploratoria que desarrolla YPF junto con sus socios internacionales.

“Encontraron ahora en Namibia cualquier cantidad de petróleo. Si tengo que jugar una ficha, la juego y la vamos a jugar con Eni. Creo que a fines de 2027 o principios de 2028 iremos en Uruguay y, si da bien, venimos a la Argentina“, aseveró.

Marín sostuvo que el desarrollo de estos proyectos podría modificar la escala de producción hidrocarburífera del país y abrir una etapa completamente distinta para la industria energética, siempre condicionada al éxito de las campañas exploratorias previstas.

YPF y Eni avanzan con el offshore en las costas uruguayas

La geología como fundamento de la estrategia offshore

Durante su exposición, el CEO de YPF dedicó varios minutos a explicar las características geológicas que respaldan la apuesta de la compañía y señaló que determinados procesos sedimentarios permitieron la formación de sistemas petroleros comparables en ambos márgenes del Atlántico.

“Esto puede ser muchísimo más grande que Vaca Muerta si esto se da… puede llevar a millones y millones de barriles de producción”, ponderó.

El directivo indicó que la compañía procura concentrar inicialmente sus esfuerzos en las áreas donde existe mayor probabilidad de éxito, antes de avanzar hacia regiones que presentan un riesgo exploratorio superior.

“Lo que tenés que hacer en la vida es no innovar, primero ir a lo más seguro y después vamos al otro”, destacó.

Marín agregó que la elección de las áreas prioritarias también responde al interés demostrado por empresas internacionales con amplia experiencia en exploración offshore, un aspecto que consideró un respaldo adicional para la estrategia que impulsa YPF.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta ya alcanza estándares internacionales de productividad

Una estrategia que también destacó en Democracia y Desarrollo

Las definiciones formuladas en Córdoba se complementan con las expresadas días atrás durante el ciclo Democracia y Desarrollo, donde el presidente de YPF volvió a ubicar al offshore como uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía.

“Es mucho más seguro que del lado este. A Eni lo trajimos y se acaba de comprar la opción con Apache al lado. Los tipos encontraron cualquier cantidad en Namibia. Entonces yo digo: puede dar.”

En ese encuentro, Marín afirmó que la petrolera profundizará las inversiones destinadas a la exploración marítima y sostuvo que el desarrollo de esos recursos podría generar un impacto mucho mayor al que actualmente proyecta el mercado.

“Nosotros nos vamos a concentrar mucho en el offshore. El offshore puede dar vuelta a la Argentina mucho más de lo que todos creen”, aseguró el pope de la empresa de mayoría estatal.

Tango Energy será la operadora de las nuevas concesiones de Vaca Muerta en Río Negro

La firma de las Actas Acuerdo entre la provincia de Río Negro y Tango Energy consolidó un nuevo paso para el desarrollo de Vaca Muerta en la margen rionegrina de la roca madre. Con este trámite quedó formalizado el otorgamiento de las Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) sobre las áreas Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada.

El hecho fue comunicado al mercado mediante un Hecho Relevante presentado ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), donde la empresa informó que asumirá el carácter de operadora de las tres concesiones durante toda la vigencia de las CENCH, conforme a la legislación hidrocarburífera vigente. Esta instancia completa una etapa clave en la estructura jurídica y operativa del proyecto.

La conducción de las operaciones estará a cargo de Pablo Iuliano, CEO de Tango Energy, quien encabezará el desarrollo de los activos ubicados en el sector oriental de Vaca Muerta, una zona que concentra crecientes expectativas por su potencial para ampliar la frontera productiva del shale.

Tango Energy liderará la operación de los bloques

Además de confirmar el rol operativo de la compañía, el comunicado notificó el cumplimiento de las condiciones previstas para la reorganización de los derechos económicos del proyecto. Como consecuencia, Vista Energy Argentina transfirió el 50% de esos derechos sobre los recursos no convencionales a Unconventional Resources S.A. (URSA), sociedad co-controlada por Vista y Trafigura.

La presentación ante la CNV aclara que esta cesión no modifica la titularidad regulatoria de las concesiones, que continúa íntegramente en cabeza de Tango Energy, ni altera su condición de operadora. Del mismo modo, los derechos económicos vinculados a la producción convencional remanente permanecen bajo control de la compañía.

Con esta estructura, Vista, Trafigura y TanGo Energy definieron el esquema definitivo para impulsar el desarrollo de los recursos no convencionales en las tres áreas rionegrinas, diferenciando las responsabilidades operativas de la administración de los derechos económicos.

