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Vaca Muerta suma un rig de última generación

Vaca Muerta suma más músculo para seguir creciendo. DLS Archer anunció la incorporación del equipo de perforación Súper High Spec DLS-177 a su flota en el shale neuquino. Se trata de una unidad de última generación que integra tecnología MPD – ManagedPressure Drilling.

El objetivo es responder de forma directa al incremento de la demanda de servicios de perforación de alta performance para operaciones no convencionales y amplía su capacidad de brindar soluciones integrales de mayor valor agregado.

Seguir impulsando la industria

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, afirmó: “YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta. Con esta unidad súper high spec con capacidades MPD, consolidamos una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación”.

La puesta en marcha del perforador DLS-177 fortalecerá el contrato de largo plazo vigente con YPF y consolidará el posicionamiento de DLS Archer como socio estratégico clave para el desarrollo de la industria energética nacional. La alianza entre ambas compañías combina experiencia global y liderazgo local para elevar los estándares de eficiencia, seguridad e innovación en cada pozo.

La llegada del equipo DLS-177 está prevista para el primer trimestre de 2027.

DLS sumó dos rigs de alta generación para Vaca Muerta.

Más equipos para Vaca Muerta

Hay que recordar que, en marzo, la compañía supervisó en Houston, Estados Unidos, el acondicionamiento de dos equipos de perforación que llegarán a la Argentina en los próximos meses para operar en la Cuenca Neuquina.

La visita tuvo como objetivo seguir de cerca la actualización de los equipos, que forman parte del acuerdo multianual de arrendamiento entre las empresas.

Se trata de dos rigs eléctricos APEX 1500 de 1.500 HP, diseñados para operaciones no convencionales. Los equipos cuentan con top drive de 500 toneladas, sistema de circulación de 7.500 psi y automatización para el manejo de tuberías, características que permiten mejorar la eficiencia y la seguridad en la perforación de pozos horizontales de Vaca Muerta.

La incorporación de estos equipos forma parte del contrato por cinco años que Archer firmó con YPF, valuado en unos US$ 600 millones, para operar siete equipos de perforación con servicios integrados, entre ellos Managed Pressure Drilling (MPD). Esta tecnología permite controlar de manera dinámica la presión del pozo, reducir riesgos operativos y optimizar la perforación en formaciones de baja permeabilidad.

La inversión llega en un contexto de fuerte crecimiento del shale argentino y con una reconfiguración de la estrategia de las empresas de servicio que buscan concentrar sus operaciones en el segmento no convencional y sumarse al Instituto Vaca Muerta para fortalecer la formación técnica.

Argentina LNG: antes de fin de mes se define quién provee los caños del gasoducto

Antes de que termine el mes, YPF va a difundir los pliegos de la licitación para la provisión de caños de acero del gasoducto de Argentina LNG, la obra de 527 kilómetros y 48 pulgadas que va a unir Vaca Muerta con Sierra Grande, en Río Negro, junto a sus socias Eni y XRG.

La compulsa llega semanas después de que el consorcio le diera la construcción civil de ambos ductos al grupo que arman Pumpco, la italiana Bonatti y la argentina Contreras Hermanos. La alianza Techint–Sacde quedó afuera de esa parte del negocio.

Ahora se define la otra pata del proyecto: quién va a fabricar y proveer los tubos. Es la pieza que todavía falta cerrar para completar el esquema industrial de Argentina LNG, después de meses de definiciones sobre la obra civil.

Quiénes se juegan la provisión de tubos

En la puja por los caños hay antecedentes recientes que pesan. Tenaris, la tubera del Grupo Techint, perdió la provisión de tubos del gasoducto de Southern Energy frente a oferentes de la India.

Esa derrota no fue menor: según contó el propio Paolo Rocca, el contrato que perdió Tenaris en Southern Energy representaba cerca del 60% del volumen anual del mercado local de caños con costura. Ahora se abre otra oportunidad de ese tamaño.

La sociedad Techint–Sacde tampoco logró quedarse con la construcción del ducto de Argentina LNG, así que la licitación de los tubos aparece como la próxima chance concreta para que el grupo consiga un lugar en la obra.

Cómo sigue el proceso

Según fuentes del sector, el pliego para la provisión de caños se conocería hacia fin de mes, en línea con lo que había anticipado YPF. Todavía no trascendieron los volúmenes exactos ni el cronograma de entrega que exigirá el consorcio.

