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Vaca Muerta

Categoría: Desafío Energético

El efecto dominó del saqueo petrolero británico que se avecina en Malvinas
Mientras la atención pública se distrae, el enclave colonial británico en el Atlántico Sur consolida su transformación de base militar a potencia petrolera.
El reciente anuncio de la empresa Borders & Southern confirma que el yacimiento Darwin, en la Cuenca Sur, se prepara para seguir los pasos de Sea Lion/León Marino, profundizando la usurpación de los recursos hidrocarburíferos argentinos.
En una maniobra que marca un punto de no retorno en la disputa por la soberanía de las Islas Malvinas, la empresa británica Borders & Southern Petroleum plc anunció formalmente a la Bolsa de Londres su decisión de reactivar con fuerza el proyecto Darwin Sur. Este movimiento se produce apenas días después de que el consorcio liderado por Navitas y Rockhopper confirmara la Decisión Final de Inversión (FID) para el yacimiento Sea Lion.
Lo que para el mercado financiero londinense es un «momento transformador», para la soberanía argentina representa la consolidación de un saqueo hidrocarburífero sin precedentes desde la ocupación de 1833.
La caída del dique: De la exploración a la extracción masiva
El comunicado de Borders & Southern no es un simple trámite corporativo; es la señal que el «dique» se ha roto. Harry Baker, CEO de la compañía, calificó el avance en el norte del archipiélago, como el catalizador necesario para validar sus propios activos en la Cuenca Sur de las islas.
La empresa posee el 100% de las licencias en un área de 10.000 kilómetros cuadrados, donde el yacimiento Darwin alberga una reserva estimada en más de 460 millones de barriles de líquidos recuperables. Estos recursos, situados en la plataforma continental argentina, están siendo rematados en la Bolsa de Londres (AIM) como si fueran propiedad exclusiva de la corona británica.
Opacidad y silencio: La otra cara del conflicto
Lo más alarmante de esta expansión extractiva es el vacío de respuesta por parte de las autoridades argentinas. A pesar de la gravedad del anuncio:
El Gobierno Nacional: Mantiene una política de «perfil bajo» o silencio administrativo que permite a las empresas británicas avanzar en sus cronogramas de perforación sin enfrentar consecuencias jurídicas internacionales de peso o sanciones comerciales efectivas.
El Gobierno de Tierra del Fuego: Pese a que las Islas Malvinas forman parte de su jurisdicción provincial, la reacción ha sido limitada a comunicados de rigor, careciendo de una estrategia de confrontación legal o política que frene la logística de estas operaciones.
Un plan de 30 años de despojo
La estrategia británica ha evolucionado. Ya no se trata solo de presencia militar para garantizar la autodeterminación de los isleños; se trata de una estrategia de autonomía financiera que se inició a través de la pesca y que continuará con el petróleo. Si estos proyectos logran la extracción continua, las islas se convertirán en una economía más independiente, capaz de financiar su propia ocupación y expansión territorial sobre el sector antártico.
Las empresas operadoras como Borders & Southern están en franca violación a las leyes argentinas, que prohíben realizar actividades petroleras en la plataforma argentina sin autorización. Sin embargo, la impunidad con la que se mueven en los mercados globales evidencia que el Reino Unido no percibe una resistencia real del otro lado del Atlántico.
Las cifras de la usurpación en el Sur:
El dato: La Cuenca Malvinas Sur, donde se encuentra Darwin, es geológicamente una continuación de la plataforma continental argentina. El petróleo que Londres celebra hoy como propio, es el recurso que se le arrebata a las generaciones futuras de argentinos bajo la mirada pasiva de sus actuales gobernantes.
18/12/2025
YPF avanza en su estrategia shale y acepta la oferta de Adecoagro para vender su participación en Profertil
YPF aprobó formalmente la oferta vinculante presentada por Adecoagro para adquirir el 50% de la participación accionaria que la compañía posee en Profertil, una de las principales productoras de urea granulada de la región. La decisión fue adoptada por el Directorio de YPF en su reunión del jueves 11 de diciembre, según informó la empresa a través de un comunicado oficial difundido este lunes.
