Etiqueta: Vista Energy

Loma Campana, shale y eficiencia
El yacimiento estrella de YPF volvió a liderar el ranking de producción nacional en noviembre de 2025. Con un crecimiento mensual del 7,84%, el bloque quedó a un paso de romper la barrera de los 100.000 barriles diarios, una cifra inédita para un solo activo en la historia de la industria argentina.

El podio del shale: un monopolio de eficiencia

La radiografía de noviembre consolidó la hegemonía del no convencional. Argentina promedió una producción de 843.069 barriles diarios. Si bien el registro mostró una leve oscilación negativa respecto a octubre (0,76%), el salto interanual del 12,47% confirmó que el motor del sector es, casi exclusivamente, el shale oil.

En este escenario, Loma Campana retomó el mando al desplazar a La Amarga Chica. El yacimiento produjo 92.742 barriles por día, lo que representó el 11% del total del país. Su desempeño actual lo sitúa apenas a 7.258 barriles del umbral simbólico de los seis dígitos, un hito que marcará un antes y un después en la operatividad local.

El dominio de YPF en la Cuenca Neuquina se extendió a todo el podio:
- Loma Campana: 92.742 bbl/d (11% de la producción nacional).
- La Amarga Chica: 84.600 bbl/d (10% del total).
- Bandurria Sur: 61.622 bbl/d (7,31% del crudo argentino).
Entre estas tres áreas, la compañía de mayoría estatal explicó más de una cuarta parte de la producción petrolera de toda la Argentina.

El mapa de los protagonistas

Fuera del ecosistema YPF, Vista Energy ratificó su posición como el principal actor privado del shale. Su bloque insignia, Bajada del Palo Oeste, ocupó el quinto lugar con 52.256 barriles diarios, consolidándose como un proyecto de referencia por su escala y eficiencia de costos.

Por su parte, el petróleo convencional reflejó su progresivo declive estructural. Cerro Dragón (Pan American Energy) resistió en el cuarto puesto con 57.567 barriles, aunque su peso relativo disminuyó frente al avance imparable de Vaca Muerta. Mientras el no convencional trepó un 1,22% mensual, las áreas maduras sufrieron una caída del 4,82% en el mismo periodo.

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El Top 10 de noviembre

La diversidad operativa en la formación se completó con proyectos que superaron la franja de los 20.000 barriles:
1. Loma Campana (YPF)
2. La Amarga Chica (YPF)
3. Bandurria Sur (YPF)
4. Anticlinal Grande-Cerro Dragón (PAE)
5. Bajada del Palo Oeste (Vista)
6. La Angostura Sur (YPF)
7. Aguada del Chañar (YPF)
8. El Trapial Este (Chevron)
9. La Calera (Pluspetrol)
10. Manantiales Behr (YPF)
La tendencia de cierre de año reafirmó el desplazamiento definitivo del centro de gravedad energético. La concentración de inversiones y la estandarización de procesos en Vaca Muerta permitieron sostener el crecimiento, incluso frente a los cuellos de botella en la infraestructura y los desafíos del contexto macroeconómico.

Etiquetas: loma campanashalevaca muerta
08/01/2026
Vaca Muerta: la clave para que la producción petrolera argentina supere a Colombia

El avance del desarrollo no convencional en Vaca Muerta llevó a la Argentina a registrar en 2025 los niveles más altos de producción de petróleo de su historia reciente. Con ese desempeño, el país se ubicó como el cuarto productor de crudo de Sudamérica, superando a Colombia.

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El crecimiento estuvo impulsado principalmente por el shale oil de la cuenca neuquina, que concentró la mayor parte del incremento interanual.

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Vaca Muerta y su crecimiento sostenido

En el sector coinciden en que uno de los factores que contribuyen a sostener el ritmo de inversión es la existencia de un marco regulatorio sin cambios abruptos en materia de concesiones, permisos y tributos locales. En una actividad caracterizada por proyectos de largo plazo y altos costos iniciales, la previsibilidad aparece como un elemento relevante para la toma de decisiones de las operadoras.

“En Neuquén la energía es una política de Estado. Somos conscientes que debemos trabajar junto con la industria. Si la industria crece, va a crecer nuestra economía”, explicó el gobernador Rolando Figueroa en distintos foros internacionales.

Vaca Muerta en la agenda internacional

La promoción de la cuenca neuquina tuvo uno de sus hitos en mayo, durante la Offshore Technology Conference (OTC) realizada en Houston, Estados Unidos. Allí, Vaca Muerta volvió a posicionarse como uno de los principales desarrollos no convencionales fuera de América del Norte, en un contexto global de competencia por capital y tecnología.

La participación argentina incluyó a más de un centenar de empresas vinculadas a la cadena de valor energética, con foco en servicios, tecnología y equipamiento.

Infraestructura, el principal cuello de botella

Más allá del crecimiento productivo, la infraestructura continúa siendo uno de los principales desafíos para la competitividad de Vaca Muerta. La saturación de rutas, la logística de insumos y el tránsito pesado en zonas operativas se transformaron en un factor crítico para la eficiencia de los proyectos.

