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Categoría: Patagonia Shale

  • YPF y ENI avanzan en un proyecto de US$ 40.000 millones y suman a ADNOC como socio estratégico

    YPF y ENI avanzan en un proyecto de US$ 40.000 millones y suman a ADNOC como socio estratégico

    YPF y ENI anunciaron la firma del “Framework Agreement” con XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC (Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi), con el objetivo de avanzar en la negociación de los términos definitivos para la incorporación de la compañía emiratí al proyecto Argentina LNG. Este acuerdo preliminar, rubricado en el marco de ADIPEC 2025, representa un paso clave en la consolidación del proyecto que transformará a la Argentina en un nuevo actor relevante del mercado global de gas natural licuado (GNL).

    “La incorporación de XRG al proyecto Argentina LNG fortalece una iniciativa clave para el futuro energético del país. Esta alianza estratégica nos permite avanzar en el desarrollo de una plataforma de exportación de GNL de clase mundial, con un impacto transformador en términos de empleo, inversión y posicionamiento internacional”, destacó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

    Un proyecto de escala mundial

    El proyecto Argentina LNG contempla una solución integrada que combina la producción de gas no convencional en Vaca Muerta con la licuefacción mediante tecnología de unidades flotantes (FLNG). La primera fase prevé una capacidad de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL —a través de dos buques FLNG de 6 MTPA cada uno—, expandible a 18 MTPA en etapas posteriores.

    El desarrollo se enmarca en el Plan 4×4 de YPF, que busca convertir a la compañía en una empresa shale de clase mundial y en una gran exportadora de hidrocarburos hacia 2031.

    YPF y ENI avanzan en el diseño técnico y financiero

    El mes pasado, YPF y la italiana ENI firmaron en Buenos Aires el acuerdo de ingeniería que define el diseño técnico y operativo del mayor proyecto de licuefacción de la historia argentina, con una inversión global estimada de 40.000 millones de dólares.

    Este hito técnico constituye la antesala de la Decisión Final de Inversión (FID), prevista para el primer semestre de 2026, y dará inicio al proceso de búsqueda de financiamiento por alrededor de 20.000 millones de dólares en los mercados internacionales. A su vez, ambas compañías aportarán 5.000 millones de dólares de capital propio.

    Del total proyectado, 25.000 millones se destinarán a la construcción de la terminal de licuefacción y la infraestructura asociada, mientras que 15.000 millones financiarán el desarrollo de tres bloques de gas húmedo (wet gas) en Vaca Muerta.

    El proyecto, que YPF y ENI desarrollarán en partes iguales, constituye un pilar estratégico para expandir la capacidad exportadora del país y generar divisas a largo plazo, potenciando el aprovechamiento de los recursos gasíferos no convencionales.

    XRG, un socio global de referencia

    La incorporación de XRG, con un valor empresarial superior a 80.000 millones de dólares, representa un nuevo salto de escala internacional para YPF. La compañía, filial de ADNOC, lidera inversiones energéticas en África, Asia y América del Norte, incluyendo proyectos como Rio Grande LNG (EE. UU.), la concesión Área 4 en Mozambique y diversas operaciones en Turkmenistán y Egipto.

    Con una estrategia orientada a duplicar sus activos en la próxima década, XRG busca consolidarse como líder global en gas natural, productos químicos y soluciones energéticas sostenibles. Su participación aportará capacidad técnica, capital de inversión y acceso a mercados estratégicos a nivel internacional.

     

  • Cómo continúa la obra del VMOS tras completarse la última soldadura

    Cómo continúa la obra del VMOS tras completarse la última soldadura

    Tras la finalización de la última soldadura automática, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) mantiene su ritmo de ejecución con tareas en distintos puntos del trazado y en la terminal de Punta Colorada. La obra, que atraviesa el territorio rionegrino, consolida la infraestructura clave para la exportación del crudo de Vaca Muerta.