El cierre de la operación aún se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo de compraventa de acciones, por lo que la transacción no está finalizada.
Enfoque total en Vaca Muerta y el core oil & gas
Desde la óptica del sector energético, la operación se inscribe de manera directa en la estrategia de concentración de YPF en el negocio no convencional, particularmente en el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de consolidarse como una empresa shale de clase mundial.
Según señaló la compañía, esta desinversión forma parte del Plan 4×4, el programa estratégico que guía la transformación de YPF y que prioriza el uso del capital en activos de mayor retorno y alineados al upstream hidrocarburífero, en detrimento de participaciones consideradas no estratégicas para su núcleo de negocios.
Gestión activa del portafolio y reordenamiento de activos
YPF destacó que, a casi dos años de la implementación del Plan 4×4, logró avances significativos en sus cuatro pilares, especialmente en el segundo, vinculado a la gestión activa del portafolio. En ese marco, la compañía concretó casi la totalidad de su salida de campos maduros convencionales y avanzó en la venta de activos no estratégicos en Chile y Brasil.
En paralelo, reforzó su posicionamiento en Vaca Muerta mediante la incorporación de activos considerados clave, como Sierra Chata, adquirida a ExxonMobil, y Rincón de la Ceniza y La Escalonada, provenientes de Total Argentina.
Señal al mercado energético
Con la aceptación de la oferta de Adecoagro por Profertil, YPF ratifica una señal clara al mercado: priorizar el desarrollo hidrocarburífero no convencional, optimizar el uso del capital y concentrar recursos en los activos que sostienen su estrategia de crecimiento en el corazón del negocio oil & gas argentino.
Desde la compañía subrayaron que esta decisión apunta a generar valor para los accionistas y, al mismo tiempo, promover el desarrollo energético del país, en un contexto donde Vaca Muerta continúa siendo el principal motor de inversión, producción y exportaciones del sector.
Fuente: YPF
16/12/2025
Vaca Muerta, IA y cuellos de botella: Lic. Luis Muñoz de Solution IT y Juan José Carbajales Paspartú
16/12/2025
CENOVA y un curso gratuito para quienes quieren ser parte del oil & gas
CENOVA inició el Taller Introductorio: Industria del Gas y Petróleo en la Cuenca Neuquina, un curso gratuito y presencial destinado a quienes quieran conocer los procesos, oportunidades laborales y perfiles profesionales del sector hidrocarburífero, uno de los motores productivos de la región y del país.
El taller está a cargo del Ing. Alex Daniel Horacio Valdez, especialista con más de 35 años de experiencia en la industria energética, y se dicta los primeros tres jueves de diciembre de 09.00 a 12.00 hs en CENOVA Neuquén durante cuatro semanas. Si te interesa y te perdiste la primera clase tenés la oportunidad de sumarte y recibir un certificado digital emitido por CENOVA.
Objetivos del taller:
*Brindar un panorama general de la industria del gas y petróleo, con foco en la Cuenca Neuquina.
*Explicar de manera clara las etapas de operación, los equipos principales y los actores clave.
*Introducir nociones básicas de seguridad y cultura preventiva.
*Orientar sobre salidas laborales iniciales, competencias requeridas y trayectorias formativas disponibles en CENOVA.
El curso combina exposiciones interactivas, recursos visuales, dinámicas de simulación, estudio de casos y participación de referentes del sector. Entre los contenidos se incluyen: la industria y el territorio, el ciclo de vida de un pozo, roles y cultura de trabajo, seguridad y calidad, y trayectorias profesionales con futuro. Los materiales de apoyo se encuentran disponibles en el Campus Virtual CENOVA.
Este taller busca desmitificar la industria del petróleo y gas, acercando a los participantes a un primer entendimiento de sus procesos y oportunidades de empleo, con un enfoque práctico, motivador y alineado a las necesidades del sector en la Cuenca Neuquina.
