NOVEDADES

Vista Energy

VMOS y RIGI: las claves del plan de expansión de Vista Energy

Todo arrancó con cuatro socios y una hoja en blanco. Así describió Pablo Vera Pinto, cofundador y CFO de Vista Energy, el origen de una compañía que hoy se consolidó como uno de los actores centrales del shale oil en Argentina.

“Arrancamos con una hoja en blanco cuatro socios pensando a qué nos queríamos dedicar en los años que nos tocaban por delante, que sabíamos que serían los mejores años de nuestra carrera”, subrayó Vera Pinto en el marco del evento “Energía: La oportunidad de ser más eficientes”, organizado por La Nación.

El capital inicial se levantó con un mecanismo poco habitual en la región: un SPAC cotizado en la Bolsa de México, por unos 800 millones de dólares. Buena parte de ese equity vino de fondos internacionales y de pensión mexicanos, atraídos por una oportunidad que la compañía terminó encontrando en Vaca Muerta.

El desembarco en Vaca Muerta

La búsqueda inicial incluyó a México, Colombia y Brasil, pero el desenlace fue otro. “Terminamos en nuestra querida Argentina encontrando una oportunidad de crecimiento muy importante en Vaca Muerta, en petróleo en particular”, explica el ejecutivo sobre una decisión tomada cuando el shale argentino todavía no estaba en boga.

Desde entonces, las compras de activos y compañías se volvieron parte central de la estrategia de Vista Energy. El proceso arrancó en 2017 con dos adquisiciones a empresas argentinas y continuó con los activos de ConocoPhillips en 2021 y de Wintershall Dea poco después.

“El M&A es parte de nuestro ADN. Es una combinación de crecimiento orgánico e inorgánico que nos hace el jugador de mayor crecimiento del sector de petróleo de Argentina“, sostuvo Vera Pinto sobre una estrategia que también incluyó la compra de Equinor y la asociación con YPF en bloques como La Amarga Chica y Bandurria Sur.

Ese crecimiento acelerado se financió al principio con deuda, en un contexto donde la generación de caja propia todavía no alcanzaba para sostener el ritmo de inversión. Recién a partir de este año la compañía logró volverse free cash flow positive, generando más efectivo del que reinvierte en sus operaciones.

Vista Energy sigue creciendo de la mano de Vaca Muerta.

Un perfil exportador desde el origen del negocio

Tener un perfil exportador fue una definición temprana de la compañía, en un momento en que casi todo el crudo argentino se vendía a refinerías locales. Hoy esa lógica se invirtió por completo dentro de la operación de Vista.

“Cuando arrancamos, el 100% del crudo se vendía a refinerías locales porque Argentina no era un exportador neto. Hoy es el 70% de nuestra producción y cada barril nuevo va a ir a la exportación”, detalló Vera Pinto sobre el cambio de perfil comercial de la compañía en los últimos años.

Parte de ese crudo sale por ducto hacia Chile y otra parte se embarca desde Bahía Blanca hacia el Atlántico. Pero el cuello de botella logístico sigue siendo un tema central para la industria, algo que la compañía busca resolver con un proyecto en el que participa como accionista.

“Vaca Muerta (Oil) Sur es un nuevo puerto de exportación que saca el cuello de botella de los ductos y el puerto actual, que ya está llegando a su límite”, planteó el ejecutivo sobre la obra que va a permitir más que duplicar la capacidad exportadora del país al entrar en operación el año próximo.

RIGI, producción y el desafío de los costos

El RIGI también entra en la ecuación de crecimiento de la compañía. Según Vera Pinto, el régimen permite adelantar el desarrollo de bloques que estaban pensados recién para la década de 2030, como Bandurria Norte y Águila Mora.

“Nos va a permitir acelerar el crecimiento en bloques que estaban en nuestro plan estratégico para la década de 2030. Para 2028-2029 estaremos en modo de desarrollo, con un plateu de producción más alto del anunciado originalmente”, explicó sobre el cronograma revisado a partir del nuevo esquema de incentivos.

En números concretos, la compañía prevé cerrar este año con un promedio de 160.000 barriles de petróleo equivalente diarios, con el objetivo de alcanzar los 250.000 hacia 2030. El plan de inversión, que rondaba los 1.800 a 2.000 millones de dólares anuales, también se va a ajustar al alza.

Uno de los desafíos pendientes es el costo de desarrollo por pozo. “Debemos lograr bajar el costo de desarrollo por lo menos un 20% más. Será difícil cerrar el gap con Permian, que es cerca del 30%, por desafíos geológicos, pero hoy la diferencia es demasiado grande”, reconoció Vera Pinto sobre uno de los frentes de trabajo de la industria.

Para el ejecutivo, ese recorrido de mejora es clave para pensar el rol del shale a futuro. “Vaca Muerta se transformó en un pilar de la economía argentina. En el primer cuatrimestre el sector energético generó tantas divisas como el campo”, aseveró.