En procesos anteriores, este tipo de licitaciones generó tensiones con la industria local: Tenaris quedó afuera frente a oferentes internacionales tanto en el gasoducto de SESA como en la obra civil de Argentina LNG.

El desenlace de esta compulsa se conocerá recién cuando el consorcio adjudique el contrato, algo que en los procesos anteriores del proyecto tomó varias semanas desde la apertura de los pliegos.

VMOS: quiénes invierten, cuánto ganarán y por qué es la obra clave para Vaca Muerta

Hay un número que resume el problema de Vaca Muerta desde hace años: no falta petróleo, falta cómo sacarlo. Ese es exactamente el punto que ataca VMOS, la sigla que en los despachos petroleros ya se pronuncia con naturalidad y que significa Vaca Muerta Oil Sur.

VMOS es una sociedad anónima constituida originalmente por YPF, que hoy funciona como un consorcio estratégico integrado por las principales petroleras del país. Su misión es concreta: construir un oleoducto de 437 kilómetros que una Allen, en Río Negro, con la terminal de exportación de Punta Colorada.

El informe elaborado por los especialistas Débora Aramayo, Santiago Jerez y Bruno Simieli destacan que el trazado no es un detalle menor. Estamos hablando de caños de 30 pulgadas —762 milímetros— capaces de mover volúmenes que hasta hace poco parecían impensados para la Patagonia. En Punta Colorada, además, se levanta una terminal con monoboyas y una playa de tanques que permitirá cargar buques de gran porte.

Con perforación horizontal dirigida, el VMOS conecta Neuquén y Río Negro sin tocar el cauce del río.

Quién pone la plata y quién se queda con la torta

El reparto societario tiene una lógica clara: manda quien más produce. YPF concentra el 25% del consorcio, seguida por Pluspetrol con 17% y PAE con 11%. Vista Energy, Pampa Energía y Chevron tienen 10% cada una, mientras que Shell y Tecpetrol suman 8% cada una y GyP cierra con el 1% restante.

La inversión total ronda los US$ 3.000 millones, y ahí aparece otro dato que no es menor: VMOS fue el primer vehículo de proyecto único en presentarse para acceder a los beneficios del RIGI, el régimen que promete estabilidad normativa por 30 años. El 30% del capital sale del bolsillo de las socias.

El 70% restante llega vía créditos internacionales, con Citi, JP Morgan y Santander como los bancos que financian la obra. Es la clase de estructura que en la city porteña se lee como una señal: si la banca internacional apuesta a treinta años, algo del riesgo país argentino empieza a moverse en otra dirección.

Un cronograma que ya tiene fecha de arranque

Las exportaciones no arrancan de un día para el otro. La etapa inicial está prevista para diciembre de 2026, con una capacidad de 180.000 barriles diarios. Para marzo de 2027 ese número debería subir a 390.000, y recién en el segundo semestre de ese año se llegaría a la capacidad contratada plena: 550.000 barriles por día.

Ese techo, además, no es definitivo. El propio consorcio dejó la puerta abierta para ampliar la capacidad hasta 700.000 barriles diarios si la demanda lo justifica. YPF, Pan American Energy, Vista y Pampa ya comprometieron cerca de 275.000 barriles diarios, y VMOS ofreció opciones a Chevron, Pluspetrol y Shell por otros 230.000.

Lo interesante es leer estos números junto al beneficio impositivo que trae el RIGI: baja de Ganancias del 35% al 25%, amortización acelerada, exención de derechos de importación y de exportación pasados los tres años, y regalías que se negocian entre el 13% y el 17%. Ese combo es, en el fondo, lo que hizo viable el proyecto.

El VMOS completó su última soldadura automática

Lo que está en juego si el barril sostiene los US$ 80

Acá conviene hacer un ejercicio simple. Con un crudo a US$ 80 el barril, un costo de producción de US$ 45, regalías del 15% y el resto de las cargas impositivas, la ganancia neta por barril bajo este esquema queda en US$ 14,25. No suena a fortuna, pero multiplicado por volumen cambia la escala.

En la etapa final, con 550.000 barriles diarios, los ingresos brutos anualizados treparían a US$ 16.060 millones y la ganancia neta rondaría los US$ 2.861 millones. Para YPF, que se queda con la porción más grande, eso implica sumar unos US$ 715 millones anuales solo por este negocio.

