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Categoría: Patagonia Shale

  • Vaca Muerta vs. Permian: el informe que expone el 40% de sobrecosto por pozo

    Vaca Muerta vs. Permian: el informe que expone el 40% de sobrecosto por pozo

    La consultora internacional McKinsey publicó un análisis revelador sobre las oportunidades energéticas de Vaca Muerta. El informe detalla el impacto macroeconómico y los desafíos estructurales del yacimiento argentino. Con el desarrollo adecuado, Vaca Muerta aportará hasta 34.000 millones de dólares anuales en valor agregado bruto. Esta cifra representa alrededor del 5% del Producto Bruto Interno de Argentina estimado para 2025.

    Además, la cuenca impulsará exportaciones por 30.000 millones de dólares por año y sumará 25.000 empleos directos en la industria. En materia de gas natural licuado (GNL), McKinsey proyecta una capacidad exportadora de hasta 28 millones de toneladas anuales.

    Sin embargo, el éxito del proyecto exige la resolución de una brecha de competitividad frente a los Estados Unidos. La consultora subraya la diferencia de costos con la cuenca del Permian. Hoy, un pozo promedio de 2.800 metros en Vaca Muerta demanda entre 12 y 16 millones de dólares. Con la geología normalizada, la operación local resulta entre 30% y 40% más cara frente a perforaciones similares en el Permian.

    McKinsey marca una brecha de desempeño de costos totales de hasta el 35% en comparación con las cuencas estadounidenses. La falta de infraestructura, los gastos logísticos y los altos costos financieros explican esta diferencia sustancial. De hecho, solo la logística justifica entre el 20% y el 30% de la desventaja.

    Inversiones multimillonarias en Vaca Muerta

    Para alcanzar su potencial y lograr competitividad a nivel mundial, Vaca Muerta necesita inversiones enormes. Según advierte McKinsey, el cuello de botella actual ya no reside en la geología del suelo. El desarrollo definitivo requiere capitales por 170.000 millones de dólares durante la próxima década.

    Específicamente, el segmento de transporte y procesamiento demandará entre 10.000 y 21.000 millones de dólares hasta el año 2030. La industria destinará estos fondos a gasoductos de largo alcance, plantas de procesamiento y unidades de fraccionamiento.

    El documento puntualiza la necesidad de obras coordinadas en toda la cadena de valor. Para mitigar los problemas de financiamiento e infraestructura, la consultora aconseja la creación de consorcios empresariales. Sin un recorte veloz de la brecha de costos, Argentina corre el riesgo de afrontar una desventaja estructural en los mercados mundiales de GNL. El salto hacia el futuro depende exclusivamente de la integración a escala de su cadena energética.

    Las ventajas argentinas para el GNL

    La consultora destaca que gracias a su gigantesca base de reservas de gas natural, Argentina ostenta una posición inmejorable para abastecer esta demanda. Actualmente, los proyectos argentinos de GNL ocupan un nivel medio de competitividad de costos en relación con los puntos de referencia internacionales.

    No obstante, factores de enorme peso estratégico potencian la oferta nacional. Hoy, los grandes compradores mundiales de GNL valoran condiciones muy específicas: la flexibilidad contractual, la fiabilidad operativa y el potencial real para concretar asociaciones de inversión.

    De este modo, Argentina se acerca paulatinamente a la competitividad de costos globales. Las recientes encuestas elaboradas por McKinsey a los compradores revelan un cambio radical de prioridades comerciales. La flexibilidad de destino y la variabilidad en el volumen de compra superan al factor precio como la exigencia principal del mercado. Luego, los clientes reclaman fiabilidad y exigen la presentación de informes transparentes sobre emisiones. Además, la cercanía geográfica con las rutas comerciales del océano Atlántico consolida al país como un nuevo participante capaz de satisfacer la demanda. Los importadores buscan opciones lejos de regiones con alta exposición a los conflictos geopolíticos.

  • GeoPark presentó una inversión de USD 1.000 millones para desarrollar su hub petrolero en Vaca Muerta

    GeoPark presentó una inversión de USD 1.000 millones para desarrollar su hub petrolero en Vaca Muerta

    GeoPark junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) presentó una solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el fin de desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de USD 1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.

    “El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo”, señaló la empresa, a través de un comunicado.

    La propuesta integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU) y contempla la perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida. 

    Ya comenzó la perforación en Vaca Muerta

    “Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala. Es exactamente para lo que fue diseñada esta herramienta y una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la Provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la Provincia”, señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.

    En marzo, la compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre USD 80 y 100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año. 

    “Con esta solicitud para adherirse al RIGI, GeoPark marca un nuevo hito en el desarrollo acelerado y eficiente de sus bloques en Vaca Muerta, y reafirma su apuesta de largo plazo para aportar al desarrollo energético del país”, indicó la empresa. 

  • La cruzada de TanGo: “El desafío es convertir el oeste de Río Negro en un productor de shale”

    La cruzada de TanGo: “El desafío es convertir el oeste de Río Negro en un productor de shale”

    Pablo Iuliano recibe a este medio en Cipolletti. La ubicación de la charla no es un detalle azaroso. En septiembre de 2025, su equipo tomó el control de los activos de la ex Aconcagua con una inyección de 36 millones de dólares y una premisa innegociable: el directorio debe pisar el mismo suelo que las torres de perforación. “Estar cerca de donde pasan las cosas es un valor importante”, sentencia en diálogo con Patagonia Shale el CEO de la flamante TanGo Energy desde sus oficinas en la región. Atrás quedaron las alfombras porteñas; la sede de Buenos Aires quedó reducida a trámites legales y gestiones bursátiles.