Siete sets de fractura se quedaron sin actividad en Vaca Muerta

Julio dejó un dato que preocupa más de lo que muestran los números generales de Vaca Muerta: la ocupación de los sets de fractura se desplomó al 50% del tiempo disponible. En junio ese indicador había llegado al 68%, así que la caída fue abrupta y concentrada en pocas semanas. Así quedó establecido en el último informe de Tecnopatagonia.

En términos concretos, operó apenas la mitad de la flota nacional: 8 de los 15 sets de fractura activos en el país. Los 7 restantes no sostuvieron actividad de bombeo de manera continua durante todo julio, algo que rompe con la tendencia de meses anteriores.

De esos 7 equipos parados, 5 no ejecutaron ni una sola etapa en todo el mes. Es un número que llama la atención en un contexto donde la actividad de perforación viene en alza y la demanda de terminación debería acompañar ese ritmo.

La explicación de la baja de ocupación

El documento destaca que el fenómeno no responde a una sola causa. Entre los factores que circulan en el sector aparecen etapas de julio que se adelantaron al mes previo, la concentración del trabajo en pocos sets de alta eficiencia y la preparación de nuevos PADs multipozo.

Esa concentración en equipos puntuales generó una paradoja: mientras algunos sets trabajaron a máxima capacidad, otros quedaron directamente sin asignación. El resultado fue una flota desbalanceada, más que una caída generalizada de la demanda de fractura.

Las etapas caídas o perdidas de julio llegaron a un récord de 1.779, un número que confirma que el problema no fue únicamente de programación, sino también de eficiencia operativa en el terreno.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

El contraste con la perforación

Mientras la ocupación de fractura retrocedía, la actividad de perforación mostraba la cara opuesta: la flota de rigs llegó a 54 equipos activos, el mayor salto mensual del año, con el shale superando por primera vez los 40 rigs.

Ese contraste expone un problema de sincronización entre etapas del proceso: hay más pozos perforados esperando terminación, pero la flota de fractura no logró traducir esa disponibilidad en más días de bombeo efectivo.

Halliburton concentró el 55% de las etapas ejecutadas en julio, seguido por SLB con 26%, SPI con 10%, Tenaris con 8% y Calfrac con 1%, una distribución que confirma la concentración de actividad en pocas manos.

Lo que viene en Vaca Muerta

Las condiciones técnicas y logísticas están dadas para que la flota supere las 3.000 etapas de fractura mensuales, un promedio de 100 etapas por día, apenas se logre coordinar mejor la logística de última milla entre perforación y terminación.

YPF concentró el 51% de las etapas del mes, seguida por Vista Energy con 17%, Pluspetrol con 10%, Pan American Energy con 8%, Tecpetrol con 5% y Pampa Energía con otro 5%, un mapa que se mantuvo relativamente estable respecto de meses anteriores.

Las etapas mensuales vienen creciendo a una tasa anual compuesta cercana al 30%, aunque julio marcó una moderación a 65 etapas diarias, lejos del pico de 92 etapas por día alcanzado en junio.

Tango Energy exporta más de la mitad de su petróleo y ya no depende del mercado local

Durante el primer semestre, Tango Energy consolidó un giro que viene marcando desde hace meses: el mercado externo ya explica el 56% de sus ventas de petróleo, contra un 44% que se queda en el país. Hace apenas un año esa proporción era otra.

En 2025, en el mismo período, la compañía todavía vendía mayoritariamente hacia adentro: 74% al mercado interno y apenas 26% al externo. La empresa reacomodó su cartera de clientes y, con eso, buscó blindarse un poco mejor frente a los vaivenes de precios del barril de crudo.

Según los resultados presentados por la empresa en la CNV (Comisión Nacional de Valores), el segundo trimestre de 2026 confirma la tendencia: 55% de exportaciones y 45% de mercado interno. No hay estacionalidad rara ahí, es simplemente la foto de una estrategia que la compañía viene sosteniendo trimestre tras trimestre desde el año pasado.

YPF y Trafigura, los nombres que sostienen el negocio

Puertas adentro, la ecuación comercial de Tango Energy tiene pocos protagonistas pero bien definidos. En el mercado doméstico, las ventas de petróleo se concentran en las grandes refinadoras del país, con YPF y Trafigura como los compradores de mayor peso. No hay una dispersión enorme de clientes: la compañía apuesta a contratos grandes con pocos actores.

Ahí aparece un dato que llama la atención: toda la exportación de la petrolera, sin excepción, se canaliza a través de Trafigura. La compañía suiza no compite con nadie en ese segmento porque, directamente, es la única vía de salida del crudo de la compañía hacia el exterior.

Esa concentración en un solo canal exportador puede leerse de dos maneras. Por un lado, simplifica la logística y la negociación comercial de la petrolera. Por el otro, la deja con menos margen de maniobra si en algún momento esa relación con Trafigura cambiara de condiciones.