En ese marco, la provincia avanzó en acuerdos con empresas operadoras para ejecutar obras viales estratégicas, con el objetivo de reducir costos indirectos y mejorar la seguridad operativa.

Recorrida VMOS ducto oleoducto caños trabajadores soldadores (2)

El bypass de Añelo

Uno de los proyectos más relevantes es el bypass de Añelo, una obra destinada a desviar el tránsito pesado de la Ruta Provincial 7, eje central de la actividad hidrocarburífera. En septiembre, Neuquén firmó un acuerdo con YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Chevron, Phoenix Global Resources y Total Austral para avanzar con la iniciativa.

La obra demandará una inversión estimada en 50 millones de dólares y contempla la construcción y mejora de 51 kilómetros, incluyendo tramos de las rutas provinciales 8 y 17 y un nuevo nexo vial conocido como “el camino de Tortuga”. El objetivo es mejorar la circulación en el área de Añelo y reducir riesgos asociados al alto flujo de transporte pesado.

“Es un primer paso, una iniciativa muy importante que estamos concretando, que es la primera inversión público-privada de envergadura que tenemos con la industria, entendiendo que es un win-win”, remarcó Figueroa.

El rol de GyP

Por otra parte, dentro del esquema productivo provincial, la empresa Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) mantiene un rol activo como administradora de áreas y socia de operadoras privadas. Actualmente, la firma estatal cuenta con unas 100 áreas reservadas para exploración y producción, tanto en desarrollos convencionales como no convencionales, de acuerdo a información oficial.

La participación de GyP se concentró en la organización de procesos licitatorios, la asociación con capital privado y la gestión de áreas en distintas etapas de maduración. Desde el gobierno provincial destacan que su intervención permitió ordenar la exploración en bloques de menor escala y facilitar el ingreso de nuevos jugadores, especialmente en el segmento convencional.

07/01/2026
SLB le arrebató el histórico dominio a Halliburton en Vaca Muerta

Los números de 2025 en el fracking de Vaca Muerta dejó varias cuestiones para analizar. La industria completó casi 24 mil etapas de fracturas en el segmento shale estableciendo un crecimiento del 34% con respecto al 2024. El nivel de actividad se mantuvo acorde a lo proyectado, pero hubo cambios de liderazgo entre las empresas de servicio.

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Tal como viene informando +e, SLB le arrebató el primer puesto a Halliburton en el fracking de la roca madre. La tendencia se consolidó en el segundo semestre ya que, en la primera parte del año, los trabajadores de mamelucos rojos mantuvieron el histórico liderazgo en las punciones por una diferencia mínima de 200 etapas de fractura. Esa distancia quedó en el olvido ni bien comenzó julio.

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Según el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, seis empresas de servicio estuvieron presentes en Vaca Muerta en 2025. SLB y Halliburton fueron las más requeridas, Tenaris se consolidó en el tercer puesto y un nuevo actor irrumpió en la escena del shale neuquino.

El nuevo rey del fracking

En 2025, SLB se quedó con el trono de las etapas de fracturas. Los trabajadores de mamelucos azules completaron 9.312 operaciones frente a las 9.023 de Halliburton. Este crecimiento estuvo asociado a la implementación de tecnologías avanzadas, como el Dual Frac.

Las fracturas en simultaneo permitió que se realicen 401 punciones en un mes con un solo crew y reducir el tiempo muerto logrando incrementar la eficiencia operativa en un 26%. Además, el Real Time Intelligence Center de YPF le permitió obtener visibilidad y coordinación en tiempo real, optimizando la gestión de las operaciones en campo.

SLB cosechó cuatro clientes a lo largo de 2025. YPF fue la compañía que más requirió sus servicios. La empresa de mayoría estatal solicitó 6.350 etapas de fractura. Detrás se ubicó Vista Energy con 2.655 punciones, Capex con 202 etapas de fractura y Pampa Energía con 105 operaciones.

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En 2025, Halliburton completó tareas para cinco operadoras en Vaca Muerta.

Dinamismo en las etapas de fractura

Halliburton fue quien dominó históricamente el fracking de Vaca Muerta y quién implementó por primera vez el Dual Frac en la Cuenca Neuquina. Es un peso pesado de la industria a nivel mundial y su nombre está asociado a la eficiencia.

En este marco, los trabajadores de mameluco rojo cosecharon 5.557 etapas de fractura en todo 2025 gracias a los trabajos solicitados por cinco compañías.

La principal operadora que requirió sus servicios fue YPF con 5.557 punciones. Detrás se ubicó Pampa Energía con 1.486 operaciones y Pluspetrol con 313. Además, completó 883 etapas de fractura para Shell y 784 para Chevron.

Asimismo, Tenaris se afianzó en el tercer puesto del fracking de Vaca Muerta. La compañía del Grupo Techint realizó tareas para tres compañías del shale neuquino y sumó 2.134 operaciones durante el año pasado. Las operadoras que requirieron sus equipamientos fueron Tecpetrol – su hermana del Grupo Techint- con 1.414 fracturas, TotalEnergies con 418 punciones y Phoenix Global Resources (PGR) con 302 operaciones.