    Con nuevo management, la operadora despliega un plan de negocios agresivo. El horizonte temporal marca cinco años para alcanzar un volumen de 60.000 barriles diarios. Para lograrlo, la empresa ejecuta una estrategia dual: exprimir los yacimientos maduros y expandir la frontera del no convencional.

    Operación Retorno: el shock en los campos maduros

    Al momento del desembarco, la compañía arrastraba una severa caída productiva por un evidente déficit de mantenimiento. Iuliano activó de inmediato un plan de shock para revertir la inercia. La estrategia en el sector convencional abarca 150 reacondicionamientos de pozos (workovers).

    La meta para fines de 2026 apunta a incrementar la producción en un 20%, y compensar el declino natural del 10%. Los números respaldan el optimismo. Con cuatro equipos propios en el terreno, TanGo logró una integración vertical virtuosa que comprimió los costos de extracción a una franja sumamente competitiva, de entre 25 y 30 dólares por barril.

    El salto a Vaca Muerta y el pacto con Vista

    El verdadero cambio de escala radica en la formación Vaca Muerta. El trampolín para este salto surge de una alianza estratégica con Vista. La exitosa compañía liderada por Miguel Galuccio cedió posiciones para conformar un Joint Venture donde TanGo asume el rol de operador.

    Las fichas caen sobre tres áreas, que el gobierno de Río Negro convirtió en concesiones no convencionales (CENCH): Charco del Palenque, Entre Lomas Río Negro y Jarilla Quemada. El compromiso de inversión inicial asciende a 66 millones de dólares. El diseño técnico del piloto contempla seis pozos. La operadora perforará primero en formato vertical para calibrar la sísmica con exactitud milimétrica. Con esa información en mano, la compañía trazará luego la rama horizontal. Todo el crudo resultante viajará por la infraestructura ya existente del convencional, en conexión directa con el sistema de Oldelval.

    “Las áreas están todas juntas, entonces tiene un sentido de foco de desarrollo de más de 130 pozos. Después el piloto nos va a mostrar cuántos serán. Y eso nos va a permitir pensar en construir una compañía de 60.000 barrios del petróleo”, señaló Iuliano.

    El sueño rionegrino

    Aquí radica el núcleo duro del proyecto de TanGo. En la charla exclusiva, Iuliano lanza su definición más audaz. “Vaca Muerta hoy es una realidad en Neuquén… el desafío es convertir el oeste de Río Negro en un productor de Shale“.

    Esa expansión territorial hacia el este impone un reto mayúsculo sobre la cadena de valor local. El éxito del bloque rionegrino depende de convencer a las pymes de la provincia. Las empresas de servicios, acostumbradas a los ritmos del convencional, necesitan dar un salto tecnológico y cultural para soportar la exigencia de la fractura hidráulica.

    “Creo que es una grandísima oportunidad para todo el primer y segundo anillo de compañías prestadoras de servicios”, dijo Iuliano. “Vienen del trabajo en el convencional y tendremos que ayudarlas a que den ese salto al no convencional, que es otro juego. Hay una oportunidad para que se involucren con capacitaciones, estandarización y certificaciones”.

    Vaca Muerta mandolina

    La huella de la compañía cruza otras fronteras provinciales. En el territorio de Mendoza, TanGo posee el área Payún Oeste, en las cercanías de Cañadón Amarillo. El calendario corporativo reserva el año 2027 para la primera perforación exploratoria en esa zona. El objetivo es testear el potencial de la roca madre del lado cuyano.

    A su vez en Río Negro, TanGo mantiene firme su participación en Loma Guadalosa, en sociedad con Pan American Energy (PAE) y Continental Resources.

    Con un volumen de inversión alto en relación a su flujo de caja, la empresa proyecta su ingreso formal al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Por el momento, la cúpula descarta el negocio del gas a causa de un mercado interno saturado y los laberintos logísticos del GNL. Toda la energía, los fierros y los dólares apuntan al crudo, con la convicción de transformar a Río Negro en el nuevo faro del shale argentino.

    Pero TanGo también tiene la mirada puesta en un posible desembarco en Neuquén. Para ello, competirá en la inminente licitación de quince áreas no convencionales lanzada por la Provincia de Neuquén. Para Iuliano, la meta corporativa empuja la incursión en nuevos bloques: “Nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente nos impulsan a buscar de forma continua oportunidades en Vaca Muerta”.

     

  • Fin de la “Zona Fría” universal y cambios de fondo para la Patagonia

    Fin de la “Zona Fría” universal y cambios de fondo para la Patagonia

    Tras obtener media sanción en la Cámara de Diputados de la Nación, el proyecto de ley impulsado por el Poder Ejecutivo que readecúa el régimen de subsidios residenciales de gas natural se encamina a transformar el mapa tarifario de todo el país . Con el objetivo central de reducir el déficit fiscal y normalizar financieramente el sistema energético , la iniciativa marca el fin de la universalización de los descuentos introducidos por la Ley 27.637 en 2021, más conocida como Zona Fría .