Un cambio de reglas con Vista que lo explica todo

Nada de esto se entiende sin mirar lo que pasó con Vista Energy. Las enmiendas al Joint Operating Agreement y al Farm-Out Agreement firmadas entre ambas compañías redujeron el porcentaje de crudo retenido por Vista, que bajó del 40% al 20%. En números simples: la compañía que dirige Pablo Iuliano se quedó con más barriles propios para vender.

Esa mayor participación neta se tradujo en un salto de producción del 14% en petróleo durante el semestre, comparado contra igual período de 2025. Y ese crudo adicional, en gran parte, terminó yendo hacia afuera, lo que explica buena parte del crecimiento del mercado externo en la torta de ventas.

El impacto también se ve en la facturación. Los ingresos por ventas del semestre llegaron a $106.689 millones, un 69% más que un año atrás, con un precio promedio de 70,9 de dólares por barril, 8,8% arriba del semestre anterior. Más volumen, mejor precio y más exportación: la combinación que explica el salto.

El plan de Tango Energy detrás del giro exportador

En el segundo trimestre puntual, el precio promedio subió todavía más fuerte: US$76,6 por barril, un 25,2% por encima del mismo trimestre de 2025. Los ingresos de ese período treparon 104%, hasta $58.451 millones. La combinación de mayor producción propia y mejores precios internacionales potenció el resultado comercial.

Todo esto ocurre en paralelo a otro proceso: el cambio de control accionario que llevó a Tango Energy S.A.U. a controlar el 99,99% de la compañía tras la salida casi total de los accionistas minoritarios en mayo de 2026. La reestructuración financiera del año pasado y la nueva estrategia comercial parecen ir de la mano.

La compañía opera en Río Negro, Neuquén y Mendoza, y además avanza en el desarrollo de recursos no convencionales junto a Vista y a Unconventional Resources S.A. (URSA), aunque ese frente todavía está en etapa de planes piloto para 2027 y 2029.

Vaca Muerta superó por primera vez en su historia los 40 rigs activos

Julio quedó marcado en la agenda de Vaca Muerta como el mes del salto de rigs: la flota pasó de 49 a 54 equipos activos, el mayor incremento mensual del año. De ese total, 41 quedaron asignados al no convencional y 13 a pozos convencionales. Así quedó establecido en un informe de Tecnopatagonia.

Por primera vez en la historia de la roca madre, el shale superó la barrera de los 40 rigs. Fue un dato que circuló rápido entre operadores y contratistas, casi como una marca simbólica más que estrictamente productiva, pero que confirma hacia dónde va la curva.

Tal como informó +e, las etapas de fractura retrocedieron a 2.085, con 2.010 correspondientes a pozos shale. La caída se explica frente al techo de 2.760 alcanzado en junio, aunque en el sector nadie habla de retroceso sino de un reacomodamiento técnico puntual.

Rigs operativos: quién sumó equipos

H&P fue protagonista del mes: sumó 3 rigs y puso en marcha su primera docena de equipos en la cuenca. Un dato que confirma el interés creciente de contratistas internacionales por la actividad local.

Asimismo, Naibors llegó a 15 rigs tras la incorporación del NBS-F37 para Vista, un equipo ya anunciado el mes anterior pero que recién ahora quedó plenamente operativo en el terreno.

Mientras que DLS mantiene 2 equipos en proceso de rig-up y sumará un tercero en los próximos meses. El DLS-4175 ya comenzó a perforar en Entre Lagos para YPF, y fue justamente ese pozo el que ayudó a cruzar el umbral de los 40 rigs shale.

Vaca Muerta y el camino a los 44 equipos

Las proyecciones que marca el informe de Tecnopatagonia establece un incremento adicional del 10% en los próximos meses, lo que llevaría la flota shale a 44 rigs perforando en Vaca Muerta. Con ese ritmo, 2026 podría cerrar con más de 500 pozos nuevos.

Ya hay perforaciones no convencionales previstas fuera del núcleo tradicional: PAE avanzará en la D-129 como también YPF tiene planes en Palermo Aike, dos frentes que amplían el mapa de la actividad más allá de los bloques ya consolidados.

Parte de esta expansión tiene una explicación técnica menos visible: la modernización de equipos. Los rigs locales se actualizaron digitalmente y mejoraron su velocidad de adaptación, lo que los convirtió en unidades “Super HighSpec” capaces de calificar en licitaciones exigentes.

Servicios al pozo: workover, pulling y sets

El documento también hace un repaso por los equipos de workover, pulling y sets, que sumaron 171 equipos en julio, apenas por debajo del máximo de junio. Los sets de fractura marcaron un nuevo récord con 15 unidades, aunque eso no se tradujo en más actividad efectiva de bombeo.