Calfrac fue otra de las compañías que tuvo una fuerte presencia en Vaca Muerta. La compañía de mamelucos verdes realizó 1.740 operaciones en la roca madre que se explica gracias al trabajo completado para dos operadoras: YPF y Pan American Energy. Para la empresa de mayoría estatal realizó 531 etapas de fractura y para PAE completó 1.209 operaciones.

Un nuevo viejo actor

Servicios Petroleros Integrados (SPI) y Weatherford son los encargados de cerrar el listado de las empresas de servicio en Vaca Muerta. Sin embargo, hay que hacer una salvedad sobre el desempeño de ambas compañías.

En febrero, Pluspetrol adquirió la división de servicios de fractura de Weatherford, conocida como Newco. El acuerdo implicó que se respeten los compromisos comerciales asumidos con clientes y contratistas por parte de Weatherford. La compañía continuará proveyendo tecnologías y servicios en el país. De esta manera, Pluspetrol conformó su propia empresa de servicios que denominó SPI.

Según el documento de la Fundación Contactos Petroleros, Weatherford prestó servicios hasta abril mientras que SPI empezó sus tareas en mayo.

Los trabajadores de mameluco rojo realizaron 427 operaciones en la roca madre y todas fueron para Pluspetrol. En tanto, SPI realizó 1.148 etapas de fractura, todas ejecutadas para Pluspetrol.

07/01/2026
SLB le arrebató el histórico dominio a Halliburton en el fracking de Vaca Muerta

Los números de 2025 en el fracking de Vaca Muerta dejó varias cuestiones para analizar. La industria completó casi 24 mil etapas de fracturas en el segmento shale estableciendo un crecimiento del 34% con respecto al 2024. El nivel de actividad se mantuvo acorde a lo proyectado, pero hubo cambios de liderazgo entre las empresas de servicio.

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Tal como viene informando +e, SLB le arrebató el primer puesto a Halliburton en el fracking de la roca madre. La tendencia se consolidó en el segundo semestre ya que, en la primera parte del año, los trabajadores de mamelucos rojos mantuvieron el histórico liderazgo en las punciones por una diferencia mínima de 200 etapas de fractura. Esa distancia quedó en el olvido ni bien comenzó julio.

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Según el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, seis empresas de servicio estuvieron presentes en Vaca Muerta en 2025. SLB y Halliburton fueron las más requeridas, Tenaris se consolidó en el tercer puesto y un nuevo actor irrumpió en la escena del shale neuquino.

El nuevo rey del fracking

En 2025, SLB se quedó con el trono de las etapas de fracturas. Los trabajadores de mamelucos azules completaron 9.312 operaciones frente a las 9.023 de Halliburton. Este crecimiento estuvo asociado a la implementación de tecnologías avanzadas, como el Dual Frac.

Las fracturas en simultaneo permitió que se realicen 401 punciones en un mes con un solo crew y reducir el tiempo muerto logrando incrementar la eficiencia operativa en un 26%. Además, el Real Time Intelligence Center de YPF le permitió obtener visibilidad y coordinación en tiempo real, optimizando la gestión de las operaciones en campo.

SLB cosechó cuatro clientes a lo largo de 2025. YPF fue la compañía que más requirió sus servicios. La empresa de mayoría estatal solicitó 6.350 etapas de fractura. Detrás se ubicó Vista Energy con 2.655 punciones, Capex con 202 etapas de fractura y Pampa Energía con 105 operaciones.

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En 2025, Halliburton completó tareas para cinco operadoras en Vaca Muerta.

Dinamismo en las etapas de fractura

Halliburton fue quien dominó históricamente el fracking de Vaca Muerta y quién implementó por primera vez el Dual Frac en la Cuenca Neuquina. Es un peso pesado de la industria a nivel mundial y su nombre está asociado a la eficiencia.

En este marco, los trabajadores de mameluco rojo cosecharon 5.557 etapas de fractura en todo 2025 gracias a los trabajos solicitados por cinco compañías.

La principal operadora que requirió sus servicios fue YPF con 5.557 punciones. Detrás se ubicó Pampa Energía con 1.486 operaciones y Pluspetrol con 313. Además, completó 883 etapas de fractura para Shell y 784 para Chevron.

Asimismo, Tenaris se afianzó en el tercer puesto del fracking de Vaca Muerta. La compañía del Grupo Techint realizó tareas para tres compañías del shale neuquino y sumó 2.134 operaciones durante el año pasado. Las operadoras que requirieron sus equipamientos fueron Tecpetrol – su hermana del Grupo Techint- con 1.414 fracturas, TotalEnergies con 418 punciones y Phoenix Global Resources (PGR) con 302 operaciones.

Calfrac fue otra de las compañías que tuvo una fuerte presencia en Vaca Muerta. La compañía de mamelucos verdes realizó 1.740 operaciones en la roca madre que se explica gracias al trabajo completado para dos operadoras: YPF y Pan American Energy. Para la empresa de mayoría estatal realizó 531 etapas de fractura y para PAE completó 1.209 operaciones.

Un nuevo viejo actor

Servicios Petroleros Integrados (SPI) y Weatherford son los encargados de cerrar el listado de las empresas de servicio en Vaca Muerta. Sin embargo, hay que hacer una salvedad sobre el desempeño de ambas compañías.

