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21 julio, 2026

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.

17 julio, 2026

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.

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.

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.

6 julio, 2026

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.

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.

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.

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.

3 julio, 2026

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.

10 junio, 2026

Vaca Muerta: los planes de inversión para este año superan los US$ 12.200 millones

Vaca Muerta prepara un año para seguir impulsando la producción de hidrocarburos a nivel nacional y espera por los grandes proyectos de exportación para dar convertirse en un jugador de peso en el mercado internacional.

Según los planes presentados por las operadoras ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos por más de 12.236 millones de dólares destinados principalmente a actividades de explotación en Vaca Muerta. Esto implica un crecimiento proyectado del 25% con respecto al año pasado cuando se consolidaron 9.732 millones de dólares.

El relevamiento presentado ante la Secretaría de Energía muestra que las operadoras prevén inversiones totales por US$ 12.239,6 millones, considerando US$ 12.236,1 millones en explotación y US$ 3,5 millones en exploración.

YPF concentra casi la mitad de las inversiones

La empresa que encabeza el ranking es YPF, con inversiones proyectadas por US$ 5.500,8 millones, equivalente a cerca del 45% del total informado por las operadoras.

Entre los bloques que recibirán mayores desembolsos se encuentra La Angostura Sur I, con una inversión prevista de US$ 1.117 millones. También aparecen Loma Campana, con US$ 1.064,8 millones, Bandurria Sur, con US$ 933 millones, y La Amarga Chica, con US$ 929,8 millones.

La compañía además contempla inversiones en La Angostura Sur II, Loma La Lata-Sierra Barrosa, Bajo del Toro Norte, Narambuena, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Río Neuquén, Aguada del Chañar, El Orejano, Las Tacanas y La Ribera Bloque I.

Tecpetrol, Vista y Pluspetrol entre los principales inversores

El segundo mayor plan de inversión corresponde a Tecpetrol, que informó desembolsos por US$ 1.234,4 millones. La mayor parte de esos recursos estará dirigida a Los Toldos II Este, área que concentrará US$ 919,1 millones, mientras que Fortín de Piedra recibirá otros US$ 311,4 millones.

Por su parte, Pluspetrol Cuenca Neuquina prevé invertir US$ 1.132,4 millones en el desarrollo de Bajo del Choique-La Invernada, uno de los proyectos de mayor crecimiento dentro de la ventana petrolera de Vaca Muerta. A ello se suman los US$ 501,2 millones que Pluspetrol S.A. destinará al área La Calera.

Otra de las compañías con fuerte presencia en el listado es Vista Energy, que comprometió inversiones por US$ 1.034,7 millones. El principal destino será Bajada del Palo Oeste, con US$ 653,2 millones, seguido por Bajada del Palo Este, con US$ 236,1 millones, además de desembolsos en Aguada Federal, Coirón Amargo Norte y Águila Mora.

PAE y Pampa refuerzan sus desarrollos en Vaca Muerta

Pan American Energy presentó un programa de inversiones por US$ 585,8 millones. El área que concentra la mayor asignación es Coirón Amargo Sur Este, con US$ 310,9 millones, mientras que Aguada Pichana Oeste recibirá US$ 190,8 millones.

La empresa también informó inversiones en Lindero Atravesado, Aguada Cánepa, Aguada de Castro y Bandurria Centro, bloques que forman parte de su estrategia de crecimiento en la formación no convencional.

En el caso de Pampa Energía, el desembolso total previsto asciende a US$ 490,6 millones. El proyecto más importante es Rincón de Aranda, que concentrará US$ 417,3 millones, mientras que el resto de los recursos se distribuirá entre Sierra Chata y El Mangrullo.

Shell, Chevron y Total también avanzan

Shell Argentina comprometió inversiones por US$ 423,6 millones. Dentro de ese programa se destacan los desarrollos de Cruz de Lorena, con US$ 215,5 millones, y Bajada de Añelo, con US$ 144,6 millones. También figuran desembolsos en Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste.

Chevron Argentina informó inversiones por US$ 497,3 millones, destinadas íntegramente al área El Trapial Este, uno de los desarrollos que la compañía impulsa dentro de la cuenca neuquina.