    El texto aprobado introduce un cambio de paradigma: se pasa de un subsidio puramente territorial a uno de extrema focalización. Sin embargo, para las provincias productoras del sur, pese a que se sostendrá el beneficio, habrá cambios notorios que impactarán en las boletas.

    Con el nuevo régimen de zona fría del Gobierno, según especificó la semana pasada la secretaria de Energía, María Tettamanti, perderán el subsidio 1.600.000 usuarios, mientras que lo conservarán 1.800.000 de usuarios inscriptos en el programa de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), quienes tendrán un “descuento superior al 75%” sobre el consumo de gas en los meses de invierno.

    Del mapa ampliado a la segmentación estricta

    Hasta hoy, el régimen extendía el beneficio tarifario a regiones que, según los fundamentos del Gobierno, no contaban con condiciones climáticas de severidad equivalentes a las zonas originarias . Esta expansión incrementó exponencialmente el universo de beneficiarios y el costo fiscal . De hecho, el recargo del 7,5% aplicado a la demanda nacional no alcanza actualmente para cubrir los fondos necesarios, exigiendo aportes adicionales del Tesoro .

    Con la nueva ley, los usuarios de las zonas “ampliadas” (subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI) perderán el descuento automático . Se trata de ciudades de la provincia de Buenos Aires (afecta a decenas de municipios del interior provincial, la Costa Atlántica y zonas del conurbano que habían sido incluidas en 2021), Córdoba, Santa Fe, Mendoza (todo el resto de la provincia que no pertenezca al departamento de Malargüe), San Luis y San Juan, Salta, Tucumán, La Rioja, Catamarca y Jujuy (en todas aquellas localidades y departamentos que no integren estrictamente la región de la Puna).

    Para mantener una bonificación “adicional por Zona Fría”, los usuarios deberán estar inscriptos obligatoriamente en el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) .

    El Gobierno nacional activó desde enero de 2026 un rediseño profundo del régimen de subsidios a la electricidad, al gas y a las garrafas.

    Solo accederán al beneficio aquellos hogares cuyos ingresos netos no superen el valor de tres Canastas Básicas Totales (CBT) del INDEC, o que cuenten con un integrante con Certificado de Vivienda Familiar o Pensión Vitalicia a Veteranos de Malvinas .

    Cómo funcionará el descuento para los vulnerables

    Si un usuario vive en estas provincias excluidas del beneficio automático, pero califica como vulnerable (por tener bajos ingresos), la ley le asegura un descuento con las siguientes características:

  • Bonificación “adicional”: El proyecto indica que recibirán una bonificación “adicional por Zona Fría” . Esto significa que este descuento se sumará a los subsidios a la energía que ya reciben por estar inscriptos en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) .
  • Tope de consumo estricto: A diferencia del esquema patagónico, la ley establece explícitamente que este beneficio adicional para las zonas ampliadas será “aplicable sobre los Consumos Base de los usuarios residenciales” . Todo lo que consuman por encima de ese bloque subsidiado se pagará sin el descuento de Zona Fría.
  • Discrecionalidad del Ejecutivo: La ley no fija de cuánto será ese descuento adicional. El texto delega esa definición a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía .

    • Es decir, los usuarios vulnerables del centro del país no quedan a la intemperie tarifaria. Recibirán un descuento específico por el clima frío que actuará como un “plus” sobre su subsidio por vulnerabilidad socioeconómica (SEF) . Sin embargo, la magnitud de ese descuento y su equivalencia con lo que se pague en la Patagonia dependerá exclusivamente de lo que dictamine el Poder Ejecutivo en la reglamentación .

    La “letra chica” que enciende alarmas en la Patagonia

    Para los usuarios residenciales de la Patagonia, la región que concentra el corazón productivo de hidrocarburos del país, el proyecto trae novedades estructurales profundas. Si bien la Región Patagónica, junto con el Departamento de Malargüe (Mendoza) y la región de la “Puna”, mantienen su inclusión en el régimen , las reglas de juego cambian por completo.

    El análisis fino del proyecto revela tres modificaciones que impactarán de lleno en las boletas de Neuquén y el resto del sur del país:

  • Pérdida del descuento fijo garantizado por ley: El artículo que más preocupa a los legisladores patagónicos de la oposición que votaron en contra es el 2° del nuevo proyecto, que sustituye al artículo 3 de la Ley 27.637 . La nueva redacción establece que los beneficios “serán determinados por el PODER EJECUTIVO NACIONAL, por sí o a través de la Autoridad de Aplicación de la presente ley, con las modalidades que considere pertinentes” . Al derogarse además los artículos de la ley previa que establecían bonificaciones fijas , el porcentaje de descuento tarifario para la Patagonia pierde su rango legal y queda a total discreción del Gobierno nacional.

  • Topes de consumo subsidiado:La reforma incorpora un sistema de segmentación por volúmenes. El texto legal define que la bonificación se aplicará únicamente sobre los “Consumos Base” . Esto implica que el Estado nacional definirá bloques máximos mensuales a subsidiar y todo excedente se facturará a tarifa plena. En localidades neuquinas y patagónicas donde el frío extremo obliga a mantener la calefacción encendida durante meses, perforar ese tope representará un salto muy significativo en el costo final de la boleta.

