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$Impulsan la mesa interprovincial de arenas para fracturas hidráulicas ante el crecimiento de Vaca Muerta$
Impulsan la mesa interprovincial de arenas para fracturas hidráulicas ante el crecimiento de Vaca Muerta
Por primera vez en el desarrollo de Vaca Muerta, se realizaron pruebas de fractura hidráulica utilizando arenas silíceas extraídas en la provincia del Neuquén. Este estudio implica un avance para la industria hidrocarburífera, que durante más de una década dependió mayormente de insumos provenientes de otras regiones del país.
Las arenas de fractura constituyen un insumo crítico en la explotación no convencional, ya que permiten sostener las fisuras en la roca madre y facilitar la extracción de petróleo y gas. Cada pozo puede demandar entre 11.000 y 15.000 toneladas, lo que posiciona a la logística de transporte como uno de los principales componentes del costo operativo.
En este contexto, al menos dos operadoras iniciaron evaluaciones de desempeño con arenas neuquinas en pruebas de campo. Entre ellas, YPF realizó ensayos combinando material local con arenas de otras provincias, mientras que Vista Energy avanzó con un esquema más sostenido de testeo a partir de una cantera propia, integrando además su procesamiento en instalaciones ubicadas en Bajada del Palo.
El uso de arenas neuquinas podría reducir costos logísticos en los desarrollos de Vaca Muerta.
El volumen actual de producción en la provincia es aún incipiente y se ubica por debajo de las 20.000 toneladas mensuales. No obstante, el interés del sector crece en paralelo a los estudios de calidad y a la expansión de solicitudes de cateo en distintas áreas del territorio provincial.
Coordinan con productores de otras provincias
En paralelo, desde el ámbito público y privado se impulsa la creación de una Mesa Interprovincial de la Arena, con participación de productores, procesadores y comercializadores de distintas jurisdicciones, entre ellas Entre Ríos, Chubut, Río Negro y Neuquén. La iniciativa busca ordenar el mercado, anticipar la demanda y optimizar la logística frente al crecimiento proyectado de la actividad en Vaca Muerta.
En este escenario, la empresa estatal Cormine avanza con estudios técnicos sobre su cantera ubicada en cercanías del área productiva. Su presidente, Mariano Brillo, indicó que se encuentran a la espera de resultados de laboratorio que evalúan variables clave como la resistencia y la redondez del material, factores determinantes para su desempeño en procesos de fractura hidráulica.
02/05/2026
$Impulsan la mesa interprovincial por arenas para fracturas hidráulicas$
Impulsan la mesa interprovincial por arenas para fracturas hidráulicas
Por primera vez en el desarrollo de Vaca Muerta, se realizaron pruebas de fractura hidráulica utilizando arenas silíceas extraídas en la provincia del Neuquén. Este estudio implica un avance para la industria hidrocarburífera, que durante más de una década dependió mayormente de insumos provenientes de otras regiones del país.
Las arenas de fractura constituyen un insumo crítico en la explotación no convencional, ya que permiten sostener las fisuras en la roca madre y facilitar la extracción de petróleo y gas. Cada pozo puede demandar entre 11.000 y 15.000 toneladas, lo que posiciona a la logística de transporte como uno de los principales componentes del costo operativo.
En este contexto, al menos dos operadoras iniciaron evaluaciones de desempeño con arenas neuquinas en pruebas de campo. Entre ellas, YPF realizó ensayos combinando material local con arenas de otras provincias, mientras que Vista Energy avanzó con un esquema más sostenido de testeo a partir de una cantera propia, integrando además su procesamiento en instalaciones ubicadas en Bajada del Palo.
El volumen actual de producción en la provincia es aún incipiente y se ubica por debajo de las 20.000 toneladas mensuales. No obstante, el interés del sector crece en paralelo a los estudios de calidad y a la expansión de solicitudes de cateo en distintas áreas del territorio provincial.
En paralelo, desde el ámbito público y privado se impulsa la creación de una Mesa Interprovincial de la Arena, con participación de productores, procesadores y comercializadores de distintas jurisdicciones, entre ellas Entre Ríos, Chubut, Río Negro y Neuquén. La iniciativa busca ordenar el mercado, anticipar la demanda y optimizar la logística frente al crecimiento proyectado de la actividad en Vaca Muerta.