11/12/2025
Nuevo acuerdo energético con Chile: Vaca Muerta asegura exportaciones de petróleo hasta 2033
Argentina acaba de consolidar uno de los acuerdos energéticos más relevantes de los últimos años con Chile. YPF informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que cerró un contrato de exportación de petróleo con la Empresa Nacional del Petróleo de Chile (ENAP) que se extenderá hasta 2033 y que contempla el envío de 70.000 barriles diarios de crudo, provenientes en su mayoría de Vaca Muerta.
Del total comprometido, 32.000 barriles diarios serán aportados por YPF, lo que representa el 45,45% del volumen total del acuerdo, mientras que el resto será cubierto por Vista Energy, Shell y Equinor. Las exportaciones se realizarán a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), una infraestructura estratégica que vuelve a posicionarse como uno de los principales corredores energéticos regionales.
Según el comunicado presentado por YPF ante la CNV, el contrato prevé el suministro de petróleo no convencional en un esquema de largo plazo, algo poco habitual en un sector históricamente atravesado por la volatilidad local y externa.
Producción récord, incluso con precios en baja
El acuerdo se da en un contexto de fuerte crecimiento productivo. En octubre, Argentina alcanzó una producción de 859.500 barriles diarios, superando el récord de 1998, cuando se había llegado a 847.000 barriles. Este salto se produjo a pesar de un escenario internacional adverso, con una caída del 14% interanual en el precio del Brent durante 2025, que pasó de US$76 a US$63 por barril.
Del total producido, el país exporta actualmente el 18%, es decir, unos 154.710 barriles diarios. El liderazgo del sector está concentrado en pocas manos: YPF aporta el 46% de la producción, seguida por Pan American Energy (13%), Vista Energy (9%), Pluspetrol (5%), Shell (4%) y Chevron (3%), según el último informe del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
El crecimiento se explica casi exclusivamente por Vaca Muerta, cuya producción no convencional crece a un ritmo del 30% interanual, mientras que la producción convencional del resto de las cuencas cae un 7%. Hoy, la cuenca neuquina aporta el 60% del petróleo del país, con más de 515.000 barriles diarios, y explica el 76% de la producción nacional total.
Infraestructura, costos y los “dolores del crecimiento”
Uno de los factores claves que permitió este salto exportador fue la ampliación del sistema de transporte. El oleoducto Oldelval duplicó su capacidad, pasando de 225.000 a 540.000 barriles diarios, lo que destrabó uno de los principales cuellos de botella logísticos del sector y redujo costos de traslado hacia los puertos de salida.
Sin embargo, el horizonte de crecimiento también expone las tensiones estructurales. De cara a 2030, el sector proyecta alcanzar una producción de 1,5 millones de barriles diarios, con 1 millón destinado a la exportación, pero para eso deberá enfrentar lo que en el propio Gobierno definen como “cuellos de botella positivos”: falta de empresas de servicios, costos elevados y una infraestructura vial claramente insuficiente.
Hoy, perforar un pozo en Argentina cuesta un 40% más en dólares que en Estados Unidos, un dato que pone en evidencia que la competitividad de Vaca Muerta todavía depende tanto del subsuelo como de la superficie.
El trasfondo internacional: petróleo abundante y presión sobre los precios
Este acuerdo con Chile se firma además en un contexto internacional de sobreoferta de crudo, con Estados Unidos, Brasil, Guyana y la propia Argentina incrementando producción fuera de la órbita de la OPEP+. La combinación de inventarios elevados, crecimiento moderado de la demanda y tensiones geopolíticas contenidas mantiene los precios bajo presión.
En ese escenario, asegurar mercados estables de largo plazo, como el que ahora se consolida con Chile, resulta clave para darle previsibilidad a una industria que invierte con horizontes de décadas, pero que vende su producción en un mercado global cada vez más incierto.