  • Cambio en la base de cálculo (Solo PIST): El nuevo esquema modifica la base de aplicación del beneficio. El texto especifica que la compensación consistirá en “una bonificación sobre el precio del gas natural y del gas propano indiluido por redes” . Esto significa que el descuento se aplicará únicamente sobre el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), dejando completamente afuera otros cargos fijos y variables vinculados al transporte, la distribución y los impuestos, con el objetivo de excluir a distribuidoras y subdistribuidoras de la cadena de pagos .

    • Claves para Vaca Muerta: el fin de regímenes promocionales

    Más allá del impacto residencial, el proyecto introduce modificaciones neurálgicas para la inteligencia de negocios del sector hidrocarburífero y la proyección de Vaca Muerta hacia los mercados internacionales:

  • Vía libre al GNL y las exportaciones: El recargo de hasta el 7,5% para financiar el Fondo Fiduciario se aplicará a todos los metros cúbicos comercializados en el país, pero establece una excepción clave: quedan liberados aquellos volúmenes destinados a la exportación de gas natural o de GNL, así como los inyectados provenientes de GNL importado .

  • Derogación de esquemas de acceso a divisas: El Título V de la ley impacta de lleno en el upstream. Se deroga el Decreto N° 277/2022 (Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental) y el Decreto N° 929/2013 (Régimen de Promoción de Inversión), incluyendo los artículos 19 al 22 de la Ley 27.007 . El Ejecutivo argumenta que la situación fiscal actual impide sostener estos beneficios sectoriales, apostando a que las recientes desregulaciones macroeconómicas y nuevos incentivos como el RIGI funcionen como el nuevo motor para la atracción de inversiones .

    • Con la media sanción asegurada, la batalla política se traslada ahora al Senado de la Nación.

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  • YPF presentó LLL Oil, un super RIGI de USD 25 mil millones en Vaca Muerta

    YPF presentó LLL Oil, un super RIGI de USD 25 mil millones en Vaca Muerta

    YPF presentó la solicitud formal de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto LLL Oil en Vaca Muerta . Esta iniciativa demandará una inyección de capital estimada en 25.000 millones de dólares durante los próximos 15 años . Se trata del proyecto de exportación de crudo más importante de la Argentina y el desembolso más grande presentado hasta el momento bajo el nuevo esquema de incentivos .

    El plan de LLL Oil, desarrollado íntegramente por YPF, contempla la perforación de 1.152 pozos . El objetivo productivo apunta a alcanzar un nivel sostenido de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir del año 2032 .

    El salto exportador y el rol clave del midstream

    Toda la producción de crudo que surja de este bloque tendrá como destino exclusivo el mercado de exportación . Para concretar este volumen, YPF evacuará el petróleo a través del oleoducto VMOS . La infraestructura de transporte pasa a ser el puente directo hacia el Atlántico. En paralelo, la empresa destinará el gas natural asociado al abastecimiento del mercado local .

    Los números del impacto macroeconómico resultan determinantes para la balanza comercial del país. El proyecto LLL Oil generará exportaciones por un valor cercano a los 6.000 millones de dólares anuales hacia 2032 . En el terreno laboral, la iniciativa creará aproximadamente 6.000 puestos de trabajo directos durante su etapa de desarrollo . Esta cifra dinamiza a las empresas de servicios y a toda la economía de la Patagonia.

    Sinergia operativa y eficiencia de clase mundial

    El diferencial de esta apuesta radica en su escala y en su integración . El proyecto articula el potencial productivo de áreas geográficamente contiguas dentro de la formación Vaca Muerta . Este diseño en bloque optimiza costos y reduce los tiempos de ejecución. Las áreas operativas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación y sets de fractura .

    La logística, verdadero corazón del shale, operará bajo un esquema unificado. El suministro de insumos estratégicos, como la arena y el agua, funcionará de manera centralizada en las locaciones . Esta sinergia busca maximizar el desarrollo del recurso y acelerar la generación de valor para el país . Vaca Muerta consolida así niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial .

  • Río Negro: Tango Energy toma el control de cinco áreas de Vista y explorará Vaca Muerta

    Río Negro: Tango Energy toma el control de cinco áreas de Vista y explorará Vaca Muerta

    El Gobierno de Río Negro formalizó el traspaso del 100% de cinco concesiones de explotación de Vista Argentina (ex  Aconcagua) a Tango Energy Argentina. La medida incluye la reconversión a concesiones no convencionales (CENCH) por 35 años, que habilitan un potencial de desarrollo de 120 pozos en la formación Vaca Muerta.

    El Poder Ejecutivo de la Provincia de Río Negro dictó el Decreto N° 509/2026 , una pieza regulatoria que no solo valida la salida operativa de Vista de los bloques, sino que posiciona a Tango Energy Argentina S.A. como un nuevo actor en la extensión de la frontera no convencional.

    La norma autoriza la cesión total de cinco concesiones de explotación: Entre Lomas, Jarilla Quemada, Jagüel de los Machos, 25 de Mayo-Medanito SE y Charco del Palenque . Además, el decreto contempla el traspaso de la infraestructura de transporte asociada, fundamental para evacuar la producción de crudo y gas desde el corazón de la cuenca hacia los centros de consumo y exportación.