Puesto en otra escala: operar VMOS a capacidad plena equivaldría, para YPF, a sumar cerca de un 20% a sus ventas de 2025, que fueron de US$ 18.000 millones. Y el salto en la capacidad de evacuación de crudo argentino sería de más del 18% frente a 2025 y del 20% frente a 2024.

Nadie en el sector duda de que la producción de Vaca Muerta puede crecer más rápido que la infraestructura que la conecta con el mar. Ese desfasaje es, hoy, el verdadero límite. VMOS no resuelve todo, pero sí abre una vía de salida propia, independiente, que hasta hace poco no existía en los planos de nadie.

Cuánto ganó y cuánto perdió el Grupo Techint en las grandes licitaciones de Vaca Muerta

El Grupo Techint cerró los últimos dos años con un resultado parejo en las licitaciones energéticas más relevantes de la Argentina: ganó cuatro y perdió otras cuatro. Un dato que contrasta con la hegemonía que supo tener el holding de Paolo Rocca en el sector durante gran parte de la última década.

El marcador incluye los proyectos de infraestructura más grandes vinculados a Vaca Muerta: oleoductos, gasoductos, ductos de reversión y la provisión de caños de acero sin costura que exige toda esa obra de ingeniería. En conjunto, mueven una cifra que ronda los 5.000 millones de dólares entre lo ganado y lo perdido en apenas dos años.

La paridad numérica esconde, sin embargo, una asimetría de fondo. La derrota más reciente y más costosa, la construcción del gasoducto de Argentina LNG, vale sola más que dos de las cuatro obras que Techint-Sacde logró retener en el mismo período.

BTU busca acelerar con los trabajos en los gasoductos.

 

 

Las cuatro licitaciones que ganó Techint

La más grande de las cuatro fue el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), adjudicado en diciembre de 2024 por 2.500 millones de dólares. Es la obra de infraestructura energética más importante construida en el país en los últimos 50 años y quedó en manos de la UTE Techint-Sacde sin mayores sobresaltos ni competencia real.

En febrero de 2026, Oldelval le adjudicó a Techint E&C la construcción de Duplicar Norte, un ducto de 209 kilómetros valuado en 400 millones de dólares que amplía la capacidad de transporte entre Neuquén y Río Negro. Fue la última gran victoria del holding antes de la seguidilla de derrotas.

Techint-Sacde también ganó dos renglones de la Reversión del Gasoducto Norte, con ofertas cercanas a los 198.000 millones de pesos, y Tenaris se quedó con la provisión de caños para VMOS por 180 millones de dólares, tras vencer a un fabricante indio en esa oportunidad.

Techint y Sacde terminaron la construcción de los 100 KM de la reversión del Gasoducto Norte

Las cuatro que se le escaparon

La derrota más resonante llegó esta semana. El consorcio YPF-ENI-XRG le adjudicó a Pumpco, Bonatti y Contreras Hermanos el gasoducto de Argentina LNG, valuado en 1.200 millones de dólares, tras una oferta un 15% más baja que la de Techint-Sacde.

Antes, la UTE Sicim-Víctor Contreras le había ganado a Techint-Sacde la licitación del gasoducto San Matías, del proyecto de GNL de Southern Energy (SESA), por unos 530 millones de dólares. Techint tampoco se quedó con la planta compresora de esa misma obra.

Tenaris perdió la provisión de caños para ese mismo gasoducto frente a la india Welspun, en un episodio que escaló hasta cruces públicos con el presidente Javier Milei. Y en noviembre pasado, BTU le había ganado a Techint-Sacde el primer renglón de la Reversión del Gasoducto Norte.

Sumando lo confirmado, Techint retuvo obras por al menos 3.080 millones de dólares en los últimos dos años, entre VMOS, Duplicar Norte y los caños de VMOS, además de los pesos de los dos renglones del Gasoducto Norte que sí ganó.

Del otro lado, las licitaciones perdidas suman al menos 1.730 millones de dólares confirmados, entre Argentina LNG y el gasoducto de SESA, sin contar el valor de los caños que se llevó Welspun ni el del renglón de la Reversión del Gasoducto Norte que ganó BTU.

En términos de cantidad, el resultado es parejo. En términos de relevancia estratégica, la pérdida de Argentina LNG pesa más que cualquiera de las victorias: es la obra que define quién construye la puerta de salida del gas de Vaca Muerta hacia el mundo.

Oldelval inició la construcción de Duplicar Norte, un proyecto clave para ampliar el transporte de crudo desde Vaca Muerta hacia Allen con mayor capacidad.