    El proyecto, que une en esta etapa Allen con Punta Colorada a lo largo de 437 kilómetros, alcanzó un nuevo hito técnico y en paralelo mantiene en ejecución tareas vinculadas a pruebas hidráulicas, obras civiles y montaje de instalaciones. La semana pasada, durante un encuentro con proveedores locales en Cipolletti, el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, apuntó que la obra en general tiene un grado de avance del 38%.

    En los tramos iniciales, entre Allen y Chelforó, se completaron las pruebas hidráulicas y se avanza en el soplado de fibra óptica y los empalmes de cañería, mientras que el tramo Chelforó–Punta Colorada se prepara para el inicio de la fase constructiva final, previsto una vez otorgado el permiso definitivo para el cruce del río Negro.

     

    Frentes activos en estaciones y terminales

    Según se informó desde el área de Hidocarburos provincial, en la cabecera de bombeo de Allen, se desarrollan tareas de movimiento de suelo, montaje de tanques y fundaciones eléctricas, además del prefabricado de cañerías y drenajes.

    Simultáneamente, en la estación de bombeo de Chelforó (EB1) se trabaja en la instalación de bases premoldeadas, bandejas de conducción, pórticos eléctricos y fundaciones de sala técnica, con avances visibles en las obras de hormigón y soldaduras de ajuste.

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    La terminal de exportación de Punta Colorada, ubicada en el Golfo San Matías, concentra actualmente el mayor volumen de tareas. Allí se construyen seis tanques de almacenamiento de 120.000 metros cúbicos cada uno, con distintos grados de avance. Dos de ellos ya completaron las estructuras principales, mientras los restantes avanzan en etapas de impermeabilización, protección catódica y montaje de domos.

    El predio incluye además caminos internos, obras de drenaje y servicios, junto a la instalación de monoboyas mar adentro que permitirán la carga de buques de gran porte.

    El Oleoducto Vaca Muerta Sur se consolida como la infraestructura más importante en ejecución para ampliar la capacidad de transporte y exportación del petróleo argentino. Con una inversión estimada en 2.000 millones de dólares, el sistema contará con cuatro estaciones de bombeo, 28 válvulas de bloqueo y una capacidad inicial de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027.

  • VMOS completó la última soldadura automática del oleoducto

    VMOS completó la última soldadura automática del oleoducto

    El Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) finalizó la última soldadura automática en línea regular en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada, donde se almacenará el crudo de Vaca Muerta, para su futura exportación a partir de diciembre de 2026.

    Con este nuevo hito, VMOS culminó los trabajos de soldadura automática del oleoducto de 437 kilómetros de extensión y 30 pulgadas (762 mm) de diámetro que conecta la localidad de Allen, en el Alto Valle de Río Negro, con Punta Colorada, en la zona atlántica de la provincia, y en cercanías a la ciudad de Sierra Grande.

    Los trabajadores de la UTE Techint Sacde, a cargo de la obra, celebraron este nuevo hito, luego de haber alcanzado en octubre un récord de soldadura en línea regular de 175 uniones en una sola jornada, lo que equivale a más de 4 km de avance en un único día.

    El CEO de VMOS, Gustavo Chaab, destacó la importancia de este logro y expresó su agradecimiento “a las empresas que lo hicieron posible y a todos sus trabajadores”. La obra de construcción del oleoducto implicó un importante desafío para lograr 76 cruces especiales de rutas y arroyos, como así también el traslado de más de 200 equipos pesados y tres campamentos móviles de 1.500 trabajadores en total a lo largo de toda la traza.

    Esta etapa del proyecto se completará con trabajos de soldaduras lineales y el cruce subterráneo del río Negro, previsto a partir de diciembre de 2025, por medio de tecnologías dirigidas de última generación (HDD), que garantizan la integridad de las operaciones.

    El Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) es el proyecto de infraestructura energética más relevante de los últimos 50 años en Argentina. Su capacidad de transporte permitirá despachar 180.000 barriles diarios de petróleo, en una primera fase, para luego alcanzar los 550.000 barriles diarios.