    Apuesta a la Vaca Muerta rionegrina

    La clave de esta operación reside en la reconversión de los activos. La Provincia aprobó que la totalidad de las áreas Charco del Palenque y Jarilla Quemada, junto con el 77% de la superficie de Entre Lomas, pasen al régimen de Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) . Este marco legal otorga un horizonte de previsibilidad de 35 años , extendiendo el plazo de las concesiones hasta el 9 de marzo de 2061 .

    Para el Estado provincial, el incentivo se traduce en actividad inmediata y una estructura de regalías fijada en el 12% para la producción no convencional. Para Tango Energy, representa la oportunidad de liderar el desarrollo sobre aproximadamente 148.300 acres situados en la codiciada ventana de petróleo de Vaca Muerta.

    El Plan Piloto: La hoja de ruta 2027-2028

    La transición del papel a los fierros comenzará formalmente en el bienio 2027-2028. Los planes de inversión aprobados por las autoridades rionegrinas detallan una primera fase de exploración y delineación técnica:

  • Charco del Palenque: Perforación de dos pozos horizontales con ramas laterales de 2.800 metros.
  • Jarilla Quemada y Entre Lomas: Un pozo vertical en cada área con posterior desarrollo horizontal, buscando testear la productividad de la roca en estas zonas específicas.

    • Tango Energy estima que, de ser exitosos los resultados de los pilotos, estas áreas podrían albergar un inventario de hasta 120 pozos . Este volumen de actividad consolidaría el rol de la compañía como operadora integral del bloque, manejando tanto el declino de la producción convencional como el ascenso del shale.

    Alianza estratégica y fideicomiso de garantía

    La operación es la evolución de un acuerdo estratégico (FOA) iniciado en 2023. Mediante una enmienda reciente, Vista Argentina ejerció su derecho de cesión anticipada. En este nuevo esquema, Tango Energy S.A.U. (accionista controlante) asume la obligación de ejecutar los planes piloto en Vaca Muerta tras adquirir el 50% de los derechos económicos no convencionales de los bloques.

    Como respaldo financiero para esta transición, se constituyó un fideicomiso de garantía (security trust) sobre los créditos de comercialización de hidrocarburos de la Sociedad en beneficio de Vista. Este andamiaje jurídico asegura que el traspaso de la operación no afecte los compromisos asumidos entre los privados.

    La historia de TanGo y el derrumbe de Aconcagua

    La historia de TanGo surge en 2024 como un proyecto liderado por Pablo Iuliano (ex CEO de YPF) para rescatar a la operadora Aconcagua Energía , que enfrentaba una situación financiera crítica con una deuda cercana a los US$ 280 millones . Mediante una capitalización de US$ 36 millones realizada en septiembre de 2025, la sociedad Tango S.A.U. —co-controlada por Vista Energy , Trafigura y el propio management— tomó el control del 93% de la compañía, rebautizándola como Tango Energía Argentina (TEA) .

    Este salvataje permitió reestructurar las obligaciones negociables y deudas comerciales, transformando a la empresa de una operadora de campos maduros en una plataforma con ambiciones en el segmento no convencional de Vaca Muerta .

    En cuanto a los activos, la nueva estructura reordenó los derechos sobre las áreas rionegrinas de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque , cedidas por Vista Energy . Tango Energía Argentina mantiene la propiedad y el 80% de la producción de los yacimientos convencionales , además de una participación del 35% en Loma Guadalosa junto a PAE .

    Para el desarrollo no convencional , se conformó una UTE donde Vista y Tango S.A.U. comparten los derechos económicos al 50%, mientras que TEA actúa como la operadora técnica de los pozos . Con este esquema, la compañía proyecta alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios para 2030 , apoyada en un plan piloto inicial de US$ 66 millones

  • PAE y Continental Resources firmaron el acuerdo definitivo para desarrollar cuatro áreas en Vaca Muerta

    PAE y Continental Resources firmaron el acuerdo definitivo para desarrollar cuatro áreas en Vaca Muerta

    Pan American Energy (PAE) y Continental Resources firmaron el acuerdo de asociación definitivo con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta . Las empresas anunciaron la operación el pasado enero . Ahora, las firmas lograron formalizar el vínculo luego de obtener las autorizaciones correspondientes por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro para la cesión de participación en las áreas involucradas .

    El pacto corporativo contempla la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de PAE en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, ubicadas en Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro . Bajo este nuevo esquema de negocios, PAE continuará como socio mayoritario y operador de todos los bloques .

    Peso pesado del no convencional estadounidense

    El arribo de esta firma norteamericana inyecta escala y solvencia financiera al mapa hidrocarburífero local. Continental es una de las compañías independientes más relevantes en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos, con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día y más de 5.200 pozos operados .

    A escala global, Continental Resources, Inc. es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo . Con sede en Oklahoma City, Oklahoma, la corporación cuenta con una larga trayectoria de innovación en el desarrollo de recursos no convencionales . Continental es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma .

    Asimismo, la firma ocupa una posición de liderazgo en recursos en múltiples cuencas de Estados Unidos . Este dominio territorial incluye su rol como el segundo mayor titular de concesiones en la cuenca del Río Powder, en Wyoming, y una posición significativa en la cuenca de Permian, Texas .

    El mapa de las participaciones en Neuquén

    El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del Ministerio de Energía, aprobó dos adendas a los contratos de Unión Transitoria (UT) celebrados entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) y Pan American Energy SL Sucursal Argentina (PAE) para las áreas Coirón Amargo Sur Este (CASE) y Aguada Cánepa . Mediante estos documentos se incorporó Continental Resources Argentina Sociedad Anónima Unipersonal (Continental) a ambos proyectos .