09/12/2025
El nuevo petróleo sudamericano que podría empujar los precios a la baja en 2026
Mientras las potencias tradicionales del petróleo ajustan su producción para sostener los precios, en el Atlántico Sur y en la Patagonia se está gestando un fenómeno de impacto global: Brasil, Guyana y Argentina concentran hoy el mayor crecimiento de oferta fuera del cartel de la OPEP+, y su expansión ya empieza a tener consecuencias directas sobre el precio internacional del crudo.
Las proyecciones para 2026 anticipan un panorama incómodo para los productores: más petróleo disponible, demanda global más moderada y un mercado que empieza a mostrar señales claras de saturación.
No es una hipótesis teórica. Es una tendencia ya en marcha.
Brasil: el gigante offshore que no frena
Brasil sigue siendo el jugador más poderoso de este nuevo bloque sudamericano. El desarrollo del pre-sal, con campos como Lula, Búzios y Mero, se sostiene sobre una infraestructura de altísima complejidad tecnológica, basada en FPSO de última generación.
El país ya supera con comodidad los 3 millones de barriles diarios de producción, y los nuevos proyectos que entrarán en operación entre 2025 y 2027 le permitirán seguir ampliando su participación en las exportaciones globales. Su escala, su bajo costo relativo por barril y su estabilidad macro lo colocan entre los productores más competitivos del mundo.
Guyana: crecimiento explosivo, pero con cautela en los números
Guyana es, sin dudas, el caso más impactante de la última década. En apenas unos años pasó de no figurar en el mapa petrolero a convertirse en un exportador relevante, gracias a los desarrollos offshore encabezados por ExxonMobil.
Hoy produce varios cientos de miles de barriles por día, con una proyección de fuerte crecimiento en los próximos años a medida que entren nuevas plataformas en sus bloques marítimos.
Sin embargo, las cifras más exuberantes que circularon recientemente (por encima de 800.000 o 900.000 barriles diarios) no están respaldadas todavía por datos oficiales consolidados y deben tomarse con extrema prudencia.
Lo que sí es indiscutible es que Guyana seguirá sumando producción de manera sostenida durante el próximo lustro, impactando de lleno en el balance global de oferta.

Argentina: Vaca Muerta ya es un jugador global
En el caso argentino, el gran protagonista es Vaca Muerta, que hoy supera los 550.000 barriles diarios de producción, mientras que la producción total de petróleo del país ronda los 860.000 barriles por día, el nivel más alto en casi tres décadas.
El crecimiento ya no es solo técnico: ahora depende directamente de la infraestructura de transporte, la expansión de oleoductos, las terminales de exportación y la capacidad real de colocar ese crudo en el mundo a precios competitivos.
El problema es que ese salto exportador empieza a darse justo cuando el mercado internacional se encamina hacia un escenario de superávit estructural de petróleo.
La presión sobre los precios ya no es futura: es presente
Según estimaciones de distintas consultoras internacionales, Brasil, Guyana y Argentina podrían aportar entre 750.000 y 1 millón de barriles diarios adicionales al mercado mundial hacia 2026, por fuera de la OPEP+.
El problema no es el crecimiento en sí. El problema es el contexto:
- Los inventarios globales de crudo están altos.
- La demanda mundial crece a un ritmo más lento, condicionada por la desaceleración económica y la transición energética.
- Estados Unidos sigue produciendo en niveles históricamente elevados.
- Y la OPEP+ enfrenta cada vez más dificultades para sostener recortes efectivos.
El resultado es un mercado que se inclina peligrosamente hacia la sobreoferta, con precios que ya muestran debilidad y que podrían sufrir nuevas caídas a partir de 2026.
La paradoja sudamericana: producir más en un mundo que paga menos
Aquí aparece la gran contradicción de esta etapa:
Sudamérica produce más petróleo justo cuando el mundo paga menos por él. Para países con estructuras fiscales frágiles, altos costos internos o necesidades urgentes de divisas —como la Argentina—, este escenario es tan prometedor como riesgoso. Porque una cosa es exportar mucho, y otra muy distinta es hacerlo con márgenes sólidos.