Nuevos jugadores en la cancha

Pumpco, subsidiaria de MasTec y controlada por Jorge Mas, dueño del Inter Miami de Lionel Messi, buscó entrar al mercado argentino durante años sin éxito, con intentos que no prosperaron. Ahora es la empresa que más terreno le ganó a Techint, con dos adjudicaciones en menos de seis meses.

Sicim, Víctor Contreras, Bonatti, Contreras Hermanos y Welspun completan el pelotón de compañías italianas, estadounidenses e indias que le disputan a Techint un negocio que supo manejar casi en soledad. Ninguna había construido antes infraestructura energética de esta escala en el país.

La construcción del gasoducto de Argentina LNG todavía depende de la decisión final de inversión del consorcio YPF-ENI-XRG, esperada para fines de este año o comienzos de 2027. Recién ahí se sabrá si el consorcio ganador empieza a mover maquinaria en el terreno.

Quedan además licitaciones pendientes de definición vinculadas a otros tramos de infraestructura para el proyecto SESA y para eventuales ampliaciones futuras de VMOS, donde Techint-Sacde volverá a competir cuerpo a cuerpo con Pumpco, Bonatti y Sicim por los próximos contratos millonarios del sector energético.

El próximo capítulo de esta pulseada se conocerá recién cuando avancen las obras adjudicadas durante 2026, el año en que el Grupo Techint dejó de ganar casi todo lo que salía a licitación en la industria energética de la Argentina.

“Vaca Muerta decide quién gana, no el precio del Brent”

Todo arranca con un solo pozo. Uno de tipo estándar en Vaca Muerta produce cerca de 1,05 millones de barriles, cuesta unos 15 millones de dólares perforarlo y da una rentabilidad en dólares del 15% si el crudo se mantiene cerca de los 48 dólares el barril. Pero esa cuenta esconde una letra chica.

“Ese número solo cierra si el pozo se conecta a una infraestructura que ya existe”, sostuvo Nicolás Ziperovich, fundador y Managing Director de Lumina Energy Solutions, en su cuenta de LinkedIn. Un operador nuevo no tiene esa infraestructura: la tiene que construir él mismo, ductos, plantas de tratamiento, manejo de agua, y ese costo se paga una sola vez.

Ahí está el punto que Ziperovich quiere marcar. Ese gasto de infraestructura es el mismo si se perforan diez pozos o doscientos, así que cuanto más se reparte, más liviano pesa sobre cada barril. La escala deja de ser una opción y pasa a ser la variable que ordena todo el negocio.

“La escala no es un bonus acá, es casi todo el juego”, aseguró el exCeo de San Antonio Internacional (SAI) sobre este esquema. Con la infraestructura como costo fijo, el mismo yacimiento rinde números muy distintos según cuántos pozos entren en el plan de desarrollo.

Vaca Muerta atrae inversores globales: la cuenca que rivaliza con el Permian y promete retornos del 22%.

Cuatro escalas, un mismo yacimiento

Con un solo equipo de perforación y 45 pozos en tres años, el breakeven ronda los 57 dólares por barril y la inversión total es de unos 950 millones de dólares. Con dos equipos y 90 pozos, el costo baja a 53 dólares.

La escalera sigue bajando: con tres equipos y 135 pozos el breakeven llega a 51 dólares, y en una plataforma de 225 pozos cae a 50 dólares, con un compromiso de capital de 3.700 millones de dólares. Con el Brent hoy entre 65 y 72 dólares, toda esa escalera funciona. “El capital se vuelve más eficiente cuanto más abajo bajás en esa escalera”, consideró Ziperovich.

La cuenta, dice, no deja margen para pensar en chico: en Vaca Muerta la escala aparece incluso antes de que el proyecto lo pida.

No hay equipos de perforación disponibles en Neuquén para alquilar por un par de pozos. El que entra importa un equipo y firma un contrato mínimo de tres años, lo que ya implica unos 45 pozos y cerca de mil millones de dólares comprometidos antes de ver una gota de petróleo.

Vaca Muerta entra en una nueva etapa y Halliburton anticipa mayores exigencias

RIGI, la pieza que hace bancable la apuesta

“Suena aterrador, pero es justo lo que te ubica en la parte buena de la curva”, planteó Ziperovich sobre ese primer compromiso. Firmar por tres años un equipo obliga a pensar en escala desde el pozo número uno, y esa obligación termina siendo la que baja el costo por barril.