    Las partes concretaron la operación a partir de la cesión del 18% de participación de PAE en cada contrato . De esta manera, la composición de participación en los Contratos UT de Coirón Amargo Sur Este y Aguada Cánepa quedó conformada por un 10% para GyP, un 72% para PAE y un 18% para Continental . En ambas áreas, GyP continúa como titular de la concesión y Pan American Energy mantiene la operación .

    Por otra parte, la provincia también autorizó la cesión del 20% de participación de PAE a favor de Continental en la CENCH Bandurria Centro, área cuya titularidad corresponde a Pan American Energy . A partir de esta habilitación gubernamental, la composición quedó integrada por un 80% para PAE y un 20% para Continental, mientras que la compañía (PAE) continuará como operadora del área .

    El músculo operativo de PAE en la región

    El acuerdo amalgama el conocimiento operativo de un gigante global con el anclaje histórico de PAE en la región. La compañía lleva más de 50 años de inversiones ininterrumpidas en Neuquén y hoy es uno de los protagonistas del desarrollo no convencional en la Cuenca Neuquina . Actualmente, la empresa produce en la provincia 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, cifras que equivalen a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED) .

    PAE opera siete áreas en Neuquén —seis de ellas en etapa de desarrollo— y participa como socio no operador en otras dos . En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por la provincia .

    La consolidación de Continental

    Esta nueva incursión revalida una estrategia muy agresiva de la empresa norteamericana para ganar terreno en la Patagonia. Estos nuevos ingresos en áreas hidrocarburíferas se suman a lo anunciado por el Gobierno de la Provincia del Neuquén el 30 de diciembre de 2025 . En aquella jornada, el Ejecutivo provincial aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U. .

    A partir de esa modificación contractual, Continental asumió la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. . La firma se incorporó a la UT con una participación del 90% y la provincia la designó como empresa operadora del área, mientras GyP conservó el 10% restante .

    A nivel internacional, Continental participa en un joint venture con la petrolera nacional de Turquía (TPAO) y TransAtlantic Petroleum para desarrollar recursos no convencionales en la cuenca de Diyarbakır, en Turquía . Esta expansión de fronteras ocurre al mismo tiempo que la compañía consolida su presencia directa en la formación no convencional de Vaca Muerta en Argentina .

  • Compra de activos a Equinor: Vista alcanza los 160.000 barriles en Vaca Muerta

    Compra de activos a Equinor: Vista alcanza los 160.000 barriles en Vaca Muerta

    Vista Energy concretó la adquisición de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, ubicados en Vaca Muerta, jugada estratégica consolida a la compañía como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina .

    Tras absorber los activos de la firma noruega, Vista incorpora 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) . Semejante inyección lleva su producción total por encima de la marca de los 160.000 boe/d . 

    Miguel Galuccio, presidente y CEO de la operadora, dimensionó el impacto de la transacción. “La reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala”, afirmó . El directivo remarcó que el salto cualitativo permite incrementar el bombeo de crudo, multiplicar las exportaciones y acelerar la capacidad de desarrollo en el play no convencional .

    El trayecto de la empresa rompe los moldes tradicionales de la industria petrolera local. En apenas ocho años, la firma evolucionó de un modesto startup a convertirse en el principal productor independiente y en el mayor exportador de crudo del país . “Esta nueva fase profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, completó el ejecutivo .

    Inversiones 2026: ¿Cuánto capital inyectará Vista?

    Las nuevas concesiones demandan capital fresco para sostener el ritmo de perforación. La compañía anunció que invertirá USD 1.800 millones durante el año en curso . La cifra exhibe un alza del 12,5% frente a los planes comunicados en noviembre del año pasado.

    El desempeño en el campo apalanca directamente los balances. La sólida generación de ingresos habilita nuevos objetivos que impactan en los indicadores clave de la firma:

  • EBITDA ajustado: Vista proyecta alcanzar los USD 3.000 millones para el cierre de 2026 . El número marca un incremento del 58% en comparación con los USD 1.900 millones estimados a fines del año pasado .

  • Deuda: La empresa planea utilizar parte del flujo de caja para achicar su pasivo financiero . El plan busca acelerar el objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026 . La firma concreta esta meta de balance dos años antes de lo previsto en su ruta original .

    • Perspectivas 2028: La ruta hacia los 208.000 barriles

    El plan de negocios a mediano plazo también sufrió una vigorosa actualización al alza. Vista proyecta inversiones por USD 5.600 millones entre 2026 y 2028 . El volumen de desembolsos representa un 17% más que lo trazado en noviembre de 2025 . Cabe destacar que la operadora ya invirtió más de USD 6.500 millones en la Argentina .

    El norte extractivo para 2028 fija una meta ambiciosa. La compañía busca alcanzar un volumen de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente . El caudal supone un incremento del 16% respecto del objetivo informado previamente a los mercados .

    La rentabilidad acompaña el desarrollo de los pozos. La petrolera estima lograr un free cash acumulado de USD 2.800 millones en el período 2026-2028 . La cifra arroja un notable crecimiento del 87% frente a los USD 1.500 millones proyectados hace escasos meses .