A su vez, Total Austral prevé desembolsar US$ 224,9 millones. La mayor parte de esos recursos se dirigirá a Aguada Pichana Este, mientras que otra porción se invertirá en Pampa de las Yeguas II, ambas vinculadas al desarrollo de gas natural.

Los proyectos de menor escala

Entre las compañías con programas de inversión más acotados aparece Phoenix Global Resources. La firma informó desembolsos por US$ 357,1 millones, de los cuales US$ 353,6 millones corresponden a Mata Mora Norte y US$ 3,5 millones a tareas exploratorias en Mata Mora Sur.

Por su parte, Vaca Muerta Inversiones SAU proyectó inversiones por US$ 115,8 millones, concentradas principalmente en el área La Escalonada, mientras que GeoPark Argentina comprometió US$ 84,1 millones para avanzar en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste.

El listado presentado ante la Secretaría de Energía también incluye a CAPSA, que prevé invertir US$ 56,5 millones en Agua del Cajón.

2 junio, 2026

Vaca Muerta recuperó ritmo en mayo y registró la segunda mejor marca de fracturas de 2026

La actividad en Vaca Muerta volvió a crecer después de la baja registrada en abril. En mayo se contabilizaron 2.484 etapas de fractura, lo que significó un incremento del 6,3% respecto del cuarto mes del año. La marca fue la segunda más alta de 2026 y permitió que la roca madre acumulara 12.198 punciones durante los primeros cinco meses.

Así quedó reflejado en el informe que elabora Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, una de las referencias más consultadas para medir el pulso operativo del shale argentino. Los datos muestran que la actividad mantiene niveles elevados pese a la volatilidad observada durante algunos meses del año.

Del total registrado en mayo, apenas 94 fracturas estuvieron vinculadas a la ventana de gas, mientras que 2.390 correspondieron a la ventana de petróleo, confirmando que el desarrollo del shale oil continúa siendo el principal motor de crecimiento de Vaca Muerta. La actividad gasífera estuvo concentrada en los trabajos que Tecpetrol llevó adelante en Fortín de Piedra.

Los datos analizados por eolomedia muestran que en abril se completaron 2.335 etapas de fractura, mientras que en marzo se registraron 2.616 punciones. En febrero se contabilizaron 2.371 operaciones y en enero otras 2.401, lo que permite observar una actividad sostenida durante todo el año.

La evolución de las fracturas confirma que las operadoras continúan apostando por acelerar el desarrollo de los bloques más productivos de la formación neuquina. A pesar de algunas diferencias mensuales, la tendencia general continúa mostrando niveles de actividad históricamente elevados.

La división de los bloques

En lo que respecta a la actividad por áreas, Loma Campana, el bloque insignia de YPF y uno de los proyectos pioneros en el desarrollo de Vaca Muerta, volvió a posicionarse como el más activo de toda la formación. Durante mayo se realizaron allí 689 etapas de fractura.

El segundo bloque con mayor nivel de operaciones fue La Amarga Chica. El proyecto que YPF comparte con Vista Energy continúa consolidándose como uno de los principales desarrollos de shale oil del país y registró 323 etapas de fractura durante el quinto mes del año.

El podio fue completado por Bajada del Palo Oeste, el área estrella de Vista Energy. El bloque contabilizó 260 punciones y mantiene su lugar entre los desarrollos más productivos de la formación, apoyado en una estrategia de crecimiento sostenido y mejoras permanentes en productividad.

Detrás se ubicó El Trapial, uno de los proyectos que concentra las mayores expectativas dentro del hub norte de Vaca Muerta. El área operada por Chevron continúa ganando protagonismo dentro del shale oil neuquino y forma parte de la nueva generación de desarrollos que buscan incrementar la producción de crudo.

Por su parte, Shell también mantuvo un nivel de actividad relevante dentro de la ventana petrolera. La compañía realizó 131 etapas de fractura en Cruz de Lorena, uno de los activos que integra su portafolio de proyectos en la Cuenca Neuquina.

La distribución de las fracturas refleja cómo la actividad continúa concentrándose en un grupo reducido de bloques que explican buena parte de la producción incremental de petróleo no convencional. Los proyectos más maduros siguen liderando las estadísticas, aunque nuevas áreas comienzan a ganar terreno.