Las inversiones previstas para el desarrollo

La empresa ya puso en marcha los primeros trabajos de preparación de locaciones donde perforará su primer pozo exploratorio no convencional en Charco del Palenque, previsto para agosto próximo. Ese será el punto de partida de la fase piloto del proyecto sobre la margen rionegrina de Vaca Muerta.

El plan contempla una inversión inicial de 66 millones de dólares destinada al desarrollo piloto de las tres áreas, con la perforación de cuatro pozos durante los próximos tres años. La iniciativa busca generar la información técnica necesaria para definir la siguiente etapa de expansión del proyecto.

La constitución de URSA también permitirá canalizar los recursos financieros destinados al desarrollo de estos activos y evaluar futuras oportunidades sobre recursos no convencionales en Vaca Muerta, en línea con la estrategia de crecimiento diseñada por sus accionistas.

Un nuevo paso para el desarrollo en Río Negro

La formalización de las CENCH representa un avance para el desarrollo del shale en Río Negro, una provincia que busca ampliar su participación dentro de Vaca Muerta mediante la incorporación de nuevas inversiones en exploración y producción de hidrocarburos no convencionales.

Las áreas Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada forman parte de esa estrategia y se ubican en una región considerada de interés para extender el desarrollo de la formación hacia el este de la cuenca, complementando la actividad que históricamente se concentró en Neuquén.

En su comunicación al mercado, Tango Energy señaló que la suscripción de las Actas Acuerdo constituye un nuevo hito para el proyecto, ya que completa una etapa esencial en la implementación de la estructura jurídica y operativa prevista para el desarrollo de los recursos no convencionales sobre estas concesiones.

El mapa de las operadoras en el fracking de Vaca Muerta

Vaca Muerta ya no sorprende. La roca madre convirtió romper récords en una tradición. Un parámetro para ser testigo del potencial del shale son las etapas de fracturas. Es que en el primer semestre del año se completaron 14.958 punciones, una cifra que anticipa otro año récord para la industria y deja al sector encaminado a superar las 28.000 etapas antes de finalizar el año.

Las operaciones avanzaron con un ritmo constante durante la primera mitad del año. Enero registró 2.401 operaciones, febrero sumó 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril cerró con 2.335, mayo contabilizó 2.484 y junio marcó un récord histórico de 2.760 etapas, consolidando la aceleración de la actividad.

El volumen acumulado estuvo impulsado principalmente por proyectos orientados al shale oil, aunque varios desarrollos de gas mantuvieron un nivel de inversión relevante.

YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.

YPF concentró la mayor actividad en ocho bloques

El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que explicó cerca de la mitad de todas las fracturas realizadas durante el semestre. La empresa de mayoría estatal completó 7.065 etapas de fractura, convirtiéndose nuevamente en la operadora con mayor actividad dentro de la roca madre. Su estrategia combinó desarrollos de petróleo y gas distribuidos en ocho áreas de la Cuenca Neuquina.

Los principales trabajos se concentraron en Loma Campana, donde ejecutó 1.846 etapas, seguida por Lajas Este, con 1.594; La Caverna, con 1.525; y La Amarga Chica, con 1.237. Estos cuatro bloques explicaron la mayor parte del programa de completación de la compañía.

La actividad también alcanzó a Bajo del Toro Norte, con 284 etapas; Rincón del Mangrullo, con 262; Aguada de la Arena, con 204; y Narambuena, con 113. Mientras los primeros bloques estuvieron orientados principalmente al petróleo, Aguada de la Arena y Rincón del Mangrullo aportaron actividad vinculada al gas.

La consolidación de Pluspetrol y Vista

Detrás de YPF aparece Pluspetrol, que ejecutó 1.797 etapas de fractura durante el semestre. La empresa concentró sus operaciones entre el desarrollo petrolero de Bajo del Choique, con 1.104 etapas, y el bloque gasífero La Calera, que sumó 693.

El tercer lugar correspondió a Vista Energy, con 1.545 etapas, todas destinadas al desarrollo de petróleo. La mayor actividad se concentró en Bajada del Palo Oeste, con 922 etapas, seguida por Bajada del Palo Este, con 375, y Aguada Federal, con 248.

Más atrás se ubicó Pampa Energía, que completó 986 etapas. La compañía enfocó la mayor parte de sus trabajos en Rincón de Aranda, donde ejecutó 816 fracturas sobre objetivos petroleros, mientras que otras 170 etapas correspondieron al desarrollo gasífero de Sierra Chata.

Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.

Un nivel elevado de actividad en Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) realizó 962 etapas de fractura durante el semestre. Su actividad combinó desarrollos de gas y petróleo, con 236 etapas en Aguada Picha Oeste, 497 en Coirón Amargo Sur Este y 229 en Lindero Atravesado.