    Visión 2030: El techo del shale neuquino sigue subiendo

    Para el cierre de la década, la petrolera redefinió su “Visión 2030”. La nueva proyección apunta a bombear 250.000 barriles equivalentes diarios hacia el final de la década . Este salto productivo resulta un 25% superior a los 200.000 barriles diarios contemplados en las estimaciones previas . Los números refuerzan la ambición institucional de seguir escalando la operación en los yacimientos no convencionales .

    Finalmente, el flujo de fondos consolida la viabilidad del modelo. La compañía estima generar un free cash flow recurrente de USD 2.000 millones por año hacia 2030 . La mejora esperada, un 33% superior a los cálculos anteriores, refleja mayores niveles de producción . A su vez, el avance certifica la consolidación de las eficiencias operativas logradas en sus desarrollos de la cuenca neuquina .

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  • El salto de YPF en Vaca Muerta: EBITDA histórico y una producción que superó los 200 mil barriles de shale oil

    El salto de YPF en Vaca Muerta: EBITDA histórico y una producción que superó los 200 mil barriles de shale oil

    YPF cerró el primer trimestre de 2026 con un desempeño financiero que reafirma su hegemonía en la formación Vaca Muerta. La compañía registró un EBITDA ajustado de US $1.594 millones. Esta cifra marca el mejor arranque de año en su historia y arroja un margen de rentabilidad del 32%. La utilidad neta alcanzó los US$ 409 millones.

    La producción no convencional empuja el carro de la petrolera. YPF extrajo un promedio de 205.000 barriles diarios de petróleo shale de las roca madre neuquina. Este volumen representa un salto interanual rotundo del 39%. El bloque La Angostura Sur explica gran parte de este éxito. Este yacimiento trepó al quinto puesto de productividad del no convencional neuquino en apenas 24 meses.

    El segmento upstream de la compañía facturó US$2.021 millones. Esta cifra refleja un alza del 23% frente al trimestre anterior. Los mejores precios internacionales del crudo beneficiaron la caja fuerte de la operadora. Al mismo tiempo, la empresa aceleró su retirada táctica de los campos convencionales maduros.

    Eficiencia técnica y desplome de costos operativos

    La salida paulatina de los yacimientos tradicionales impactó de lleno en los gastos de la empresa. El costo de extracción global bajó a US $8,8 por barril equivalente (BOE). Esto significa una caída interanual abrupta del 42%. Las operaciones no convencionales muestran números aún más competitivos. En Vaca Muerta, el costo de extracción promedió los US$4,7 por BOE.

    El “core” de la compañía opera con estándares de clase mundial. En el hub de shale oil exclusivo de YPF, los costos perforaron el piso de los US$4,0 por BOE. Los equipos de perforación en el terreno lograron métricas operativas récord. Las perforadoras avanzaron a un ritmo de 364 metros diarios. En paralelo, los sets de fractura completaron 11,2 etapas por día.

    La producción global de crudo trepó a 271.000 barriles diarios. El sólido rendimiento de Vaca Muerta compensó por completo el declive natural de las áreas convencionales. La extracción de gas natural también mostró un desempeño notable. YPF produjo 32,8 millones de metros cúbicos diarios. Este salto del 11% trimestral responde al repunte de áreas productivas como Rincón del Mangrullo y Aguada Pichana Oeste.

    Inversiones en infraestructura y el megaproyecto del GNL

    YPF desembolsó casi mil millones de dólares durante los primeros tres meses del año. La empresa inyectó el 78% de ese capital directamente en la actividad no convencional. La operadora perforó 46 pozos horizontales y conectó otros 43 a la red comercial. Los ingenieros en campo extendieron la longitud lateral promedio a 3.437 metros.

    La infraestructura de transporte marca el ritmo del crecimiento de la industria. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) superó el 62% de avance de obra. La petrolera adquirió 44.000 barriles diarios extra de capacidad en este ducto clave. Con esta jugada estratégica, YPF consolidó una participación del 30% en la traza hacia la costa rionegrina.

    En el plano internacional, el megaproyecto Argentina LNG avanza a paso firme. La firma nacional, asociada con la italiana ENI y XRG, acelera la búsqueda de financiamiento en los mercados globales. Como movimiento decisivo, YPF formalizó la compra de tres bloques no convencionales. Estas áreas garantizarán la materia prima necesaria para la futura planta de licuefacción.

    Aguas abajo, las refinerías procesaron volúmenes sin precedentes. El complejo industrial de la compañía refinó 344.000 barriles diarios. Este récord garantizó el abastecimiento de naftas premium al mercado interno y generó excedentes exportables hacia los países limítrofes. La sólida posición de caja, superior a los 1.700 millones de dólares, habilitó el pago anticipado de compromisos de deuda por 750 millones de dólares.

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  • El Gasoducto San Matías toma forma: los detalles de la obra que conectará Vaca Muerta con el mercado global de GNL

    El Gasoducto San Matías toma forma: los detalles de la obra que conectará Vaca Muerta con el mercado global de GNL

    El proyecto del Gasoducto Tratayén-San Antonio, a cargo de San Matías Pipeline S.A., avanza hacia su fase de ejecución tras la reciente adjudicación de las obras a las firmas Víctor Contreras, Sicim y OPS. La iniciativa de Southern Energy S.A. (SESA) trazará una ruta de 472,5 kilómetros para abastecer de manera directa a dos buques de licuefacción (FLNG) en el Golfo San Matías.