Ahí entra el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. El RIGI baja el impuesto a las ganancias del 35% al 25%, elimina de forma escalonada los derechos de exportación e incluye a los bienes de capital importados, como los equipos de perforación, sin aranceles ni IVA.

También fija por 30 años las reglas impositivas, aduaneras y cambiarias, algo clave para un activo que gana en dólares y necesita tomar deuda en dólares. Ziperovich lo cuantifica: el RIGI vale entre 3 y 4 dólares por barril de breakeven.

“El verdadero aporte del RIGI es que convierte un contrato de tres años y una década de perforación en algo que un banco y un directorio pueden firmar”, explica el fundador de Lumina. Sin ese marco, dice, ninguna de las cuatro escalas del modelo sería financiable en la práctica.

La pregunta ya no es si funciona

Nada de esto es teórico. En la cola de proyectos del RIGI ya están YPF, Pluspetrol y Chevron, con planes de entre 20 y 30 años y compromisos por miles de millones de dólares. GeoPark, por su parte, invierte unos 1.000 millones de dólares en tres años para llevar un bloque de 1.500 a 20.000 barriles diarios.

Para seguir esa cuenta pozo por pozo, Lumina construyó una herramienta propia. “Me cansé de correr esto en planillas de cálculo”, afirmó Ziperovich, así que la volcó en un modelo con datos oficiales de producción de cada bloque y un control para mover el precio del Brent.

Los mejores bloques producen hasta 2,3 veces más que los marginales, y algunos siguen sin cerrar la cuenta ni con el Brent en 70 dólares. “La roca, no el precio, decide quién gana”, sintetizó Ziperovich.

 

GNL: Neuquén promulgó la ley que garantiza estabilidad fiscal por 30 años

La provincia de Neuquén dio un nuevo paso para avanzar con el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) al promulgar la Ley 3566, que ratifica el acuerdo firmado entre el gobierno provincial e YPF. La norma establece el marco jurídico que acompañará el proyecto exportador, garantiza estabilidad fiscal por hasta 30 años y busca generar condiciones para atraer inversiones vinculadas al RIGI.

Con la promulgación de la ley, el gobernador Rolando Figueroa oficializó el Acta Acuerdo suscripta el 4 de junio con la petrolera de mayoría estatal. La iniciativa apunta a brindar previsibilidad a uno de los proyectos energéticos más ambiciosos del país, destinado a transformar el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación con acceso a mercados internacionales.

Estabilidad fiscal para impulsar el proyecto de GNL

La Ley 3566 ratifica un régimen especial de incentivos para el desarrollo del proyecto de GNL, asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta que adhieran al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Entre ellas se encuentran Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.

La vigencia de esos beneficios estará condicionada al cumplimiento del RIGI, mientras que la Provincia otorgará estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores al inicio de cada etapa del proyecto. El objetivo es ofrecer previsibilidad a inversiones que demandan desembolsos multimillonarios y horizontes de desarrollo de varias décadas.

Durante el tratamiento legislativo de la iniciativa, Figueroa había definido el acuerdo como “una oportunidad histórica” para convertir el potencial gasífero de Neuquén en desarrollo económico sostenible. El mandatario sostuvo además que la estabilidad fiscal constituye una herramienta indispensable para atraer capitales de largo plazo.

Figueroa presentó un proyecto para potenciar el GNL y generar empleo e infraestructura.

Inversión en infraestructura y desarrollo regional

El acuerdo también establece que YPF asumirá un compromiso de inversión de 175 millones de dólares en infraestructura. Ese monto podrá ejecutarse mediante la construcción de obras o a través de aportes económicos destinados a proyectos que serán definidos en conjunto con el gobierno provincial.

Según lo previsto, esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas a la actividad hidrocarburífera, fortaleciendo la infraestructura, los servicios públicos y las condiciones de vida en las zonas de influencia del desarrollo energético.

La aprobación legislativa y su posterior promulgación representan un paso clave para otorgar seguridad jurídica a una iniciativa considerada estratégica para ampliar la capacidad de exportación del gas argentino y consolidar a Neuquén como el principal polo energético del país.

Un crecimiento mensual de 32,2% en Rincón del Mangrullo y un pozo histórico explicaron gran parte de la recuperación productiva de YPF durante mayo.