Por su parte, Tecpetrol ejecutó 793 etapas, impulsadas principalmente por el desarrollo gasífero de Fortín de Piedra, donde realizó 652 etapas, además de otras 141 en Puesto Parada, orientadas al petróleo.

En el caso de Shell, la compañía acumuló 577 etapas. Del total, 367 correspondieron al bloque petrolero Cruz de Lorena, mientras que 210 se realizaron en Bajada de Añelo, uno de los principales activos gasíferos que opera dentro de Vaca Muerta.

La actividad también mostró movimiento entre otras operadoras. TotalEnergies registró 426 etapas, distribuidas entre 355 en el desarrollo gasífero de Aguada Pichana Este y 71 en el mismo bloque, aunque sobre objetivos petroleros.

Chevron completó 382 etapas en El Trapial, mientras Phoenix alcanzó 306 etapas concentradas en Mata Mora Oeste, uno de sus principales activos dentro del shale neuquino.

Entre las novedades del semestre sobresalió el ingreso de GeoPark al desarrollo de Loma Jarillosa Este, donde ejecutó 119 etapas de fractura. La compañía concretó así sus primeras operaciones de estimulación hidráulica en ese bloque, incorporándose al grupo de operadoras con actividad en Vaca Muerta durante 2026.

El talón de Aquiles de las pymes petroleras

La actividad de las pymes petroleras atraviesa una reactivación y evidenciaron una mejora en los plazos de cumplimiento contractual, aunque persisten tensiones estructurales en materia de empleo. Así quedó establecido en el informe que realizó GAPP (Grupo de Articulación de Proveedores Petroleros) donde evaluó la situación de 160 empresas socias durante el primer trimestre del año.

La capacidad ociosa nula o baja alcanzó al 45% de las firmas, frente al 52% del trimestre anterior. Dentro de ese grupo creció la proporción de empresas sin ociosidad, del 18% al 24%, pero cayó la de baja ociosidad, del 34% al 21%, evidenciando un desplazamiento hacia el segmento medio.

El nivel medio de ociosidad pasó del 38% al 47%, mientras que los niveles críticos, por encima del 50%, se redujeron levemente del 10% al 8%. En síntesis, el 55% de las pymes opera hoy por debajo del 75% de su capacidad instalada.

Más cautela en las contrataciones

En materia de recursos humanos, el relevamiento mostró una mejora sustancial. El 79% de las empresas no registró afectaciones en su plantilla durante abril y mayo, frente al 53% del trimestre enero-marzo, aunque el 17% debió aplicar despidos de personal.

La cautela persiste en las nuevas incorporaciones. El 38% de las firmas informó haber cancelado o postergado ingresos de personal previstos, un aumento frente al 34% del primer trimestre, lo que confirma que las restricciones para ampliar dotaciones siguen vigentes.

Las empresas neuquinas apoyan la Ley Bases.

Se deteriora la negociación de contratos y tarifas

Las dificultades para renegociar contratos con las operadoras se profundizaron en el bimestre. Solo el 41% de las empresas logró cumplir los tiempos preestablecidos en las negociaciones, frente al 53% del trimestre anterior, un retroceso de doce puntos porcentuales.

La mayoría de las pymes, un 54%, reportó demoras de entre tres y seis meses en los plazos de pago, frente al 37% previo. Las demoras superiores a seis meses, en cambio, cayeron del 11% al 5% en el mismo período.

La actualización de montos y tarifas también empeoró: solo el 29% logró ajustes adecuados, frente al 38% de enero-marzo. Un 43% obtuvo revisiones bajo condiciones desventajosas, mientras que el 28% no logró actualizar contratos, frente al 19% del trimestre previo.

El informe cuantificó el deterioro sector por sector: un 12% de las empresas que antes negociaba en tiempo y forma pasó a registrar demoras de entre tres y seis meses. Otro 9% dejó de lograr actualizaciones adecuadas de tarifas.

El optimismo empresario toca su punto más alto del año

Pese al freno productivo y las tensiones contractuales, las expectativas del sector mejoraron. La suma de empresarios “altamente optimistas” y “optimistas/expectantes” trepó del 48% al 67%, el nivel más alto del año, de cara al segundo semestre.

La postura moderada o cautelosa bajó del 48% al 29%, mientras que la preocupación se mantuvo estable en el 4%. Un 11% de los empresarios pasó de una posición moderada a una optimista respecto de los proyectos energéticos por venir.

La vinculación comercial con las petroleras se convirtió en la principal preocupación del sector, señalada por el 55% de las empresas. Le siguen los niveles de actividad en Oil & Gas, con el 53%, y en minería, con el 40%.