    El desarrollo de VMOS marca un paso decisivo en la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador y en el fortalecimiento de la infraestructura energética que permitirá incrementar la producción de petróleo y generar exportaciones por 15.000 millones de dólares adicionales para la Argentina en los próximos años.

  • Nuevo récord en Vaca Muerta: YPF y AESA completaron el pozo más largo, de 8.340 metros

    Nuevo récord en Vaca Muerta: YPF y AESA completaron el pozo más largo, de 8.340 metros

    AESA, en conjunto con YPF, logró un nuevo hito técnico en Vaca Muerta al completar el pozo horizontal más largo de la formación, que alcanzó una profundidad total de 8.340 metros y requirió la rotación de 84 tapones. La operación contó con la colaboración técnica de Proshale, que aportó equipamiento y herramientas desarrolladas localmente.

    Para ponerlo en perspectiva frente el pozo de 8,34 km es similar a recorrer la distancia entre el Obelisco porteño y el Aeroparque Jorge Newbery. Caminar esa distancia llevaría en torno a 1 hora y 40 minutos a pie.

    En Neuquén, la distancia equivaldría a transitar entre el centro de la ciudad y el Aeropuerto Internacional Presidente Perón. Conducir entre ambos puntos consume alrededor de un cuarto de hora, la misma escala espacial que representa el pozo horizontal más largo completado en Vaca Muerta por YPF.

    La intervención —culminada el 28 de octubre— fue realizada con tubería combinada de 2 7/8” x 2 3/8” y un BHA compuesto por válvula flapper, desconector hidráulico y motor de fondo, operando de manera continua durante 154 horas. Este logro consolida la capacidad de la ingeniería nacional para responder a los desafíos de una de las formaciones no convencionales más exigentes del mundo.

    Desde las compañías de servicio destacaron que el resultado “refleja el valor de la integración técnica y la innovación aplicada en campo”, y remarcaron que el trabajo conjunto con YPF demuestra cómo la articulación entre áreas operativas y técnicas permite sostener niveles de eficiencia y seguridad comparables con los de los principales polos de desarrollo energético global.

    El nuevo récord se inscribe en una secuencia de avances que marcan la evolución tecnológica de la Cuenca Neuquina. En los últimos meses, distintas operaciones conjuntas con Proshale y otras compañías de servicios han superado sucesivamente los límites de profundidad y eficiencia: en enero se alcanzaron 7.436 metros; en septiembre, 7.500; y, hacia fines de ese mes, 8.206 metros.

    Con esta nueva marca, AESA y YPF refuerzan su liderazgo operativo en Vaca Muerta y ratifican el potencial de la industria energética argentina para competir con estándares de clase mundial.

    Los récords de YPF en Vaca Muerta

    YPF anunció que logró reducir en un 25% los tiempos de construcción de pozos en Vaca Muerta, desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula, gracias a la implementación del proyecto Toyota Well, una iniciativa desarrollada junto a la automotriz japonesa.

    El programa aplica el Toyota Production System (TPS) —el mismo modelo de eficiencia que revolucionó la industria automotriz— al desarrollo de pozos petroleros, con el objetivo de optimizar procesos, reducir costos y mejorar la productividad.

  • YPF redujo un 25% los tiempos de construcción de pozos gracias a una alianza con Toyota

    YPF redujo un 25% los tiempos de construcción de pozos gracias a una alianza con Toyota

    YPF anunció que logró reducir en un 25% los tiempos de construcción de pozos en Vaca Muerta, desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula, gracias a la implementación del proyecto Toyota Well, una iniciativa desarrollada junto a la automotriz japonesa.

    El programa aplica el Toyota Production System (TPS) —el mismo modelo de eficiencia que revolucionó la industria automotriz— al desarrollo de pozos petroleros, con el objetivo de optimizar procesos, reducir costos y mejorar la productividad.