El pulling se enfrió levemente a 72 equipos tras el pico de junio, aunque igual sostuvo más de 1.400 intervenciones en el mes, un volumen que sigue siendo alto para el promedio histórico de la cuenca.

El workover volvió a caer, esta vez a 47 equipos, un 17% menos que un año atrás. En pozos convencionales no hubo cambios de fondo, aunque para 2026 sigue en agenda una campaña fuerte de abandono de pozos.

La Amarga Chica: el bloque de YPF que marca el ritmo de Vaca Muerta

En julio, la actividad de fractura en Vaca Muerta volvió a mostrar a YPF como protagonista del mes. El bloque La Amarga Chica concentró 574 etapas repartidas en apenas dos pads, el LACH 246 y el LACH 75, y se quedó con el primer puesto del ranking mensual.

La cifra no es menor: casi duplica al segundo bloque de la tabla. Con un promedio de 287 etapas de fractura por pad, La Amarga Chica confirma que sigue siendo uno de los activos más intensivos de YPF en toda la Cuenca Neuquina, según el relevamiento de julio.

Del trabajo se encargó Halliburton, la compañía de servicios que más pads fracturó durante el mes en toda la formación. De los 17 pads relevados en julio, ocho pasaron por sus equipos, un dato que explica buena parte del peso de los bloques operados por YPF.

Vista Energy, el escolta más firme

Detrás aparece Bajada de Palo Oeste, el bloque que opera Vista Energy en el corazón del shale neuquino, con 358 etapas distribuidas otra vez en dos pads. El BPO-47 aportó 260 etapas por sí solo, uno de los registros individuales más altos de todo julio.

El otro pad del bloque, el BPO-07, sumó 98 etapas más y quedó a cargo de SLB, la misma compañía de servicios que trabajó en Coirón Amargo Sur Este y en Rincón de Aranda durante ese mismo mes en la cuenca.

Con 358 etapas, Bajada de Palo Oeste quedó lejos del líder, pero igual de lejos del tercero. Ese margen lo deja como una referencia clara del ritmo que impuso Vista Energy en julio dentro del desarrollo no convencional de Vaca Muerta.

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

Lajas Este y el peso de varios pads

Lajas Este, operado por YPF, tomó otro camino para llegar al podio: en vez de concentrar la actividad en uno o dos pads, la repartió entre tres. Entre el LAJE 18, el LAJE 20 y el LAJE 31 sumó 248 etapas en julio.

Ese tercer puesto muestra un patrón distinto al de los dos bloques que lo superan. Mientras La Amarga Chica y Bajada de Palo Oeste concentraron etapas de fractura en pads puntuales, Lajas Este creció a partir de un desarrollo más repartido dentro del mismo bloque shale.

Los tres pads de Lajas Este pasaron por los equipos de Halliburton, que también fracturó los dos pads de La Amarga Chica. En julio, esa compañía de servicios estuvo detrás de tres de los cuatro bloques que encabezaron la actividad en Vaca Muerta.

El resto del pelotón

Bajo del Choique, el bloque de Pluspetrol, sumó 200 etapas entre el C1B y el B1B, ambos a cargo de SPI. Quedó cuarto en la tabla de julio, apenas por debajo de Lajas Este y bastante lejos todavía del podio que armaron YPF y VISTA.

La Caverna, con un solo pad operado por YPF, aportó 189 etapas en julio y se metió quinto. Le siguió Coirón Amargo Sur Este, de PAE, con 111 etapas en el pad CASE, trabajado por SLB durante el mismo período relevado.

Más atrás quedaron Los Toldos Este 2, de Tecpetrol, con 105 etapas a cargo de Tenaris, y Rincón de Aranda, de Pampa Energía, que sumó 93 etapas entre dos pads fracturados por Halliburton y SLB en distintos momentos de julio.

Vaca Muerta rompe récords en etapas de fractura de la mano de YPF.

Los bloques con menor actividad

Loma Jarillosa Este, de Geopark, cerró julio con 61 etapas en su único pad, el LJE 1030, también con Tenaris como compañía de servicios. Un escalón más abajo quedó Chihuido de la Sierra Negra, de YPF, con 56 etapas en el pad CHSN 56N.

El bloque con menos actividad del mes fue La Calera, de Pluspetrol, con apenas 15 etapas en el pad B5. Es además el único caso de gas en toda la tabla de julio: el resto de los 17 pads relevados produjo petróleo.

En total, los 17 pads fracturados en julio en Vaca Muerta sumaron 2.010 etapas de fractura. La Amarga Chica se quedó con más de una cuarta parte de ese total, un número que ningún otro bloque estuvo cerca de igualar durante el mes.

Julio frenó el ritmo de fractura en Vaca Muerta

Durante los primeros siete meses del año, Vaca Muerta mostró un ritmo de actividad elevado. Enero contabilizó 2.401 etapas, febrero 2.371, marzo 2.616, abril 2.335, mayo 2.484 y junio alcanzó el máximo anual con 2.760. Julio rompió esa tendencia al retroceder hasta las 2.010 etapas, aunque todavía quedó por encima de cualquier julio de años anteriores.