En febrero, Pluspetrol adquirió la división de servicios de fractura de Weatherford, conocida como Newco. El acuerdo implicó que se respeten los compromisos comerciales asumidos con clientes y contratistas por parte de Weatherford. La compañía continuará proveyendo tecnologías y servicios en el país. De esta manera, Pluspetrol conformó su propia empresa de servicios que denominó SPI.

Según el documento de la Fundación Contactos Petroleros, Weatherford prestó servicios hasta abril mientras que SPI empezó sus tareas en mayo.

Los trabajadores de mameluco rojo realizaron 427 operaciones en la roca madre y todas fueron para Pluspetrol. En tanto, SPI realizó 1.148 etapas de fractura, todas ejecutadas para Pluspetrol.

06/01/2026
La producción de petróleo en 2025 tuvo niveles récord y Vaca Muerta concentró el 67% de la producción

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La producción nacional de petróleo durante 2025 se mantuvo en niveles históricamente elevados, consolidando una tendencia que refleja el avance estructural del sector y el peso creciente del desarrollo no convencional. De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, el país alcanzó una producción promedio de 858.826 barriles diarios en noviembre, con Vaca Muerta explicando más del 67% del total.

En paralelo, la producción de gas natural promedió los 122,1 millones de metros cúbicos diarios durante noviembre de 2025. Si bien registró una caída del 1,4% respecto de octubre y una baja interanual del 3,9%, el desempeño se mantuvo en niveles elevados y continuó mostrando una fuerte dependencia del aporte de la cuenca neuquina.

El comportamiento productivo estuvo acompañado por una mayor actividad operativa. En noviembre se perforaron 30 pozos adicionales, lo que llevó el total de pozos activos a 4.355 en todo el país. Dentro de Vaca Muerta, áreas como La Amarga Chica y Bandurria Sur se destacaron por los avances más significativos del período, consolidándose como núcleos centrales del crecimiento.

Un sólido crecimiento en Oil & Gas

La producción de petróleo en Vaca Muerta alcanzó en noviembre los 577.051 barriles diarios. Si bien mostró una leve caída mensual del 0,1%, registró un sólido crecimiento interanual del 33,1%. En una mirada de mediano plazo, el nivel productivo se ubicó 54,2% por encima del registrado en noviembre de 2021, lo que evidencia la fuerte expansión del shale en la cuenca. En gas natural, Vaca Muerta produjo 64,1 millones de metros cúbicos diarios, con una baja mensual del 1,2% y una mejora interanual del 3,1%. Sierra Chata, Aguada Pichana Este y Aguada de la Arena encabezaron los mayores niveles de producción del mes.

El liderazgo productivo continuó concentrándose en un grupo reducido de operadoras con fuerte presencia en el no convencional. YPF mantuvo su posición dominante y explicó en noviembre el 47% de la producción total del país, con 403.215 barriles diarios. La compañía registró un crecimiento interanual del 11,9% y una suba mensual del 2,4%, con una elevada productividad en áreas como La Amarga Chica, donde seis de los diez pozos más productivos de Vaca Muerta fueron operados por la empresa, con registros de hasta 2.442 y 2.287 barriles diarios.

Pan American Energy representó el 18% de la producción nacional, con 105.860 barriles diarios en noviembre. En su caso, se observaron variaciones negativas del 0,9% interanual y del 4,9% mensual. No obstante, la compañía sostuvo su aporte al desarrollo no convencional, especialmente en el segmento de gas natural a través de su actividad en Aguada Pichana Oeste. Vista Energy explicó el 6% de la producción total, con 72.215 barriles diarios, manteniendo niveles similares a los del año anterior aunque con una caída mensual del 7,9%. Sus operaciones en Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y Aguada Federal continuaron siendo el eje de su desempeño en la cuenca.

Comercio exterior

El buen desempeño productivo tuvo un correlato directo en el comercio exterior. En noviembre de 2025, el sector energético registró un superávit comercial de US$ 765 millones, impulsado por exportaciones que alcanzaron los US$ 893 millones, con un crecimiento interanual del 62,4%. Las ventas externas de aceites crudos de petróleo totalizaron US$ 644 millones, con un salto interanual del 122,5%, mientras que las importaciones del sector ascendieron a US$ 128 millones.

En el acumulado de enero a noviembre de 2025, el saldo comercial energético se ubicó en US$ 5.884 millones, un 57,9% por encima del registrado en igual período de 2024. En ese marco, las exportaciones de petróleo crudo alcanzaron los US$ 6.060 millones FOB, el nivel más alto de los últimos veinte años, acompañadas además por un máximo histórico en los volúmenes exportados. Este desempeño consolidó al crudo como una de las principales fuentes de generación de divisas del sector energético argentino durante 2025.

06/01/2026
$Quién fractura más en Vaca Muerta: el mapa que ordena la pelea del shale$

Quién fractura más en Vaca Muerta: el mapa que ordena la pelea del shale

El 2025 consolidó lo que se venía haciendo en Vaca Muerta. La industria siguió rompiendo récords y se prepara el terreno para el gran salto exportador de la mano de las obras de infraestructura que se vienen haciendo en la Cuenca Neuquina.