    “Este resultado demuestra que la innovación aplicada con disciplina transforma la industria. Toyota Well nos permite producir más, mejor y más rápido”, destacó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

    El proyecto comenzó como una prueba piloto y hoy se implementa a gran escala dentro de la compañía, involucrando a más de siete vicepresidencias y 250 personas, entre empleados de YPF y contratistas.

    “Toyota Well es una transformación cultural para YPF y para nuestros proveedores. Estamos cambiando la forma en que trabajamos, construyendo relaciones más colaborativas y eficientes”, señaló Micaela Julieta Cecchini, referente del proyecto.

    Resultados inéditos Vaca Muerta

    Como parte de esta transformación, YPF logró una reducción récord del 71% en los tiempos de puesta en marcha de pozos, pasando de un promedio de 10 días a enganchar cuatro pozos en menos de un día, una marca sin precedentes en Argentina.

    Un papel clave en este avance lo tuvo el Real Time Intelligence Center (RTIC), que brinda visibilidad operativa en tiempo real, análisis de datos y soporte técnico para la toma de decisiones. La integración tecnológica y la gestión ágil de la información han sido fundamentales para acelerar la transformación operativa.

    Este resultado se enmarca en el Plan 4×4, la hoja de ruta estratégica de YPF, que busca aumentar la escala de operaciones, mejorar la eficiencia y fortalecer la competitividad de la compañía en el mercado energético.

    Según la empresa, la reducción de los tiempos operativos no solo mejora la productividad, sino que también permite mantener la calidad, reducir costos y avanzar más rápido hacia los objetivos de expansión definidos para los próximos años.

  • GeoPark rechazó una oferta no solicitada de adquisición por parte de Parex Resources

    GeoPark rechazó una oferta no solicitada de adquisición por parte de Parex Resources

    GeoPark Limited confirmó este miércoles que su Directorio rechazó de manera unánime una propuesta no solicitada de adquisición presentada por Parex Resources Inc. La oferta, recibida el pasado 4 de septiembre, proponía una compra total en efectivo de USD 9,00 por acción.

    Según informó GeoPark, la propuesta de Parex fue presentada bajo condiciones de estricta confidencialidad y se realizó antes del anuncio de la adquisición transformacional de GeoPark en Vaca Muerta, en Argentina. Tras un proceso de análisis con asesores financieros y legales independientes, el Directorio concluyó que la oferta “subvalora significativamente a GeoPark” y no refleja ni su potencial de crecimiento ni el valor de su portafolio diversificado.

    “Creemos que la propuesta no solicitada de Parex subvalora significativamente los activos de GeoPark y sus perspectivas a largo plazo”, afirmó Felipe Bayon, CEO de la compañía. “Nuestro plan estratégico y la reciente expansión en Vaca Muerta generan una oportunidad de valor considerable para los accionistas, que no sería reconocida bajo la oferta de Parex”, agregó.

    De acuerdo con la empresa, su plan estratégico —presentado durante el Investor Day el 21 de octubre— proyecta un incremento de 46% en la producción y un aumento del 70% en el EBITDA ajustado hacia 2028.

    El regreso de Geopark a Vaca Muerta

    La expansión de GeoPark en Vaca Muerta, una de las principales áreas de crecimiento petrolero y gasífero del mundo, añadió aproximadamente 60 millones de barriles de recursos recuperables y extendió la vida útil de sus reservas 2P a alrededor de diez años. La compañía espera incorporar cerca de 20.000 barriles equivalentes de petróleo por día en los próximos tres años como resultado de esta operación.

    El gobernador Rolando Figueroa y el CEO de GeoPark, Felipe Bayón.

    GeoPark destacó además su trayectoria de más de 13 años operando con éxito el bloque Llanos 34 en Colombia, considerado su activo insignia. En ese periodo, la empresa pasó de cero a más de 200 millones de barriles descubiertos, consolidando un desempeño de liderazgo en seguridad, eficiencia de costos y ejecución operativa.