Brasil y Guyana pueden apoyarse en su bajo costo por barril y en grandes jugadores internacionales. Argentina, en cambio, sigue atada a un delicado equilibrio entre precios, dólar, costos internos y presión impositiva, que define si cada barril exportado deja ganancia real o solo volumen.
Vaca Muerta frente a su prueba más dura
Para Vaca Muerta, el desafío ya no será solo técnico ni productivo. Será estratégico:
- Competir en un mundo con crudo abundante.
- Sostener inversiones aun cuando el precio internacional esté bajo presión.
- Consolidar infraestructura exportadora antes de que el ciclo de precios juegue en contra.
- Y, sobre todo, evitar repetir la historia de vender recursos en épocas de precios deprimidos.
El boom existe. La oportunidad también. Pero el riesgo es tan grande como el volumen que hoy se extrae del subsuelo.
El nuevo mapa petrolero ya está en marcha
Brasil, Guyana y Argentina están reconfigurando el mapa energético global. Ya no son actores secundarios. Son parte del núcleo duro de crecimiento de la oferta mundial.
La pregunta no es si este auge va a impactar los precios. La pregunta es quiénes estarán preparados para sobrevivir cuando ese impacto se vuelva permanente.
Porque producir más no garantiza ganar más. Y en el negocio del petróleo, cuando la oferta sobra, el margen se evapora.
08/12/2025
Ajuste energético nacional: aumentos de tarifas y recorte de subsidios para 140.000 familias
El Gobierno nacional aplicará desde el 1° de enero de 2026 un nuevo esquema de subsidios a la electricidad y el gas natural que implicará aumentos en las tarifas finales y una quita significativa de los subsidios vigentes. La reforma elimina la segmentación por niveles de ingresos (N1, N2 y N3) y la reemplaza por un sistema de subsidios focalizados con solo dos categorías: usuarios que recibirán un subsidio parcial y usuarios sin subsidio, que pagarán tarifa plena. Este cambio dejará sin la bonificación plena a unas 140.000 familias de ingresos medios que, hasta ahora, contaban con un subsidio del 100% sobre un consumo de hasta 250 kWh mensuales y pasarán a recibir solo una cobertura del 50% por ese mismo volumen de energía.
El impacto del nuevo sistema no llegará en cualquier momento del año. El recorte de los subsidios y el aumento de la tarifa comenzará a regir en pleno verano, una de las etapas de mayor demanda energética, principalmente en la zona NEA. A esto se suma que, según lo informado oficialmente, el volumen de energía subsidiada será menor al actual, por lo que una mayor porción del consumo se facturará a precio pleno.
Formosa tomó una decisión en sentido contrario: desde el inicio de la gestión de Javier Milei, las tarifas eléctricas acumulan aumentos superiores al 270%. Frente a esto, la provincia resolvió sostener el subsidio provincial «Esfuerzo Formoseño», una herramienta clave que permite amortiguar el impacto del ajuste sobre los usuarios residenciales. Este esquema beneficia actualmente a cerca del 90% de los hogares formoseños encuadrados en los segmentos N2 y N3, absorbiendo gran parte del Valor Agregado de Distribución que integra la factura. Gracias a esta política, Formosa logró posicionarse entre las provincias con las tarifas eléctricas más bajas del país, como dio a conocer el último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA-CONICET.
La continuidad del subsidio #Esfuerzo Formoseño» cobra aún más relevancia en un contexto en el que, a nivel nacional, la política energética apunta a trasladar el costo real de la energía a los usuarios finales. El nuevo esquema nacional prevé que los subsidios solo cubran el 50% del consumo dentro de un bloque limitado de 300 kWh mensuales en verano e invierno, y de 150 kWh en primavera y otoño, mientras que todo excedente se cobrará a tarifa plena. Esto incrementará de manera significativa el gasto en un servicio esencial para miles de familias, principalmente las del NEA, que son electrodependientes y deben afrontar mayores consumos en el verano.