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La actividad se mantuvo a tono a las proyecciones esperadas. La Fundación Contactos Petroleros adelantó que en 2025 se completarían unas 24 mil etapas de fractura en el segmento shale y las empresas no defraudaron. Es que según el registro que realiza Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, durante el año pasado se completaron 23.784 punciones.

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El incremento de actividad con respecto a lo realizado en 2024 fue de 5.988 operaciones, lo que se traduce en un crecimiento del 34%.

Más allá de las proyecciones, el foco estuvo puesto en el desempeño de las compañías. En total 11 operaciones tuvieron participación en Vaca Muerta donde YPF siguió sacando una amplia diferencia con respecto al resto. Sin embargo, el tablero del fracking acuso diferentes movimientos para tener en cuenta para lo que viene.

Petroleros trabajador operario fracking etapas de fractura

Vaca Muerta: el mapa del fracking que explica el nuevo salto productivo.

Las primeras tres en el ranking

YPF es la reina del shale argentino. La compañía de mayoría estatal sumó 12.438 etapas de fractura durante el año pasado, lo que significó el 52% de la actividad en Vaca Muerta. La actividad seguirá creciendo en 2026 de la mano de los activos adquiridos a TotalEnergies y la consolidación de sus tres pilares: Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica.

Vista Energy se consolidó como la segunda operadora más dinámica de Vaca Muerta. La compañía liderada por Miguel Galuccio logró 2.655 punciones. La cifra es el 11% del total de fracturas en el shale y encara el 2026 enfocada en seguir acelerando la actividad en sus bloques.

El batacazo estuvo a cargo de Pluspetrol. La compañía aumentó su actividad en un 52% y logró subirse al podio del fracking de la roca madre de la Cuenca Neuquina. La empresa de capitales nacionales registró 1.888 punciones, lo que se traduce en el 8% del total.

En Pluspetrol hay que hacer la salvedad que sus operaciones se dividen en dos entidades: Pluspetrol y Pluspetrol CN. La primera está destinada a la actividad en La Calera donde se realizaron 1.575 etapas de fractura y la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada) donde se llevaron a cabo 313 punciones.

Tres pesos pesados del shale

El mapa del shale también arrojó otra sorpresa. Después de YPF, Pampa Energía fue la empresa que más creció en Vaca Muerta. Entre 2024 y 2025, la compañía creció aumentó 1.341 etapas de fractura. Esto se traduce que durante el año pasado registró 1.591 operaciones, lo que explica el 7% del total de las operaciones. La principal razón de este crecimiento fueron los trabajos en Rincón de Aranda, su ariete en el shale oil.

Otra de las compañías que explica el nuevo récord de Vaca Muerta es Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint sumó 1.414 operaciones, lo que se traduce en el 6% de las punciones en Vaca Muerta.

Mientras que Pan American Energy (PAE) registró 1.209 operaciones en la roca madre. Esto es el 5% del total.

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YPF y Vista lideraron las fracturas en 2025.

Vaca Muerta y la misión de seguir creciendo

El ranking es cerrado por cinco compañías que no alcanzaron a superar las mil etapas de fractura. Sin embargo, sus tareas son vitales para el impulso de la actividad en la Cuenca Neuquina.

Shell cosechó 883 etapas de fractura, Chevron contabilizó 784 punciones, TotalEnergies sumó 418 operaciones, Phoenix Global Resources acumuló 302 fracturas y Capex contabilizó 202 punciones.

La actividad en Vaca Muerta no da señales de desaceleración. Según el relevamiento elaborado por Fundación Contactos Petroleros, las compañías podrían superar las 28 mil etapas de fractura en 2026, marcando un nuevo récord en la roca madre. Esto representaría un incremento interanual del 22%.

04/01/2026
$Vaca Muerta aumentó sus etapas de fractura en un 34% en 2025$

Vaca Muerta aumentó sus etapas de fractura en un 34% en 2025

Vaca Muerta tiene la misión de llevar los niveles de la industria hidrocarburífera al siguiente nivel. La roca madre es el motor energético del país y se prepara para conquistar a la región de la mano de la sinergia, innovación y eficiencia que impulsan las empresas.

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La mejor manera de observar este avance son los datos de las etapas de fractura en la Cuenca Neuquina. El informe de country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, establece que en 2025 se realizaron 23.784 punciones, lo que se traduce en un crecimiento del 34% con respecto al 2024. La diferencia entre un año y otro fue de 5.988 operaciones.

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Si se desglosa los registros por mes se destaca que en enero se completaron 1.761 punciones, en febrero 1.978 operaciones, en marzo 1.960 fracturas, en abril -segunda marca top del año- se completaron 2.214 etapas, en mayo – cifra histórica para el shale- se realizaron 2.588 punciones y en junio se contabilizaron 1.968 operaciones.

En tanto, julio cerró con 1.793 punciones y en agosto se completaron 2.163 fracturas. Mientras que en septiembre se realizaron 1.831 punciones y en octubre las compañías completaron 2.020 etapas de fractura.