    La propuesta de Parex, titulada “Vision to Create Colombia’s Premier Energy Company”, “distorsiona y no refleja el verdadero valor de lo que GeoPark es hoy”, señaló la compañía en su comunicado. Y subrayó que el propio CEO de Parex manifestó no tener interés en operaciones en Argentina, lo que —según la empresa— refuerza la falta de reconocimiento del valor estratégico de sus activos en ese país.

    El Directorio reiteró su compromiso con los accionistas y aseguró que continuará evaluando opciones que reflejen de manera justa el valor y el potencial a largo plazo de la compañía.

    GeoPark cuenta con el apoyo de Goldman Sachs & Co. LLC como asesor financiero, Davis Polk & Wardwell LLP y Conyers como asesores legales, Okapi Partners como proxy advisor, y FGS Global en comunicaciones estratégicas.

  • El gigante ADNOC, de Emiratos Árabes, se acerca al proyecto de GNL de YPF

    El gigante ADNOC, de Emiratos Árabes, se acerca al proyecto de GNL de YPF

    La Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi (ADNOC), una de las mayores productoras de crudo del planeta, está interesada en sumarse al ambicioso proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que impulsa YPF junto a Shell y ENI en la costa de Río Negro. Las negociaciones para la incorporación del grupo árabe podrían avanzar la próxima semana, cuando el presidente de la petrolera estatal argentina, Horacio Marín, mantenga un encuentro con directivos de ADNOC durante el evento energético ADIPEC, que se celebrará en Emiratos Árabes Unidos.

    De confirmarse, ADNOC se transformaría en el cuarto socio del consorcio “Argentina LNG”, un desarrollo clave que apunta a posicionar al país como exportador de gas a gran escala desde las costas rionegrina. La intención es que las cuatro compañías —YPF, Shell, ENI y ADNOC— participen en el proeycto, que prevé producir entre 12 y 18 millones de metros cúbicos diarios de GNL mediante plantas flotantes.

    El acuerdo podría firmarse en los próximos días, aunque también se mantienen conversaciones con ExxonMobil, que podría sumarse como comprador o incluso como nuevo socio en una etapa posterior.

    Quién es ADNOC

    ADNOC, fundada en 1971, es la empresa estatal de petróleo y gas de Abu Dabi y uno de los pilares de la economía emiratí. La compañía opera a lo largo de toda la cadena de valor energética —desde la exploración y refinación hasta la comercialización y petroquímica— y en los últimos años ha impulsado proyectos de transición energética e hidrógeno verde. En Argentina, podría participar a través de XRG, su división internacional.

    Se espera que el MK II FLNG se entregue en el cuarto trimestre de 2027.

    El proyecto Argentina LNG, que YPF desarrolla junto a ENI y Shell, contempla una inversión estimada de 25.000 a 30.000 millones de dólares en infraestructura, además de otros 15.000 millones destinados a ampliar la producción en Vaca Muerta. De acuerdo con las proyecciones de la empresa, el complejo permitirá exportaciones por hasta USD 20.000 millones anuales y la creación de unos 50.000 empleos directos e indirectos.

    Para transportar el gas desde la cuenca neuquina hasta el Atlántico, se construirá un gasoducto de 48 pulgadas de diámetro con una capacidad de hasta 100 millones de metros cúbicos por día, lo que superará la producción actual de todo el país.

    Mientras tanto, la primera fase del proyecto —que lleva adelante el consorcio Southern Energy, conformado por Pan American Energy junto a Golar, YPF, Pampa Energía y Harbour Energy— ya cuenta con decisión final de inversión y prevé comenzar operaciones en 2027 con dos buques licuefactores anclados en Río Negro.

  • Vista Energy aumentó su producción en Vaca Muerta un 74%

    Vista Energy aumentó su producción en Vaca Muerta un 74%

    Durante el tercer trimestre de 2025, Vista Energy consolidó su expansión en Vaca Muerta, impulsada por el desempeño de los nuevos pozos en Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica, y por una gestión enfocada en la eficiencia operativa.