Más del 40% de las pymes industriales relevadas también señaló como problema central la competitividad frente a la importación de bienes, equipos y materiales, en un contexto de expectativas crecientes por la ejecución de los grandes proyectos energéticos previstos para el segundo semestre.

Vaca Muerta acelera: junio registró la mayor actividad de fracturas de la historia

Vaca Muerta alcanzó en junio el mayor nivel de actividad de etapas de fractura desde que existen registros. Durante el mes se realizaron 2.760 etapas de fractura, un volumen que superó ampliamente el máximo anterior y consolidó el fuerte ritmo de desarrollo del shale argentino.

El desempeño también permitió que el acumulado de 2026 llegara a 14.958 etapas, mientras las proyecciones del sector anticipan un cierre anual superior a las 28.000.

Según los datos del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, las etapas de fractura crecieron de manera sostenida respecto de mayo, cuando se habían registrado 2.484 operaciones.

La evolución mensual refleja una aceleración de la actividad durante el primer semestre: enero cerró con 2.401 etapas, febrero con 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril descendió a 2.335 y mayo volvió a recuperar dinamismo antes del récord alcanzado en junio.

Pluspetrol se consolidó en el segundo lugar

Las operadoras de Vaca Muerta mostraron una fuerte concentración de la actividad.  El principal impulsor de la actividad fue YPF que registró 1.392 punciones. Es decir, concentró exactamente la mitad de todas las fracturas durante el mes.

Detrás de YPF se ubicó Pluspetrol, con 443 etapas, equivalentes al 16% del total mensual. En tercer lugar apareció Pampa Energía, que ejecutó 339 etapas, representando el 12% de la actividad registrada en junio.

El resto del ranking estuvo integrado por Pan American Energy (PAE), con 179 etapas; Vista, con 165; GeoPark, que completó 119; Chevron, con 81; y Phoenix, con 42 etapas. En conjunto, estas compañías completaron el volumen récord que permitió cerrar el mejor mes de la historia para la actividad de fractura en el shale argentino.

Uno de los datos destacados del mes fue la menor participación del gas no convencional dentro de las tareas de completación. Apenas el 9% de las etapas correspondieron a desarrollos gasíferos, una proporción inferior a la observada en otros períodos y que refleja el predominio de los proyectos petroleros durante junio.

GeoPark comenzó a perforar en Vaca Muerta con una inversión de hasta USD 100 millones y apunta a multiplicar su producción en Neuquén.

GeoPark debutó en Loma Jarillosa Este

Entre las novedades operativas sobresalió el ingreso de GeoPark a las tareas de estimulación hidráulica en Loma Jarillosa Este. La compañía concretó allí sus primeras 119 etapas de fractura, trabajos que fueron ejecutados por Tenaris, marcando el inicio de una nueva etapa para ese desarrollo dentro de Vaca Muerta.

También se registró actividad en el segmento de tight gas. Durante junio se realizaron 54 etapas en el área Río Neuquén, operada por YPF, manteniendo el desarrollo de ese tipo de reservorios aunque con un peso mucho menor frente al shale oil.

En materia de servicios especiales, el mercado volvió a mostrar una elevada utilización de los equipos disponibles, aunque cuatro sets de fractura permanecieron sin actividad durante todo el mes. Aun así, el nivel general de utilización permitió alcanzar el mayor volumen mensual registrado hasta el momento.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

FILE – In a Monday, June 26, 2017, file photo, a Halliburton employee works near rows of hydraulic fracturing pumping units at a three pad site in Midland, Texas. Halliburton Co. reports earnings, Monday, Jan. 22, 2018. (Steve Gonzales//Houston Chronicle via AP, File)

Halliburton lideró los servicios de fractura

Las empresas de servicios petroleros también exhibieron una clara concentración. Halliburton lideró ampliamente el mercado con 1.477 etapas, equivalentes al 54% del total mensual. Su actividad estuvo vinculada principalmente a los trabajos desarrollados por YPF, además de operaciones para Pampa Energía y Chevron.

El segundo lugar correspondió a SLB, que ejecutó 679 etapas, representando el 25% del mercado. La empresa prestó servicios para YPF, Pampa Energía, Pan American Energy y Vista, consolidándose como el segundo proveedor más activo durante junio.

Por su parte, Calfrac completó 241 etapas (9%), mientras SPI realizó 202 (7%). Tenaris ejecutó 161 etapas, equivalentes al 6% del total, impulsadas principalmente por las primeras operaciones de GeoPark en Loma Jarillosa Este y por trabajos para Phoenix. Con estos resultados, la actividad de fractura acumulada en 2026 alcanzó 14.958 etapas, prácticamente la mitad del objetivo proyectado para todo el año, estimado en más de 28.000 etapas.