“La actividad de fractura shale —medida en cantidad de etapas— cerró julio en torno a las 2.010 etapas. Fue el registro mensual más bajo de 2026 y mostró una corrección importante frente al pico de junio. Sin embargo, la comparación histórica cambia la lectura: aun siendo el peor mes del año, fue el julio de mayor actividad desde que se inició la serie”, consideró Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en una publicación de LinkedIn.

YPF volvió a liderar la actividad de Vaca Muerta

La distribución de las etapas de fractura volvió a mostrar el predominio de YPF, que concentró 1.067 etapas, equivalentes al 53% del total ejecutado durante julio. La empresas de mayoría estatal mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las operadoras, consolidando su liderazgo en el desarrollo de la formación no convencional.

Detrás de YPF se ubicó Vista Energy, con 358 etapas, lo que representó el 18% de la actividad mensual. El tercer lugar quedó para Pluspetrol, que completó 215 etapas, mientras que Pan American Energy (PAE) alcanzó 111 y Tecpetrol cerró el mes con 105.

El grupo de empresas con mayor participación lo completaron Pampa Energía, con 93 etapas, y GeoPark, que registró 61. En conjunto, las siete operadoras explicaron las 2.010 etapas de fractura realizadas durante julio, reflejando una actividad que siguió concentrada en un reducido grupo de compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta.

“Una golondrina no hace verano, y un mes aislado tampoco define una tendencia. Pero el dato no debe ignorarse ni minimizarse: julio fue el registro más bajo de 2026 y obliga a seguir con atención la evolución del segundo semestre”, advirtió Fucello.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

Las razones detrás de la baja

Más allá del retroceso frente al pico de junio, el especialista consideró que existen distintos factores operativos que pueden explicar la variación mensual. Entre ellos mencionó la secuencia de los pads, la disponibilidad de los sets de fractura, las tareas de mantenimiento y la planificación de cada operadora, aspectos que suelen modificar el ritmo de las completaciones sin alterar necesariamente la tendencia de fondo.

En esa línea, Fucello explicó que parte de la variación observada durante julio puede responder a cuestiones propias de la dinámica de los proyectos y no a un cambio estructural del mercado. La actividad de fractura depende de la coordinación entre perforación, logística y disponibilidad de equipos, por lo que los movimientos mensuales suelen responder a múltiples variables.

“Parte de la variación puede responder a la secuencia de pads, la disponibilidad y el mantenimiento de los sets, y la programación de cada operadora”, sostuvo el country manager de NCS Multistage, al analizar el desempeño registrado durante julio.

El desafío para el segundo semestre

Uno de los aspectos que Luciano Fucello identificó como clave para los próximos meses es el equilibrio entre la perforación y la completación de pozos. El especialista señaló que mantener el nivel de actividad de los equipos de fractura dependerá, en buena medida, de que exista un inventario suficiente de pozos perforados listos para completar.

Ese punto adquiere relevancia porque la expansión de Vaca Muerta ya no depende únicamente de sumar capacidad de fractura. También requiere que las operaciones de perforación sostengan un ritmo capaz de alimentar de manera continua el trabajo de los sets, evitando cuellos de botella que puedan limitar la actividad en los meses siguientes.

“Para sostener el ritmo de los sets de fractura se necesita un backlog suficiente de pozos perforados y continuidad en la operación de los rigs. Si ese inventario se reduce, el límite podría dejar de estar en la capacidad de fractura y trasladarse a la disponibilidad de pozos listos para completar”, explicó Fucello.

A pesar de la desaceleración observada en julio, el especialista considera que el objetivo anual todavía permanece al alcance. Con siete meses transcurridos, el acumulado de etapas de fractura mantiene un nivel elevado y deja margen para que el segundo semestre vuelva a mostrar meses de alta intensidad operativa, siempre que las condiciones de la cadena de valor acompañen.

“Con siete meses transcurridos, el objetivo de aproximarse a las 28.000 etapas en 2026 continúa siendo alcanzable, aunque exige sostener un segundo semestre de alta intensidad. La tendencia de fondo sigue siendo expansiva, pero julio recuerda que el crecimiento no es automático ni lineal”, afirmó Fucello.

Hubo un gran ganador en el ranking petrolero de junio y no fue Loma Campana

La producción de petróleo de Argentina volvió a marcar un récord en junio, pero el dato más llamativo del informe de la Secretaría de Energía no estuvo en la cima del ranking. Mientras Loma Campana conservó el primer lugar, el bloque Bajo del Choique – La Invernada protagonizó el mayor crecimiento mensual y se convirtió en la gran ganadora del período.