Hasta ahora, los subsidios cubrían el 100% de un consumo mensual de hasta 350 kWh para los hogares de bajos ingresos y de hasta 250 kWh para los de ingresos medios.

Esto genera lo que distintos analistas describen como una «distorsión tarifaria»: durante el verano, los hogares podrían llegar a pagar la luz a un precio más alto que algunos comercios e industrias, un escenario que profundiza la carga sobre el consumo residencial. La quita progresiva del Estado nacional del esquema de subsidios deja a millones de usuarios expuestos a los vaivenes del mercado energético, en un contexto económico donde los ingresos no acompañan el ritmo de los aumentos.
Mientras el Gobierno nacional avanza en su objetivo de reducir el gasto en subsidios energéticos como parte del ordenamiento fiscal, las provincias quedan ante el desafío de definir si amortiguan o no ese impacto con recursos propios. En el caso de Formosa, la decisión fue clara: sostener una política energética orientada a garantizar el acceso al servicio como un derecho básico, aun en un escenario de fuerte presión sobre las finanzas públicas.
03/12/2025
Vaca Muerta avanza en el mercado global del GNL: Southern Energy firmó un acuerdo histórico con la alemana SEFE
Southern Energy, el consorcio creado para exportar el gas de Vaca Muerta desde la costa de Río Negro, firmó un acuerdo marco con la empresa estatal alemana SEFE – Securing Energy for Europe, que establece un compromiso de venta de 2 millones de toneladas de GNL por año durante ocho años. Por su volumen y vigencia, se trata de la mayor operación de exportación de Gas Natural Licuado realizada por Argentina.
El acuerdo —rubricado por Rodolfo Freyre, presidente del consorcio, y Frédéric Barnaud, director comercial de SEFE— prevé que los envíos comiencen a fines de 2027, en paralelo con la puesta en marcha del buque de licuefacción Hilli Episeyo, el primero de los dos barcos que Southern Energy instalará en el Golfo San Matías.
Un contrato que anticipa el ingreso de Argentina al mercado global de GNL
El entendimiento firmado funciona como un Heads of Agreement (HoA), un paso previo al contrato definitivo de compraventa que ambas partes cerrarán en los próximos meses. La operación podría generar más de USD 7.000 millones en exportaciones a lo largo de su vigencia, sujeto a la evolución de los precios internacionales del gas.
El volumen comprometido representa más del 80% de la capacidad anual del Hilli Episeyo, que puede procesar hasta 2,45 millones de toneladas de GNL. También supera el 30% de la capacidad total de los dos buques de licuefacción previstos por el consorcio, que alcanzarán una producción conjunta cercana a los 6 millones de toneladas por año.
Southern Energy tiene previsto invertir más de USD 15.000 millones para desarrollar el complejo exportador a lo largo de sus primeros 20 años de operación.
Río Negro consolida su posición estratégica
La firma del acuerdo confirma el papel de Río Negro como plataforma logística del futuro esquema exportador de gas argentino. El complejo se asentará sobre Punta Colorada, en Sierra Grande, donde ya comenzaron a movilizarse materiales críticos para el gasoducto que alimentará a los buques.
El cronograma de Southern Energy prevé que el Hilli Episeyo arribe al país en 2027 y que el segundo barco —MKII— se incorpore durante 2028, completando la primera etapa del proyecto conocido como Argentina FLNG.
Freyre, presidente de Southern Energy, destacó que el contrato “será la primera venta a gran escala de GNL desde Argentina y constituye un hito en el desarrollo futuro de las reservas de gas de Vaca Muerta”.
Desde SEFE, Barnaud subrayó la importancia geopolítica del acuerdo para Europa: “Es nuestro primer compromiso de GNL con un proveedor sudamericano y contribuye a diversificar nuestra cartera y reforzar la seguridad energética del continente”.