    La compañía alcanzó una producción total de 126.800 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), lo que representa un incremento del 7% respecto del segundo trimestre y un 74% interanual. La producción de crudo se situó en 109.700 barriles diarios, con una suba del 7% trimestral y 73% año contra año.

    En términos financieros, el EBITDA ajustado se ubicó en 472 millones de dólares, un 17% más que en el trimestre anterior y un 52% superior al mismo período de 2024. Los ingresos totales ascendieron a 706 millones de dólares, un 16% más que en el segundo trimestre y un 53% por encima del nivel interanual.

    Vista mejora su eficiencia en Vaca Muerta

    El lifting cost promedio se redujo a 4,4 dólares por barril equivalente, un 6% menos que un año atrás. Este indicador refleja las mejoras logradas en la eficiencia de desarrollo y producción, con especial foco en la gestión de costos y la optimización de tiempos operativos.

    Las inversiones del trimestre totalizaron 351 millones de dólares, principalmente destinadas a la perforación y puesta en producción de nuevos pozos en sus bloques core.

    El resultado neto fue de 315 millones de dólares, con un resultado por acción de 3 dólares, mientras que el apalancamiento neto se ubicó en 1,5 veces sobre base proforma, manteniendo un perfil financiero conservador.

    Vista Energy, con foco en la productividad y eficiencia en sus operaciones de shale oil, continúa consolidando su posición en la principal cuenca no convencional del país, donde concentra la mayor parte de su portafolio operativo.

  • Petroleros firman un acuerdo inédito en Argentina por los accidentes graves

    Petroleros firman un acuerdo inédito en Argentina por los accidentes graves

    El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa firmó este miércoles un acuerdo histórico para reforzar la cobertura de los trabajadores ante accidentes fatales.

    El entendimiento, firmado con las cámaras empresarias de Operaciones y Servicios Especiales en la sede del sindicato que conduce Marcelo Rucci, incorpora un nuevo artículo al Convenio Colectivo de Trabajo 644/12: el Artículo 24 bis, bajo el título “Contención familia petrolera”.

    El nuevo artículo establece la creación de un seguro de vida colectivo obligatorio para todos los trabajadores comprendidos en el convenio. Este beneficio cubre las contingencias de muerte o incapacidad total y permanente, tanto en ocasión del trabajo como en el trayecto entre el domicilio y el lugar de tareas, conforme lo dispuesto por la Ley 24.557.

    “Nuestra única intención fue garantizar que, si un compañero sufre un accidente grave o pierde la vida, su familia siga cobrando durante cinco años. Ojalá no tengamos que usarlo nunca, pero nos ha pasado ver familias totalmente desamparadas. Este acuerdo tiene un valor incalculable: es proteger a los nuestros en una actividad de riesgo”, destacó Rucci.

    El dirigente explicó que el proyecto demandó un trabajo técnico y legal extenso. “Fue una idea que tiramos sobre la mesa hace tiempo. Estas cosas innovadoras cuestan porque hay que argumentarlas bien, discutirlas y encontrar la mejor manera. Lo importante es que lo logramos con diálogo, con las cámaras y con las empresas, entendiendo que la responsabilidad es de todos”, señaló.

    Cómo será la cobertura

    La cobertura consistirá en una asignación mensual actualizada, equivalente al último salario bruto normal, mensual y habitual devengado por el trabajador —o el promedio de los últimos seis meses, según resulte más beneficioso—. Este pago se mantendrá durante cinco años desde la fecha del fallecimiento o de la declaración de incapacidad (67 % según ART).

    La prima del seguro estará íntegramente a cargo del empleador, y el beneficio será independiente de cualquier otra prestación o derecho vigente o futuro.