Los datos oficiales muestran que la producción de petróleo alcanzó los 896.322 barriles por día, un incremento del 0,35% respecto de mayo y del 15,82% frente al mismo mes del año pasado. Si se suma la gasolina estabilizada, el volumen supera los 913.000 barriles diarios, una nueva marca para la industria argentina.

La Cuenca Neuquina volvió a explicar casi todo ese crecimiento. En junio produjo 699.839 barriles diarios, también un récord histórico, con una mejora mensual del 0,68% y un avance interanual del 24,58%. El desempeño confirmó, una vez más, el peso que tiene Vaca Muerta sobre la producción nacional.

YPF busca ser la empresa más eficiente del mundo.

El área que sorprendió en junio

Aunque Loma Campana, operada por YPF, siguió siendo el principal bloque productor del país con 85.733 barriles diarios, su producción cayó un 2,92% respecto de mayo. También se mantuvo en el segundo lugar La Amarga Chica, con 82.655 barriles diarios, aunque en este caso registró un crecimiento del 5,77%.

El gran protagonista del mes fue Bajo del Choique-La Invernada, el desarrollo operado por Pluspetrol, que elevó su producción un 38,94% en apenas un mes hasta alcanzar 39.840 barriles diarios. Ese salto fue, por amplio margen, el mayor registrado entre las diez áreas más productivas de Argentina.

El resto de los principales bloques mostró comportamientos más moderados. Bandurria Sur produjo 59.897 barriles diarios, aunque retrocedió un 6,08%, mientras Bajo del Palo Oeste, de Vista Energy, alcanzó 57.690 barriles diarios, con una leve baja mensual del 0,88%.

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

Cambios dentro del top 10

El ranking de junio mantuvo prácticamente la misma composición que el mes anterior, aunque dejó un movimiento. El Trapial Este, operado por Chevron, volvió a ubicarse entre las diez áreas más productivas del país con 23.042 barriles diarios, desplazando a Rincón de Aranda, que descendió al puesto 11.

Otro de los bloques que mostró un crecimiento relevante fue La Calera, también operado por Pluspetrol, que incrementó su producción un 9,27% hasta los 31.526 barriles diarios, consolidando el avance de la compañía dentro de los desarrollos no convencionales de la Cuenca Neuquina.

Entre los primeros puestos también apareció La Angostura Sur I, de YPF, con 42.015 barriles diarios y un crecimiento mensual del 3,86%, mientras que Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, produjo 57.272 barriles diarios y prácticamente mantuvo estable su nivel de extracción.

La Cuenca del Golfo San Jorge firmará este domingo el acuerdo de paz social.

Las dos áreas convencionales que siguen dando pelea

Más allá del dominio de Vaca Muerta, el informe volvió a dejar un dato que se repite desde hace varios meses. Dentro de las diez áreas con mayor producción del país continúan figurando únicamente dos desarrollos convencionales de la Cuenca del Golfo San Jorge: Anticlinal Grande-Cerro Dragón y Manantiales Behr.

El bloque operado por PECOM produjo 24.430 barriles diarios durante junio y se ubicó en el noveno lugar del ranking nacional, aunque registró una baja mensual del 1,10%. Junto con Cerro Dragón, sigue siendo la excepción en un listado cada vez más dominado por los desarrollos shale de la Cuenca Neuquina.

Miguel Galuccio confirmó que el VMOS sigue en plazo y descartó cambios por la crisis en Ormuz

La construcción del VMOS (Vaca Muerta Oil Sur) mantiene su hoja de ruta y continúa avanzando sin modificaciones en los plazos previstos. Así lo aseguró Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de Vista Energy, quien brindó a los inversores una actualización detallada sobre el mayor proyecto de infraestructura destinado a ampliar la capacidad de exportación de petróleo desde Vaca Muerta.

Durante la presentación de resultados de la compañía, el ejecutivo explicó que la ejecución global de la obra alcanza el 65% y sostuvo que, pese a algunos inconvenientes logísticos derivados del conflicto en Medio Oriente, el desarrollo continúa dentro del cronograma original. La previsión sigue siendo completar el proyecto hacia mediados de 2027.

“La construcción del proyecto VMOS está básicamente progresando muy bien. En general, la ejecución del proyecto hoy está en 65%. El oleoducto está en 82%, el almacenamiento en tierra está en 38% y la terminal offshore en 73%. Proyectamos que la fecha de finalización completa del proyecto será para mediados de 2027″, afirmó Galuccio.

Miguel Galuccio respondió sobre el impacto de las elecciones en Vista Energy,

El impacto del cierre del Estrecho de Ormuz

El único factor que hoy genera un seguimiento especial está vinculado al traslado de una pieza crítica para la terminal marítima. Se trata de la monoboya que deberá instalarse en Punta Colorada, cuyo envío se vio afectado por el cierre del Estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más relevantes para el comercio mundial.