Proyección económica y horizonte 2035
Entre 2027 y 2035, Southern Energy estima exportar más de USD 20.000 millones en GNL, cifra que colocaría a Vaca Muerta entre los nuevos polos de abastecimiento energético para mercados que buscan reducir exposición a proveedores tradicionales y diversificar origen.
El acuerdo con SEFE representa, además, la primera gran confirmación comercial del esquema exportador que Argentina viene proyectando desde 2022: una infraestructura modular, basada en unidades flotantes, que evita la necesidad de un complejo costero tradicional y acelera los plazos de entrada en operación.
Para la Patagonia norte, el movimiento consolida un nuevo frente productivo asociado al gas, que convivirá con la expansión del petróleo y con los proyectos de infraestructura troncal que buscan maximizar la evacuación de la producción hacia mercados regionales y globales.
adnsur
03/12/2025
$Vaca Muerta: noviembre cerró con 1.762 fracturas y YPF dominó el año. Qué deja 2025 y cuáles son los riesgos para 2026$
Vaca Muerta: noviembre cerró con 1.762 fracturas y YPF dominó el año. Qué deja 2025 y cuáles son los riesgos para 2026
Pero más allá del número, el cierre de 2025 deja una señal clara: la actividad se sostiene, pero las inversiones empiezan a desacoplarse, y los indicadores técnicos muestran que 2026 será un año de mayor concentración, menor diversidad de actores y una presión creciente sobre las compañías de servicios.
Un noviembre marcado por el dominio de YPF
El detalle del mes es contundente:
- YPF: 934 etapas
- Vista: 201
- Pampa Energía: 196
- Pluspetrol: 172
- Tecpetrol: 146
- Chevron: 82
- Restantes operadoras: 31
- TOTAL: 1.762 etapas
YPF realizó tantas fracturas como las seis operadoras siguientes combinadas, un fenómeno con implicancias operativas y económicas:
1. Impone ritmo y precio en toda la cadena.
2. Define qué empresas de servicio lideran y cuáles retroceden.
3. Asegura contratos más largos y economías de escala.
En paralelo, Vista y Pampa Energía consolidan su posición de “jugadores industriales”, con programas estables y eficiencia creciente.
Compañías de servicio: SLB se queda con todo
El market share del mes en shale muestra un liderazgo claro:
- SLB: 545 etapas (31%)
- Halliburton: 389 (22%)
- SPI: 172 (10%)
- Tenaris (Techint): 146 (8%)
- Otros: el resto
SLB vuelve a ubicarse como la compañía que más fractura en Vaca Muerta, impulsada por:
- Contratos de largo plazo con YPF
- Foco en eficiencia y reducción de tiempos muertos
- Capacidad técnica y disponibilidad de flotas completas
Halliburton mantiene una presencia fuerte, pero con un crecimiento más moderado que en el ciclo 2022–2024.
La sorpresa del año es SPI, que consolida un rol relevante con Pluspetrol y otros contratos, demostrando que aún hay espacio para jugadores medianos.
Convencional y Tight Gas: actividad en mínimos históricos
Los gráficos históricos muestran una realidad sin doble lectura:
- El convencional se encuentra en su nivel más bajo desde 2016.
- El tight gas mantiene apenas algunos desarrollos marginales para sostener compromisos invernales.
El 98% de la actividad de fractura del país ya es shale, confirmando la reconversión total del upstream argentino.
Ranking anual 2025 – Operadoras (estimación consolidada)
(Basado en las tendencias mensuales y la participación histórica del año)
1. YPF – +11.000 etapas en el año
2. Vista – +2.200
3. Pampa Energía – +2.000
4. Pluspetrol – +1.800
5. Tecpetrol – +1.500
6. Chevron – +800
7. Phoenix, Shell, Exxon (transición), otras –
Conclusión: el 2025 fue claramente un año de tres grandes: YPF, Vista y Pampa. Pluspetrol y Tecpetrol integran un segundo pelotón estable.