Noviembre fue un mes flojo con 1.762 operaciones y diciembre cerró el registro con 1.791 fracturas.

Etapas de fractura fracking vaca muerta diciembre 2025

El podio en Vaca Muerta

La actividad en diciembre no presentó grandes cambios con respecto a lo que se registró a lo largo del año. YPF fue la principal operadora en el shale. La compañía de mayoría estatal se anotó 778 punciones, lo que significa el 43% de las operaciones en Vaca Muerta.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 260 etapas de fractura. La compañía liderada por Miguel Galuccio se adjudicó el 15% del fracking en la Cuenca Neuquina.

El tercer lugar fue para Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint logró la marca de 201 operaciones, lo que significa el 11% de las etapas de fractura en la roca madre.

La actividad del último mes del año

El trabajo del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros también estableció que Pampa Energía registró 158 punciones, lo que explica el 9% del total de las operaciones.

Chevron, la única multinacional que registró actividad en diciembre, sumó 124 punciones. La misma cifra registró Pluspetrol, con la salvedad que sus operaciones se dividieron en dos entidades: Pluspetrol (115) y Pluspetrol CN (9). La primera está destinada a la actividad en La Calera mientras que la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada)

El registro fue cerrado por Phoenix Global Resources (PGR) con 87 etapas de fractura, lo que explica el 5% de las operaciones y por Pan American Energy (PAE) que sumó 59 punciones, que significó el 3% de las tareas en Vaca Muerta.

02/01/2026
El yacimiento de Vaca Muerta que quedó a un paso de los 100.000 barriles

La producción de petróleo en la Argentina volvió a mostrar el peso estructural de Vaca Muerta y de un puñado de bloques que concentran buena parte del crudo del país. En noviembre de 2025, la producción total alcanzó los 843.069 barriles diarios, con una leve baja mensual del 0,76% pero un fuerte crecimiento interanual del 12,47%, impulsado casi exclusivamente por el shale oil.

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En ese contexto, Loma Campana se consolidó nuevamente como el bloque más productivo del país y quedó a un paso de un hito histórico. El área operada por YPF alcanzó una producción de 92.742 barriles por día, apenas unos 7.258 bbl/d por debajo del umbral simbólico de los 100.000 barriles diarios, una marca inédita para un yacimiento individual en la Argentina.

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El desempeño de Loma Campana explica por sí solo el rol de Vaca Muerta en el mapa energético. El bloque aporta el 11% de todo el petróleo producido en el país y logró en noviembre un crecimiento mensual del 7,84%, suficiente para desplazar del primer lugar a La Amarga Chica, también operada por YPF.

Los otros arietes de YPF

La Amarga Chica quedó en el segundo puesto con una producción de 84.600 barriles diarios, equivalente al 10% del total nacional. Completa el podio Bandurria Sur, otro desarrollo shale de YPF en Vaca Muerta, con 61.622 bbl/d y una participación del 7,31%. Los tres bloques líderes pertenecen a la misma formación y al mismo operador, una señal clara de la centralidad que adquirió el no convencional neuquino.

Más allá del dominio de Vaca Muerta, el ranking de los diez bloques más productivos también refleja la persistencia de áreas convencionales de alto peso histórico. Anticlinal Grande – Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge, se ubicó cuarto con 57.567 barriles diarios y el 6,83% de la producción nacional. En la misma cuenca, Manantiales Behr, bajo operación de YPF, aportó 24.739 bbl/d, equivalentes al 2,93%.

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Loma Campana marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta.

El listado completo

El quinto lugar fue para Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, con una producción de 52.256 barriles diarios y una participación del 6,20%, consolidando su rol como uno de los proyectos shale privados más relevantes del país. Más atrás aparecen La Angostura Sur (YPF), Aguada del Chañar (YPF), El Trapial Este (Chevron) y La Calera (Pluspetrol), todos con producciones superiores a los 20.000 barriles diarios.

El comportamiento agregado confirma la tendencia estructural del sector. Mientras la producción no convencional creció en noviembre un 1,22%, la producción convencional cayó un 4,82%, profundizando el desplazamiento del centro de gravedad petrolero hacia Vaca Muerta.

En ese escenario, la posibilidad de que Loma Campana cruce el umbral de los 100.000 bbl/d aparece cada vez más cercana y refuerza la idea de que los grandes saltos productivos del país seguirán viniendo desde el shale neuquino.

02/01/2026
Vaca Muerta acelera: las tres obras que buscan dar el salto exportador

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La creciente producción de Vaca Muerta se plasmó en números que marcó un giro de 180 grados en la balanza energética del país. En el último tiempo, la formación neuquina logró revertir un déficit calculado entre 5.000 y 7.000 millones de dólares pasando a un superávit 5.668 millones en 2024 y que podría superar los 7.000 millones para 2025.

En este contexto, las ampliaciones de gasoductos y oleoductos que las empresas de midstream tienen en cartera en Vaca Muerta serán clave para aumentar los saldos exportables que Argentina proyecta desde 2027 en adelante. En el caso del gas, la expansión del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) permitirá generar un nuevo ahorro de divisas al reemplazar importaciones.