El GNL, una apuesta estratégica para Vaca Muerta

El proyecto de GNL busca agregar valor a la producción de Vaca Muerta, diversificar los mercados de exportación y potenciar la actividad económica a través de nuevas inversiones. Además del complejo de licuefacción, el desarrollo contempla la expansión de infraestructura específica para el transporte del gas.

Entre las obras previstas figura la construcción de un gasoducto dedicado al abastecimiento del complejo exportador, una infraestructura considerada esencial para incrementar la producción, sostener el crecimiento del sector y fortalecer el posicionamiento de Argentina como proveedor de gas natural licuado en el mercado internacional.

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.

El conflicto petrolero en Santa Cruz en stand by por 15 días.

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.

Horacio Marín proyectó que Vaca Muerta generará más de 90.000 empleos

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que el desarrollo de Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para la Argentina al destacar el impacto que tendrá sobre el empleo, la infraestructura y la economía. Lo hizo a través de la segunda publicación de su newsletter “Matchpoint” en LinkedIn, donde repasó las proyecciones laborales asociadas al crecimiento de la roca madre.

“El crecimiento de Vaca Muerta no solo está transformando la matriz energética del país, también está impulsando la generación de empleo y es una de las mayores oportunidades de desarrollo económico de las últimas décadas”, afirmó Marín.

Según explicó el ejecutivo, las estimaciones de la industria muestran que el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta podría generar un pico superior a 90.000 nuevos puestos de trabajo, mientras que entre 2027 y 2030 el promedio rondaría los 75.000 empleos adicionales, impulsados tanto por la actividad petrolera como por otros sectores vinculados.

Horacio Marín pronosticó cuánto se espera para el valor del Brent.

Infraestructura, inversiones y efecto multiplicador

Marín sostuvo que el impacto del crecimiento energético excederá ampliamente a las empresas productoras de petróleo y gas y señaló que la expansión de la cadena de valor movilizará inversiones, obras de infraestructura y actividad económica en numerosos rubros que acompañan el desarrollo de los grandes proyectos.

“Este impacto se extenderá mucho más allá de la industria petrolera. La cadena de valor asociada al desarrollo energético movilizará inversiones, infraestructura y actividad económica en múltiples sectores”, destacó el pope de la empresa de mayoría estatal en su publicación.

El directivo precisó que las operadoras y de servicios petroleros continuarán siendo un motor del crecimiento, con un promedio cercano a 9.000 empleos y picos que podrían alcanzar los 11.000 puestos a medida que aumente el nivel de actividad en los yacimientos.

A ese efecto directo se sumará un importante crecimiento del empleo indirecto. Marín indicó que la demanda de materiales, transporte, logística y servicios de compañías no especializadas impulsará alrededor de 30.000 puestos promedio, con máximos cercanos a 35.000 trabajadores durante los años de mayor expansión.

Uno de los desafíos del crecimiento de Vaca Muerta

Otro de los ejes destacados por Marín fue la formación del capital humano que demandará la expansión de Vaca Muerta. En ese marco recordó que, junto con empresas de toda la industria, se puso en marcha el Instituto Vaca Muerta, iniciativa que busca preparar a los futuros trabajadores del sector.

“El crecimiento de Vaca Muerta requiere formar a los trabajadores que acompañe su desarrollo. Por eso, junto a toda la industria, impulsamos el Instituto Vaca Muerta, con el objetivo de capacitar a 15.000 operarios en los próximos cinco años y formar a 3.000 personas por año”, consideró.

Además, el CEO de YPF destacó que la capacitación es una herramienta central para fortalecer la seguridad operativa y sostuvo que conocer los riesgos, comprender los procesos y trabajar bajo estándares adecuados permite que los trabajadores tomen mejores decisiones y desarrollen sus tareas en condiciones más seguras.

Marín informó que desde el inicio de clases en marzo ya comenzaron 21 grupos con 717 estudiantes. Actualmente funcionan 15 camadas activas con 545 alumnos en cursos de operadores y seguridad operativa en yacimiento, mientras que otras seis promociones ya finalizaron con 145 egresados. Para el resto de 2026, el objetivo es superar los 2.000 estudiantes capacitados.

“Por eso siempre digo que Vaca Muerta representa mucho más que energía. Mi mayor deseo es que, dentro de muchos años, podamos mirar hacia atrás y decir que fuimos la generación que transformó los recursos de la Argentina en trabajo, desarrollo y oportunidades para nuestros nietos“, subrayó Marín en su publicación.

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.