Sin embargo, Galuccio transmitió tranquilidad respecto del impacto que esa situación podría tener sobre la obra y aclaró que el equipo técnico ya trabaja en distintas alternativas para evitar que el inconveniente altere el calendario previsto para el proyecto.

“El envío de un componente muy específico como la monoboya se está viendo afectado por el cierre del Estrecho de Ormuz. El equipo de VMOS está analizando distintas alternativas para resolver ese tema. Pero el proyecto se mantiene en cronograma”, sostuvo.

El CEO de Vista también descartó que esa situación obligue a modificar el esquema logístico previsto para evacuar la producción de Vaca Muerta. Según indicó, la planificación original continúa vigente y no será necesario recurrir a un mayor transporte por camiones.

Una obra clave para las exportaciones de petróleo

Tal como informó +e, durante una reunión de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, Maia Goldin, gerenta de Estrategia de YPF, repasó el estado del proyecto y destacó que la iniciativa ya supera el 70% de ejecución.

La ejecutiva recordó que el VMOS permitirá concretar la primera carga de petróleo desde la terminal de aguas profundas de Punta Colorada entre fines de este año y comienzos del próximo, con una capacidad inicial de exportación de 180.000 barriles diarios.

“El VMOS nos va a permitir exportar, en lo que nosotros llamamos first oil o la primera carga, que va a estar para fin de este año o principios del año que viene, 180.000 barriles por día de petróleo“, explicó Goldin durante su exposición.

La planificación contempla una ampliación gradual del sistema. Con mejoras en la producción, el ducto podrá transportar hasta 550.000 barriles diarios durante el tercer trimestre del próximo año y alcanzar una capacidad potencial de 700.000 barriles diarios a partir de 2028.

El VMOS ya tiene su primera soldadura

El proyecto que cambiará la logística de Vaca Muerta

El VMOS demanda una inversión cercana a 3.000 millones de dólares y es desarrollado por un consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol. La obra unirá el corazón productivo de Vaca Muerta con una nueva terminal marítima en Punta Colorada, preparada para operar buques VLCC de gran porte.

Para la industria, el nuevo sistema permitirá eliminar una de las principales restricciones que hoy enfrenta el crecimiento del shale argentino: la capacidad de evacuación del crudo. Según las estimaciones de YPF, la infraestructura podría generar exportaciones por U$S 15.000 millones anuales hacia 2030 y superar los U$S 20.000 millones en los años siguientes.

Vista Energy avanza con el RIGI y una inversión de US$5.800 millones en Bandurria Norte

Vista Energy formalizó ante el Gobierno la solicitud de adhesión al RIGI para desarrollar Bandurria Norte, un bloque de Vaca Muerta donde todavía no hay pozos en producción. El proyecto contempla una inversión de US$5.800 millones y marca un paso más en la expansión de la petrolera que fundó y preside Miguel Galuccio.

El área tiene 26.500 acres, unas 10.700 hectáreas, y está operada en su totalidad por Vista, que controla el 100% de la participación. Se trata, además, del primer desarrollo de la compañía por fuera de su hub operativo tradicional en la cuenca neuquina, un dato que no pasó desapercibido entre los analistas del sector.

La presentación se dio el mismo día en que el Gobierno aprobó otro proyecto RIGI, el de Pampa Energía para Rincón de Aranda, por US$4.500 millones. Dos anuncios que confirman el ritmo que está tomando el régimen de grandes inversiones en Vaca Muerta durante este año.

Un plan que apunta a 332 pozos nuevos

El proyecto de Bandurria Norte prevé la perforación y completación de 332 pozos nuevos, con el objetivo de llegar a una producción de alrededor de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Es una escala considerable para un bloque que hoy arranca de cero.

A eso se suma un paquete de infraestructura pensado para sostener esa producción: una batería con capacidad para procesar cerca de 40.000 barriles de petróleo, una estación compresora, más oleoductos y gasoductos que conecten el área con el resto del sistema de transporte.

Nada de esto es sorpresa, en realidad. Galuccio ya había anticipado la jugada en abril, durante la presentación de resultados del primer trimestre, cuando habló de dos proyectos en danza para el RIGI: Bandurria Norte y Aguada Mora.

Una petrolera que no deja de crecer

Vista llega a este anuncio consolidada como el principal productor independiente de petróleo del país y el mayor exportador de crudo. No es un dato menor para entender por qué apuesta a un bloque nuevo, con toda la incertidumbre que eso implica.

Los números del segundo trimestre de 2026 acompañan esa lectura: la producción total llegó a 156.000 boe/d, un 32% más que un año atrás, mientras los ingresos treparon a US$1.150 millones, un 89% por encima del mismo período de 2025.

Ese crecimiento no fue orgánico solamente. Este año Vista sumó los activos de Petronas en La Amarga Chica y también los de Equinor en la cuenca, dos operaciones que ampliaron su escala y reforzaron su base de reservas en Vaca Muerta.