El rol de las operadoras en Vaca Muerta

Durante mayo fueron ocho las operadoras que marcaron el ritmo de la actividad en el shale neuquino. YPF volvió a liderar cómodamente el ranking al concentrar prácticamente la mitad de las operaciones realizadas en la formación.

La petrolera de mayoría estatal completó 1.242 etapas de fractura, una cifra que le permitió alcanzar el 50% de participación sobre el total de las operaciones registradas durante el mes. La diferencia respecto de sus competidores continúa siendo significativa.

La segunda empresa con mayor actividad fue Vista Energy. La compañía fundada y dirigida por Miguel Galuccio realizó 405 punciones, equivalentes al 16% del total de las fracturas efectuadas en Vaca Muerta durante mayo.

Detrás se ubicó Chevron, que logró posicionarse por primera vez en el año dentro de los tres primeros lugares del ranking. La empresa estadounidense completó 188 operaciones, una cifra que representó cerca del 7% de las fracturas totales.

Muy cerca apareció Pan American Energy (PAE). La compañía del grupo Bulgheroni realizó 178 punciones, lo que también equivale a aproximadamente el 7% del total. En tanto, Pluspetrol registró 164 operaciones dentro de la roca madre neuquina.

Por su parte, Shell contabilizó 131 etapas de fractura, representando alrededor del 5% de la actividad mensual. El listado fue completado por Tecpetrol, con 94 operaciones, y Phoenix Global Resources, que alcanzó 82 punciones. Ambas compañías representaron el 4% y el 3% de la actividad total, respectivamente.

La mirada en el servicio

En el segmento de las empresas de servicios, no se observaron cambios significativos respecto de los meses anteriores. Halliburton continúa siendo el principal actor del mercado de fractura hidráulica en Vaca Muerta y amplía progresivamente la distancia frente a sus competidores.

La compañía registró 1.303 etapas de fractura durante mayo, lo que representó el 52% del total de las operaciones realizadas en la formación. De ese volumen, 984 trabajos correspondieron a YPF, mientras que Chevron aportó 188 etapas y Shell otras 131.

Detrás se ubicó SLB, que completó 651 operaciones y concentró el 26% del total. Entre sus principales clientes se destacaron YPF, con 258 etapas de fractura, Vista Energy, con 260 operaciones, y Pan American Energy, con otras 133 punciones.

Tal como viene informando +e, Calfrac continúa ganando participación dentro del mercado de servicios especiales. La empresa completó 190 etapas de fractura en mayo, equivalentes al 8% de la actividad total registrada en la formación.

Los trabajos de Calfrac se distribuyeron entre Vista Energy, que demandó 145 operaciones, y Pan American Energy, que requirió otras 45. El crecimiento de la compañía se produce en un contexto de mayor competencia por contratos dentro de la Cuenca Neuquina.

Por su parte, Tenaris mantuvo una actividad alineada con los niveles observados durante los últimos meses. La empresa realizó 176 etapas de fractura, equivalentes al 7% del total. De ellas, 94 fueron para Tecpetrol y otras 82 para Phoenix Global Resources.

El informe se completa con la participación de SPI (Servicios Petroleros Integrales), la compañía creada por Pluspetrol tras la adquisición de los activos de Weatherford. Durante mayo realizó 164 operaciones destinadas exclusivamente a la petrolera que controla la firma, manteniendo una participación estable dentro del mercado de servicios de Vaca Muerta.

14 mayo, 2026

Vista apunta a Malasia, Australia y Singapur para ampliar las exportaciones de shale oil

Vista Energy profundiza su estrategia de expansión internacional y comenzó a posicionar el petróleo de Vaca Muerta en nuevos destinos asiáticos. Durante una presentación ante inversores, el CEO de la compañía, Miguel Galuccio, aseguró en los últimos meses se abrieron nuevos mercados para el shale oil.

“Estamos llegando a nuevos mercados. Y como ejemplo, Malasia, Australia, Tailandia, Singapur, que no llegamos antes, estamos llegando ahora”, afirmó Galuccio ante analistas e inversores y remarcó que la estrategia busca aumentar la demanda del crudo Medanito y mejorar los márgenes de comercialización del petróleo argentino.