Ranking anual 2025 – Compañías de servicio
1. SLB – Líder absoluto: casi un tercio del mercado anual
2. Halliburton – Segundo firme, con presencia dominante en YPF y Chevron
3. SPI – Tercero, consolidado como jugador de nicho con fuerte crecimiento
4. Tenaris – Techint – Presencia estable pero sin crecimiento relevante
5. Calfrac, Weatherford, San Antonio, Baker Hughes – Rol secundario o contractualmente acotado
El mercado pasó de un escenario de 6–7 actores relevantes a un esquema de 3 competidores dominantes.
2026: los riesgos que ya se ven en el horizonte
1. Concentración extrema y dependencia de pocos actores
El 2026 podría estar marcado por un nivel de concentración sin precedentes:
- Si YPF sostiene su ritmo, controlará más del 50% de la actividad nacional.
- SLB y Halliburton manejarán el 60% de las etapas de fractura.
La dependencia de estos jugadores aumenta el riesgo sistémico ante:
2. Menos inversiones nuevas y más “profundización” de lo ya existente
Los permisos e inversiones greenfield son menores que en 2018–2020.
Las empresas optimizan áreas existentes, lo que:
- Reduce la exploración
- Limita la diversificación geológica
- Aumenta la sensibilidad ante declinos en las ventanas centrales
3. Riesgos logísticos: gasoductos, petróleo y arena
La actividad se sostiene, pero la infraestructura:
- Oleoductos saturados en picos
- Líneas eléctricas con capacidad limitada
- Arena que depende cada vez más de proveedores de Río Negro y Neuquén
- Capacidad de tratamiento de agua que no creció al ritmo de la perforación
Sin ampliaciones, el cuello de botella puede frenar proyectos en 6–12 meses.
4. Escenario global incierto
Para 2026 hay riesgos externos claros:
- Precios volátiles del Brent por conflictos geopolíticos
- Cambio de política energética en EE.UU.
- Desaceleración económica global
- Competencia creciente del Medio Oriente
La inestabilidad impacta directamente en la decisión de inversión de las empresas medianas, que ya mostraron retracción en 2025.
5. La señal que deja 2025
2025 fue un año de gran actividad pero menor diversidad, lo que deja una doble lectura:
Lo positivo
- Alto nivel operativo
- Eficiencia récord
- Desarrollo industrial consolidado
- Producción de shale oil y shale gas en máximos
Lo preocupante
- Caída de actores medianos
- Concentración extrema
- Menos exploración
- Inversiones más defensivas
- Riesgos crecientes para 2026 si se detiene la ampliación de infraestructura
Conclusión editorial: Vaca Muerta entra en una etapa más madura, pero también más sensible. El 2026 será un año clave para entender si Vaca Muerta puede: Sostener el ritmo actual, aumentar la capacidad exportadora. atraer inversiones nuevas o si el sistema está entrando en una zona de fatiga estructural.
Lo que dejó noviembre lo resume con claridad: la actividad sigue alta, pero ya no crece.
El modelo depende de pocos jugadores y enfrenta nuevos desafíos logísticos, financieros y geopolíticos. La ventana de oportunidad sigue abierta, pero no será eterna.
En 2025, Vaca Muerta mostró músculo.
En 2026 deberá demostrar algo más difícil: resiliencia y capacidad de adaptación.
02/12/2025
Camuzzi invertirá USD 3.900 millones para exportar GNL desde La Plata
Camuzzi Gas Inversora S.A., la compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció hoy la creación de “LNG del Plata”, el nuevo desarrollo energético de destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.
Con una inversión que alcanzará los USD 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.
“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, acompañando de esta forma el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”, destacó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.
Cómo se transportará el gas
La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires; la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. En ese marco, la compañía se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones.
Las obras iniciarán en 2026, y se prevé el inicio de operaciones formales para 2028. Entre los meses de septiembre y mayo, LNG del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa. Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.
En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.
Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL.
02/12/2025

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