Qué busca Vista Energy con el régimen

El atractivo del RIGI pasa por los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que ofrece a las grandes inversiones, algo que según Galuccio resulta clave para mejorar la rentabilidad de bloques que todavía no están desarrollados como Bandurria Norte.

Sin ese marco normativo, according to lo que planteó la propia compañía, el desarrollo masivo de este tipo de áreas recién se habría priorizado cerca de 2030. Ahora, el objetivo de Vista es acelerar ese calendario y sumar volumen exportable de crudo desde la Cuenca Neuquina.

Gracias a los activos de Equinor, Vista Energy aumentó un 33% su producción

La estrategia que Vista Energy viene desplegando en Vaca Muerta empezó a mostrar resultados concretos durante el segundo trimestre del año. La compañía alcanzó una producción promedio de 135.427 barriles diarios de petróleo, un crecimiento del 33% interanual, impulsado por la combinación de nuevos desarrollos propios y la incorporación de los activos adquiridos a Equinor.

La petrolera que dirige Miguel Galuccio informó a la Bolsa Mexicana de Valores que su producción total llegó a 156.061 barriles equivalentes por día (boe/d), un volumen que también marcó un incremento del 16% respecto del trimestre anterior. Ese crecimiento respondió tanto a la expansión de sus áreas operadas como al efecto de las nuevas participaciones incorporadas desde mayo.

Según detalló la empresa, el 20% del incremento de la producción fue orgánico, mientras que el 12% restante provino de la consolidación de la participación del 25,1% en Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro, activos adquiridos a Equinor que comenzaron a impactar en los resultados desde el 1 de mayo.

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

Los activos de Equinor ya impulsan el crecimiento

La incorporación de Bandurria Sur y Bajo del Toro representó uno de los movimientos estratégicos más importantes de Vista en los últimos años. Entre mayo y junio, ambos bloques aportaron una producción promedio atribuible de 21,2 mil barriles equivalentes diarios, ampliando de manera significativa la escala de la compañía dentro de Vaca Muerta.

Con esa operación, Vista no solo incrementó su producción total sino que reforzó su presencia en dos de los desarrollos más relevantes de la roca madre. La empresa ya venía consolidando una posición dominante en Bajada del Palo, y ahora suma participación en áreas donde comparte operaciones con otros grandes jugadores de la cuenca.

La expansión también modificó la composición de su producción. Del total de 156.061 boe/d, alrededor de 152.633 barriles equivalentes diarios provinieron de desarrollos shale, lo que confirma que el crecimiento continúa concentrándose en los recursos de Vaca Muerta.

Vista Energy confirma su poder en Vaca Muerta.

Más producción, más exportaciones

El aumento del volumen de petróleo tuvo un impacto directo sobre los ingresos de la compañía. Durante el trimestre, Vista registró ingresos ajustados por 1.154,4 millones de dólares, un incremento interanual del 89%, explicado principalmente por la mayor producción y por un precio realizado del crudo de 89,4 dólares por barril, favorecido por la evolución del Brent y mejores diferenciales comerciales.

El perfil exportador volvió a consolidarse. La empresa indicó que el 72% del petróleo comercializado durante el trimestre se destinó a mercados externos, mientras que los ingresos por exportaciones de petróleo y gas representaron el 67% de la facturación neta, reflejando la creciente inserción internacional de la producción proveniente de Vaca Muerta.

Ese mayor volumen comercializado permitió que el EBITDA ajustado ascendiera a US$805,2 millones, prácticamente el doble del registrado un año antes. La mejora estuvo acompañada por un margen del 70%, sostenido por el incremento de los ingresos y el mantenimiento de costos operativos competitivos.

La inversión sigue concentrada en Vaca Muerta

El crecimiento productivo estuvo respaldado por un intenso ritmo de actividad. Durante el segundo trimestre, Vista invirtió 466,8 millones de dólares, de los cuales 421,4 millones de dólares se destinaron a perforación, completación y reacondicionamiento de pozos en Vaca Muerta.

En ese período la compañía perforó 27 pozos netos, completó 24 y conectó otros 27, manteniendo un nivel de actividad que le permitió sostener el crecimiento orgánico mientras integraba los activos incorporados con la operación de Equinor.

Los resultados también reflejaron la capacidad de Vista para mantener la eficiencia operativa pese al incremento de escala. El lifting cost se ubicó en 4,5 dólares por barril equivalente, un 4% por debajo del registrado un año atrás, gracias a la mayor producción y a la dilución de costos fijos.

Finalmente, la compañía informó que cerró el trimestre con una posición de caja de 604,7 millones de dólares, un flujo de caja libre de 99,1 millones de dólares, que asciende a 491 millones de dólares si se excluye el desembolso asociado a la transacción con Equinor, y ratificó que continúa encaminada a cumplir las metas operativas y financieras previstas para 2026.