Asimismo, el directivo explicó que Vista no es una empresa comercializadora tradicional, sino que responde a una necesidad estratégica vinculada al crecimiento de las exportaciones de petróleo y al acceso directo a clientes internacionales. Es decir, la compañía busca capturar más valor sobre cada barril exportado desde Argentina.

La apuesta para expandir el petróleo argentino

“Estamos capturando márgenes adicionales en los 25 millones de barriles que Vista espera negociar durante 2026”, sostuvo Galuccio y aclaró que la empresa no busca asumir riesgos especulativos dentro del negocio del trading internacional de crudo. “No somos una empresa comercial. El objetivo de Vista no es asumir ningún riesgo comercial”, explicó el CEO.

Además, Galuccio detalló que la compañía únicamente toma posiciones vinculadas a los volúmenes ya vendidos y, en general, con cobertura hasta el momento de entrega del petróleo.

La expansión comercial de Vista coincide con un fuerte crecimiento operativo en Vaca Muerta, impulsado por la incorporación de nuevos pozos y por la consolidación de activos como La Amarga Chica.

Durante el primer trimestre de 2026, la petrolera alcanzó una producción total promedio de 135.000 barriles equivalentes diarios, lo que representó un crecimiento interanual del 67%.

Producción récord y más exportaciones

“La sólida productividad de los pozos impulsó una producción de materiales de 127.400 BOE por día en enero a 143.200 BOE por día en marzo”, señaló Galuccio y destacó que el incremento refleja tanto el crecimiento orgánico de la compañía como la mayor escala obtenida tras la adquisición de nuevas áreas.

La producción de petróleo alcanzó los 117.000 barriles diarios, con un aumento interanual del 68%, mientras que la producción de gas creció un 62%. En paralelo, Vista avanzó con un agresivo plan de perforación y completación de pozos en Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y La Amarga Chica.

Durante el trimestre, la compañía conectó 23 nuevos pozos, lo que representó un avance importante frente a la meta anual de entre 80 y 90 pozos. El crecimiento operativo estuvo acompañado por un aumento de los ingresos y de las exportaciones de crudo hacia el mercado internacional.

Asia gana peso en la estrategia de Vista

Las exportaciones de petróleo de Vista superaron los 7,2 millones de barriles durante el primer trimestre de 2026, más del doble que en igual período del año anterior. Ese volumen representó el 67% de todas las ventas de la compañía, consolidando el perfil exportador de la petrolera.

“Vendimos el 100% de los volúmenes de petróleo a precios de paridad de exportación, tanto a nivel nacional como internacional”, afirmó Galuccio. El CEO destacó que la estrategia comercial permitió sostener ingresos pese a un escenario de menores precios internacionales del crudo.

Los ingresos totales alcanzaron los 694 millones de dólares, un 58% más que un año atrás, mientras que el EBITDA ajustado trepó a 451 millones de dólares, con un crecimiento interanual del 64%. El costo de extracción también mostró mejoras y se ubicó en 4,3 dólares por barril equivalente, un 8% menos frente al año pasado.

En relación con el contexto internacional, Galuccio señaló que el conflicto en Medio Oriente tuvo un impacto limitado durante el primer trimestre porque los precios ya estaban cerrados antes del inicio de las tensiones. Sin embargo, anticipó un escenario más favorable hacia adelante para la generación de caja y rentabilidad de la compañía.

“Esperamos que los precios más altos del petróleo aumenten significativamente el EBITDA ajustado y el flujo de efectivo libre durante el segundo trimestre de 2026 y en adelante”, destacó el CEO de Vista ante los inversores.

13 mayo, 2026

TanGo Energy proyecta producir 60.000 barriles diarios con tres bloques en Vaca Muerta

TanGo Energy Argentina informó este miércoles que la provincia de Río Negro aprobó a través del decreto 509/26 el otorgamiento de tres nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) con objetivos a la formación Vaca Muerta en las áreas Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, que superan los 150.000 acres en conjunto, y donde TanGo tiene 50% de los derechos de explotación y Vista Energy el 50% restante.