    Rucci remarcó además el sentido humano de la medida. “Parece que se ha perdido esto de poner en valor al trabajador. Para mí, lo más importante es la gente, estar cerca, entender sus necesidades. Por eso invertimos en ambulancias, clínicas, y ahora en este seguro: todo lo que hacemos es para cuidar a la familia petrolera”, afirmó.

    Finalmente, subrayó que el acuerdo se enmarca en un proceso más amplio de mejora continua. “Venimos bajando los índices de accidentes y trabajando muy bien en seguridad. Este es un paso más. Nos obliga a todos —trabajadores, empresas y dirigencia— a seguir mejorando, escuchándonos y buscando juntos la mejor manera de cuidar la vida.”

  • Petróleo con récord histórico y un 2026 prometedor para Vaca Muerta

    Petróleo con récord histórico y un 2026 prometedor para Vaca Muerta

    La producción de petróleo en la Provincia de Neuquén alcanzó en septiembre de 2025 un nuevo récord histórico, con 566.967 barriles diarios, según datos oficiales del sector energético. Este volumen representa un incremento del 3,5% respecto de agosto y un crecimiento interanual del 26,87% en comparación con septiembre de 2024.

    En el acumulado de los primeros nueve meses del año, la producción petrolera neuquina fue 22,88% superior a la registrada en el mismo período del año pasado, consolidando a la provincia como el corazón energético de la Argentina.

    El crecimiento mensual se explica principalmente por el aumento de la producción en las áreas Bajada del Palo Oeste (+8.719 bbl/d), La Amarga Chica (+5.758 bbl/d), Aguada del Chañar (+3.460 bbl/d), La Angostura Sur I (+2.775 bbl/d) y Aguada Federal (+2.522 bbl/d).

    El 96,42% de la producción total proviene de desarrollos no convencionales, impulsados por la actividad en Vaca Muerta, mientras que el gas natural también mantiene un predominio de origen shale, con un 89,24% de aporte no convencional.

    YPF vaca muerta

    Cae el gas, aunque el acumulado sigue en terreno positivo

    A diferencia del petróleo, la producción de gas natural mostró una caída en septiembre: se ubicó en 95,71 millones de metros cúbicos diarios, lo que implica una baja del 15,4% respecto de agosto y una disminución interanual del 7,72%.

    Las menores producciones se concentraron en las áreas Fortín de Piedra (-3,82 MMm³/d), Aguada Pichana Este (-3,06 MMm³/d), Sierra Chata (-2,6 MMm³/d), El Mangrullo (-2,57 MMm³/d) y Aguada Pichana Oeste (-1,88 MMm³/d).

    No obstante, en el balance acumulado de enero a septiembre, la producción de gas mantiene un avance del 2,16% frente al mismo período de 2024, lo que refleja la resiliencia del sector a pesar de las fluctuaciones estacionales y los desafíos económicos.

    Vaca Muerta: crece en 2026 pese al contexto económico

    Pese a la crisis económica que atraviesa la Argentina, Vaca Muerta mantiene su dinamismo. Las proyecciones para 2026 estiman una nueva marca récord de 28 mil etapas de fractura, según un relevamiento de la Fundación Contactos Petroleros, lo que representaría un crecimiento interanual del 22%.

    La entidad calcula que en 2025 se alcanzarán 24 mil fracturas, cifra que ya está cerca de cumplirse: hasta septiembre se contabilizan más de 18 mil punciones, superando el total de 2024, que había cerrado con 17.814 operaciones.

    En paralelo, un informe del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) anticipa una fuerte expansión de la demanda de servicios e insumos. La cantidad de Rigs (equipos de perforación) podría pasar de 32 unidades actuales a 60 en 2029, y los sets de fractura aumentarían de 11 a entre 19 y 22 en el mismo período.

    El estudio también proyecta que en 2026 se perforarán 444 pozos y se ejecutarán 22 mil fracturas, confirmando la solidez del desarrollo no convencional y la relevancia estratégica de Vaca Muerta para el futuro energético del país.