    El Estudio de Impacto Ambiental, que se debatirá el próximo 22 de mayo en audiencia pública en San Antonio Oeste, al que accedió Patagonia Shale, traza el panorama completo de esta infraestructura interprovincial. El texto detalla los factores técnicos y operativos para lograr el salto exportador de los recursos no convencionales de Neuquén.

    Un diseño de escala internacional

    El sistema de transporte unirá Tratayén, en Neuquén, con la costa atlántica de Río Negro. El trazado contempla 29 kilómetros en territorio neuquino y 443,5 kilómetros en suelo rionegrino. En gran parte de su recorrido geográfico, el caño acompaña en forma paralela la traza del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que está en plena construcción. Será construido por la UTE entre Victor Contreras y la italiana Sicim.

    Las especificaciones técnicas de la línea principal incluyen:

  • Capacidad de transporte: 28 millones de metros cúbicos diarios (MMSMCD).

  • Diámetro del ducto: 36 pulgadas con cañería de acero al carbono.

  • Presión operativa: Presión Máxima Admisible (MAPO) de 98 kg/cm²g.

  • Soterramiento: Tapada mínima normal de 0,8 metros bajo la superficie.

  • Seguridad: Válvulas automáticas de bloqueo (Line Break) cada 32 kilómetros, trampas de scraper y protección catódica.

    • El cronograma y la magnitud constructiva

    Los primeros movimientos de suelo iniciarán en este mes de mayo de 2026. El cronograma oficial prevé un plazo de ejecución total de 24 meses, con fecha de finalización programada para abril de 2028. La envergadura del proyecto requerirá la contratación de aproximadamente 1.500 operarios en sus picos de actividad.

    El proceso constructivo avanzará de forma secuencial. Las cuadrillas delimitarán una pista de servicio de hasta 30 metros, excavarán la zanja, alinearán los tubos y aplicarán las soldaduras de rigor. Los técnicos realizarán ensayos no destructivos sobre las juntas antes del revestimiento. Luego de la bajada del caño al fondo de la zanja, el protocolo exige pruebas hidráulicas para certificar la hermeticidad total del ducto antes del secado final.

    Durante todas estas etapas, los planes de gestión prohíben el desmonte fuera de los límites autorizados, imponen límites de velocidad de 40 km/h para proteger la fauna local y exigen la restitución de la capa fértil de suelo tras el relleno de la trinchera.

    Planta Compresora Allen: el corazón del sistema

    La presión natural del gas en Tratayén resulta insuficiente para impulsar el volumen total hacia el atlántico. Para resolver este desafío técnico, el proyecto incorpora la Planta Compresora Allen en el kilómetro 94,75 de la traza (provincia de Río Negro), que fue adjudicada a la empresa neuquina OPS, propiedad de la familia Pérez, dueña del diario Río Negro y la red de farmacias Global.

    El complejo ocupa un predio de 260 por 140 metros y opera como el núcleo de potencia y control del gasoducto. Sus características destacadas abarcan:

  • Potencia: Un esquema de dos compresores operativos y uno de respaldo, impulsados por turbinas a gas.

  • Salto de presión: Los equipos toman el fluido a 50 kg/cm²g y elevan su presión hasta 98 kg/cm²g.

  • Refrigeración: El sistema enfría el gas mediante aeroenfriadores para su reingreso al ducto a una temperatura máxima de 40°C.

  • Control operativo: La planta alberga la sala de control del sistema SCADA centralizado, con monitoreo remoto de todas las variables de la línea.

  • Recursos humanos: El personal cumplirá diagramas de turnos de 10 días de labor por 10 de descanso, en jornadas rotativas de 12 horas.

    • El desafío del Río Negro

    A lo largo de su traza hacia el sur, el gasoducto surca rutas nacionales, canales de riego y vías férreas. No obstante, el hito de ingeniería mayor se ubica en el kilómetro 222,51, en las cercanías de la localidad de Chelforó. Allí, la línea sortea los 240 metros de ancho del cauce del río Negro.

    Para anular el impacto sobre el lecho del río, las empresas constructoras utilizarán el método de perforación horizontal dirigida. La maquinaria pesada excavará un túnel por debajo del cauce natural. El ducto descansará a una profundidad mínima de dos metros bajo el fondo del río. El protocolo ambiental impone monitoreos diarios con equipos portátiles para detectar anomalías o aumentos de turbidez en el agua, además de disponer de un sistema de rescate preventivo en superficie.

    Destino final: el Golfo San Matías

    El viaje del gas de Vaca Muerta culmina en la progresiva 472,5, en la terminal de San Antonio Oeste. En este punto, la Estación de Medición (EMED) fiscalizará los volúmenes del hidrocarburo mediante puentes con medidores ultrasónicos y cromatógrafos de gas en línea.

    Desde este nodo, el sistema transferirá la custodia del recurso a la Planta Compresora San Antonio del Proyecto FLNG GSM. Esta instalación acondicionará el gas a una presión de entrega final de entre 40 y 45 kg/cm²g y lo inyectará en las unidades flotantes Hilli Episeyo y MKII. Ambas infraestructuras offshore licuarán el fluido a temperaturas criogénicas para cargarlo en buques metaneros, un proceso vital para posicionar el gas patagónico en el centro del mercado global.

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