Estas tres nuevas áreas ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta comprenden un compromiso inicial durante la fase piloto de 6 nuevos pozos, con una inversión de U$S 66 millones, comenzando la actividad la primera mitad del año 2027.

Este hito marca el debut de la compañía liderada por Pablo Iuliano (CEO) en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. Con este paso, el Grupo Tango consolida su portfolio shale y refuerza su perfil operativo, proyectando una producción de 60.000 barriles diarios a cinco años.

El mapa shale de Tango Energy

El plan de desarrollo de estas 3 áreas no convencionales está sujeto al resultado de los pilotos, y a las condiciones operativas y de mercado.

“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para desriskear el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la Provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, afirmó el CEO de Tango Energy Argentina.

Asimismo, Iuliano agregó que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.

Aprobación oficial

Este acto administrativo provincial que aprueba las cesiones de las 5 áreas de concesión y 3 concesiones de transporte de Vista Energy a Tango Energy Argentina, y la reconversión de Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada a 3 concesiones no convencionales, guarda sentido y está en línea con los acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina informados a través de los Hechos Relevantes emitidos por TanGo Energy Argentina (antes Aconcagua Energía) a la Comisión Nacional de Valores (CNV) con fechas 23 de febrero de 2023, 18 de julio de 2025, 28 de agosto de 2025 y 6 de marzo de 2026.

A través de ellos se informó oportunamente sobre el proceso de avance de negociaciones y los cierres de acuerdos por los cuales TanGo Energy Argentina se posiciona como el único titular y operador de las concesiones no convencionales y convencionales, mientras que la producción no convencional que provenga de las 3 nuevas concesiones a Vaca Muerta será 50 % de TanGo Energy SAU y 50 % Vista Energy.

12 mayo, 2026

Halliburton supera el 50% de las fractura de Vaca Muerta

El mapa de las empresas de servicios en Vaca Muerta volvió a exhibir un escenario de fuerte movimiento. Durante 2025, el gran cambio había sido el avance de Halliburton sobre SLB como la firma más demandada para las tareas de fracking en el shale argentino, aunque ahora ese reordenamiento parece haber sido apenas temporal.

De acuerdo con el relevamiento elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la compañía identificada por sus mamelucos rojos inició 2026 con una aceleración marcada y ya se encuentra cerca de alcanzar las 1.500 fracturas mensuales en el no convencional.

Los datos recopilados por eolomedia reflejan que Halliburton contabilizó 932 punciones en enero, 982 en febrero, 1.147 etapas de fractura en marzo y 1.317 durante abril. El volumen del cuarto mes del año representó el 56% de toda la actividad desarrollada en la roca madre, muy por encima de sus competidores, que quedaron debajo de las 400 operaciones.

El rendimiento de Halliburton estuvo impulsado principalmente por las 931 operaciones realizadas para YPF. A eso se sumaron 236 punciones para Shell en Cruz de Lorena, 113 fracturas para Chevron en El Trapial y otras 37 tareas ejecutadas en Sierra Chata para Pampa Energía.

La competencia en el fracking

En abril se concretaron 2.335 etapas de fractura en Vaca Muerta y, aunque fue uno de los registros más bajos del año, implicó igualmente un crecimiento interanual del 15%. El nivel de actividad ayuda a explicar los cambios que comenzaron a verse en el tablero de las compañías de servicios petroleros.

La principal novedad del mes fue protagonizada por Tenaris. La empresa perteneciente al Grupo Techint desplazó a SLB del histórico segundo lugar y avanzó un puesto dentro del ranking del fracking en el shale argentino. La compañía completó 340 etapas de fractura, equivalentes al 15% de la actividad total.

El mayor volumen de operaciones de Tenaris estuvo asociado a Tecpetrol, su compañía vinculada dentro del Grupo Techint, con 196 intervenciones en Fortín de Piedra. Además, ejecutó 73 fracturas para Phoenix Global Resources en Mata Mora y otras 71 para TotalEnergies en Aguada Pichana.