Bajo este paraguas marchan los tres principales proyectos que nacen en la Cuenca Neuquina y que permitirán mejorar aún más este balance: Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), Duplicar Norte de Oldelval y la ampliación del Perito Moreno, una obra adjudicada a Transportadora de Gas del Sur (TGS).

Los proyectos

YPF lidera el principal proyecto de expansión para exportar crudo, en asociación con Vista Energy, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). La megaobra ya culminó la soldadura de la traza de 437 kilómetros que une Allen y Punta Colorada, mientras en paralelo avanza con las instalaciones de superficies y la planificación de las pruebas hidráulicas.

Con una histórica inversión de 3.000 millones de dólares, se espera que para noviembre de 2026 VMOS comience con las primeras exportaciones de petróleo que se estiman en 180.000 barriles por día, para alcanzar los 550.000 en 2027. Para llenar el ducto, el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, confirmó al Diario Río Negro que se necesitará poner en producción 2000 pozos de petróleo no convencional: “La actividad de YPF va a aumentar fuertemente. Tenemos que llegar a tres veces más la actividad, a unos 600 pozos por año”, sostuvo en una conversación exclusiva.

Marín reconoció que el cuello de botella estará en las boyas del puerto, pero confirmó que en noviembre de 2026 ya se podrán evacuar los primeros 180.000 barriles diarios provenientes de Vaca Muerta.

Por otro lado, Oldelval comenzó con la construcción del proyecto Duplicar Norte que apunta a dar salida al crudo proveniente del hub norte de Vaca Muerta donde se encuentran desarrollos como El Trapial de Chevron, Los Toldos II Este de Tecpetrol, Bajo del Choique de Pluspetrol y La Escalonada de Shell e YPF. Se trata de una de las obras de infraestructuras esenciales para poder evacuar todo el crudo proyectado en esa zona de Vaca Muerta que está en expansión y que será posible a través de su conexión con el Duplicar Plus que culmina en Puerto Rosales.

En este caso, el caño recorrerá 207 kilómetros desde Puesto Hernández en Rincón de los Sauces hasta Allen y tendrá una capacidad inicial de 200.000 barriles diarios mediante una inversión de 400 millones de dólares a cargo de Oldelval: “Es un ducto fundamental para poder evacuar ese hub y era parte del plan cuando hicimos el proyecto Duplicar porque sabíamos que aguas arriba se iba a generar un cuello de botella”, afirmó Ricardo Hösel, Ceo de Oldelval durante el Energy Day de EconoJournal.

La obra comenzó en julio pasado y prevé la puesta en marcha temprana para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027. A través de la conexión con el Duplicar, inaugurado en abril de este año, el nuevo ducto permitirá incrementar las exportaciones de crudo desde Puerto Rosales.

Reducir importaciones de gas

En materia de gas, TGS ya inició los trabajos de ampliación del gasoducto Perito Moreno con miras a expandir el sistema que abastece a Buenos Aires y zonas del Litoral del país, pero que también permitirá proyectar el mercado regional del gas hacia Brasil a través del Gasoducto del Norte. La obra nació como una iniciativa privada que apunta a potenciar el sistema actual llevándolo de 21 millones de metros cúbicos diarios (Mmm3/d) a 35. De esta forma, permitiría reducir las importaciones de GNL en el invierno por unos u$s700 millones y dejar saldos exportables en el verano.

“La obra se divide en dos: la iniciativa privada que se realizará sobre el gasoducto Perito Moreno y que tiene un tiempo de ejecución de 18 meses. Es decir, que en el invierno del 2027 entendemos que vamos a estar ya operando con este volumen (de 35Mmm3/d)”, aseguró Oscar Sardi, CEO de TGS. “Después hay otro trabajo que demandará una inversión de algo más de u$s 200 millones que tiene como fin aumentar la capacidad de transporte estos 12 MMm3 adicionales para que el gas pueda llegar a Mercedes, desde allí conectar a través del Mercedes-Cardales con TGN y subir hasta el Litoral”, agregó.

La inversión prevista en este caso es de U$S700 a 800 millones. El CEO de TGS confirmó que está en tratativas para conseguir que el proyecto entre al Régimen de Grandes Inversiones (RIGI) y que solo resta la aprobación de la comisión evaluadora para que pueda adherir a sus beneficios.

02/01/2026
Más controles y nuevas exigencias: lo que se viene para las empresas en materia de emisiones

La regulación ambiental vinculada a los controles de emisiones dejó de ser una discusión abstracta y comenzó a materializarse en normas concretas que impactan de lleno en la industria energética. Así lo planteó la abogada y magíster en Gestión de la Energía, Verónica Tito, durante su exposición “Actualización de la normativa de reducción de emisiones en la industria”, en el marco del webinar “Descarbonización en la industria energética”, organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG).

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Según explicó la especialista, el tratamiento normativo de las emisiones de gases de efecto invernadero en Argentina tiene un punto de inflexión en la reforma constitucional de 1994. La incorporación del artículo 41 consagró el derecho a un ambiente sano y habilitó el desarrollo de leyes de presupuestos mínimos ambientales, que hoy funcionan como un paraguas regulatorio para las provincias.