El tercer lugar quedó en manos de Calfrac. La firma de mamelucos verdes realizó 321 operaciones en la roca madre, impulsadas principalmente por 176 fracturas requeridas por Pan American Energy en Lindero Atravesado y 145 punciones encargadas por Pluspetrol en Bajo del Choique.

La caída de SLB

El dato más relevante del informe fue que SLB quedó ubicada, por primera vez desde la pospandemia, en el anteúltimo puesto entre las cinco empresas de servicios activas en el shale neuquino. La firma de mamelucos azules completó 319 etapas de fractura, muy lejos de los niveles que había mantenido durante los tres meses anteriores.

Aunque mantuvo actividad con sus principales clientes, la compañía concretó únicamente 205 punciones para YPF y 114 fracturas para Vista Energy, una cifra considerablemente menor frente a sus registros recientes.

El cierre del ranking correspondió a Servicios Integrales Petroleros (SPI), la división creada por Pluspetrol luego de adquirir los activos de Weatherford. La empresa llevó adelante 38 etapas de fractura en el área La Calera.

11 mayo, 2026

Vaca Muerta frenó su ritmo récord: el fracking cayó 11% en abril

Vaca Muerta está llamada a transformarse en el gran motor energético de la región y en un actor clave dentro del mercado del GNL. El potencial de la formación sigue empujando nuevos récords productivos, aunque abril mostró una desaceleración en una actividad que venía funcionando a máxima velocidad.

De acuerdo con el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, durante el cuarto mes del año se registró el nivel más bajo de actividad de 2026. Aun así, las cifras continúan muy por encima de las alcanzadas durante el año pasado.

Los datos relevados por eolomedia indican que las operadoras concretaron 2.335 etapas de fractura hidráulica, lo que representó una caída del 11% frente a marzo —mes que marcó un récord histórico con 2.616 operaciones— y un incremento interanual del 15%.

En cuanto a la distribución de la actividad en las distintas ventanas de la formación, el informe detectó que 2.014 punciones estuvieron orientadas al shale oil, mientras que otras 321 correspondieron al desarrollo de shale gas.

El liderazgo del shale neuquino

Entre las operadoras también hubo movimientos destacados. El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las compañías al concentrar el 49% del total de las etapas de fractura realizadas durante abril.

La petrolera de mayoría estatal completó 1.136 punciones a lo largo del mes. La actividad estuvo concentrada principalmente en los bloques Lajas Este, Rincón del Mangrullo, La Amarga Chica, La Caverna, Aguada de la Arena y Bajo del Toro Norte.

La gran sorpresa del relevamiento fue Shell. La compañía anglo-holandesa completó 236 fracturas en Cruz de Lorena, un desempeño que le permitió explicar el 10% de todas las punciones registradas en Vaca Muerta.

El tercer lugar del ranking quedó para Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint continúa consolidando su presencia entre las principales jugadoras del shale neuquino y abril reforzó esa tendencia con una fuerte actividad en Fortín de Piedra.

Las operadoras que sostuvieron el ritmo

La compañía completó 196 operaciones en su bloque insignia, una cifra equivalente al 8% de todas las etapas de fractura realizadas en la formación no convencional durante el cuarto mes del año.

El mapa del fracking también mostró que Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Vista Energy y Chevron lograron sostener niveles de actividad similares a los de meses anteriores, pese a la desaceleración general del sector.

En el caso de Pluspetrol, la firma concretó 183 operaciones distribuidas entre 38 etapas en La Calera y otras 145 en Bajo del Choique, uno de los activos adquiridos recientemente a ExxonMobil.

Por su parte, PAE realizó 176 etapas de fractura, todas enfocadas en la ventana petrolera de la formación no convencional a través del bloque Lindero Atravesado. Tanto Pluspetrol como la compañía del grupo Bulgheroni concentraron cada una el 8% de las punciones totales.

Detrás apareció Vista Energy, la petrolera liderada por Miguel Galuccio, con 114 operaciones en Bajada del Palo Oeste, uno de los principales desarrollos de shale oil de la compañía.

Un escalón más abajo se ubicó Chevron, que enfocó gran parte de su actividad en El Trapial. Tanto Vista como la operadora estadounidense explicaron cada una el 5% del total de las operaciones registradas durante abril.