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En paralelo, el país fue adhiriendo a distintos compromisos internacionales en materia climática. Entre ellos se destacan la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, el Protocolo de Kioto (ya sin vigencia) y el Acuerdo de París, que continúa siendo el principal marco de referencia para las políticas de mitigación y reducción de emisiones.

En ese contexto, Tito subrayó que la agenda climática comenzó a ganar peso no solo por la presión regulatoria, sino también por un creciente consenso social y empresarial. Ese cambio de escenario explica, en parte, la proliferación de normas específicas que comenzaron a dictarse a partir de 2023, especialmente en el sector hidrocarburífero.

Vista Energy Vaca Muerta shale oil Petróleo (3)

Cómo los controles ambientales empiezan a exigir a la industria energética la medición y reducción de emisiones.

El rol del Estado nacional y los planes climáticos

Uno de los hitos regulatorios señalados durante la presentación fue la sanción de la Ley de Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático, aprobada en 2019. Esta norma estableció la obligación de elaborar un Plan Nacional de Adaptación y Mitigación, así como planes provinciales alineados con los objetivos nacionales.

De acuerdo con Tito, el artículo 19 de la ley resulta clave para el sector energético, ya que ordena identificar los sectores responsables de las emisiones de gases de efecto invernadero, cuantificarlas y avanzar hacia un sistema uniforme de medición. Además, plantea la necesidad de desarrollar medidas de mitigación a corto, mediano y largo plazo.

Argentina ya cuenta con dos planes nacionales en la materia. El primero, aprobado en 2019, estableció lineamientos generales para la reducción de emisiones, aunque sin medidas concretas dirigidas al sector energético. El segundo, aprobado en 2023, avanzó un paso más al incorporar fichas de acciones específicas, entre ellas el monitoreo del desarrollo energético con obligaciones directas para las empresas del sector.

Este segundo plan se articula con el Plan Nacional de Transición Energética al 2030, aprobado mediante la Resolución 517/2023. Si bien el esquema argentino prioriza el gas natural como combustible de transición, también incorpora la necesidad de reducir emisiones en la industria hidrocarburífera para cumplir con los compromisos internacionales asumidos por el país.

Controles específicos

En línea con esos lineamientos, hacia fines de 2023 la Secretaría de Energía dictó la Resolución 170, que aprobó un plan de medición y reducción de emisiones fugitivas derivadas de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos. Tito aclaró que se trata de una norma de alcance general, diseñada para no invadir las competencias provinciales establecidas por la Ley 26.197.

La resolución nacional, sin embargo, aún no fue reglamentada, lo que limita su operatividad. Frente a esa situación, la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) solicitó su reglamentación y ofreció colaborar en el proceso, aunque hasta el momento no hubo avances concretos.

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La reducción de emisiones dejó de ser voluntaria y comenzó a traducirse en obligaciones concretas para las empresas del sector energético.

Los avances provinciales

Mientras tanto, varias provincias comenzaron a dictar su propia normativa. Neuquén avanzó con la Resolución 275 de su Secretaría de Ambiente, que creó un programa de monitoreo de emisiones de gases de efecto invernadero para el sector hidrocarburífero. La norma abarca desde la exploración hasta la refinación y exige reportes sobre emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso.

Río Negro incorporó compromisos ambientales en la Ley 5.733, que regula la prórroga de concesiones. Allí se exige a las empresas planificar medidas de reducción de emisiones y calcular su huella de carbono. Mendoza, por su parte, dictó el Decreto 758/2025, que no se limita al sector hidrocarburífero, sino que alcanza a todas las industrias consideradas mayores, incluyendo obligaciones de medición, verificación y reducción de emisiones.

Chubut fue una de las provincias más específicas en su enfoque. Mediante la Resolución 58/2024, reguló las emisiones de metano en toda la cadena hidrocarburífera, incluyendo transporte y refinación. La norma exige planes anuales de gestión y programas de detección y reparación de fugas, y replica en gran medida un proyecto de ley de presupuestos mínimos que aún se debate en el Congreso.

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FOTO DE ARCHIVO.El marco legal ambiental avanza sobre toda la cadena energética, desde la exploración hasta el transporte y la refinación. REUTERS/Pascal Rossignol

Un escenario fragmentado y desafíos pendientes

Asimismo, Tito advirtió que el principal desafío es la falta de uniformidad normativa. A su entender, la proliferación de regulaciones provinciales con alcances y criterios distintos reproduce problemas ya conocidos en otras áreas ambientales, como el venteo o el abandono de pozo.

Esa fragmentación contrasta con el mandato de coordinación que surge tanto de la Ley 27.007 como de la Ley de Bases 27.742, que instan a Nación y provincias a avanzar hacia marcos regulatorios homogéneos. Incluso el Decreto 1057, reglamentario de la Ley de Bases, incluyó a las emisiones de gases de efecto invernadero como uno de los temas prioritarios para un tratamiento conjunto.

Para la especialista, el proceso recién comienza. “Ya hay regulación y la cuestión de las emisiones está incorporada como un punto de partida”, señaló, al tiempo que anticipó que las empresas deberán internalizar estos requisitos como parte de futuras exigencias ambientales más estrictas.

27/12/2025