En este escenario, la empresa estatal Cormine avanza con estudios técnicos sobre su cantera ubicada en cercanías del área productiva. Su presidente, Mariano Brillo, indicó que se encuentran a la espera de resultados de laboratorio que evalúan variables clave como la resistencia y la redondez del material, factores determinantes para su desempeño en procesos de fractura hidráulica.
02/05/2026
Vista aplicará al RIGI para acelerar el desarrollo de dos áreas en Vaca Muerta
Vista Energy prepara la documentación técnica para incluir los bloques Águila Mora y Bandurria Norte dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La compañía presentará la solicitud formal hacia el final del segundo trimestre de 2026 ante el Ministerio de Economía, lo que la operadora afirma que le permitirá adelantar los plazos de inversión en activos que no tenían prioridad en el plan de desarrollo original.
Consolidada como la segunda petrolera en producción de crudo de Vaca Muerta y la principal exportadora del sector, reportó un sólido incremento interanual en su producción durante el primer trimestre de 2026, tal como se reflejó en los resultados del período presentados al mercado. En ese marco Miguel Galuccio, presidente y CEO de la firma, anunció que “actualmente se está preparando la documentación para aplicar al RIGI para dos de nuestros bloques”.
“Son dos áreas de desarrollo futuro Águila Mora y Bandurria Norte. Una vez que se cierre la operación con Equinor, tendremos un mejor entendimiento de Bajo del Toro, que creo que también podría aplicar, aunque esa solicitud debería ser presentada por su operador, YPF”, explicó.
En la call con inversores para la presentación de Resultados del Primer Trimestre, Galuccio dijo que planea presentar la documentación hacia el final del segundo trimestre. “Luego, el Ministerio de Energía debe analizar la información antes de su aprobación. El impacto del RIGI es muy positivo”, señaló el directivo ante inversores y analistas del sector energético.
“La mejora en las tasas de retorno de estos bloques debido a los incentivos fiscales es un fuerte estímulo para acelerar el capex en estos bloques no desarrollados, que de otro modo no serían priorizados en nuestro plan de desarrollo hasta aproximadamente 2030”, detalló Galuccio sobre el esquema de incentivos en la Argentina.
La empresa proyecta que la adhesión al régimen permitirá un incremento en la producción anual de 140.000 a 143.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). Este ajuste en las metas para 2026 responde al desempeño de la campaña de perforación y a la eficiencia en los costos de extracción. La mayor actividad operativa derivará en un volumen adicional de un millón de barriles con destino exclusivo a los mercados de exportación.
Vista al presentar los resultados del primer trimestre de 2026, resaltó haber alcanzado una producción total de 134.741 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un incremento del 67% en comparación con el primer trimestre de 2025.
El crecimiento estuvo impulsado por la incorporación del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y la perforación de pozos nuevos en sus áreas operadas. Con esto la producción de petróleo promedió 116.655 barriles diarios (bbl/d), con una suba interanual del 68% respecto al primer trimestre de 2025.
Los ingresos totales del trimestre alcanzaron los US$ 694,3 millones, lo que representa un incremento del 58% frente al primer trimestre de 2025. La compañía continuó mejorando sus indicadores de eficiencia, y el costo de extracción se ubicó en US$ 4,3 por barril equivalente (boe), un 8% por debajo del nivel registrado en el primer trimestre de 2025.
A su vez, los gastos comerciales, fueron US$ 3,8 por boe, un ahorro de 41% con respecto al año anterior. El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 450,8 millones, con una suba del 64% respecto al mismo período del año anterior.
El margen de EBITDA ajustado alcanzó el 65%, lo que implica una mejora de 3 puntos porcentuales frente al primer trimestre de 2025, impulsado por ahorros de costos que compensaron la baja del precio del crudo en el primer trimestre comparado con año anterior.
Las exportaciones continuaron ganando peso en el negocio: los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas totalizaron US$ 431,0 millones, equivalentes al 64% de los ingresos totales. Con este desempeño la compañía registró una ganancia neta de US$ 107,7 millones, frente a los US$ 82,8 millones registrados en el primer trimestre de 2025.
Finalmente, durante el trimestre, Vista invirtió US$ 391,2 millones, destinados principalmente al desarrollo de Vaca Muerta, con la perforación de 19 pozos, la completación de 25 pozos y la conexión de 23 nuevos pozos, junto con obras de infraestructura y proyectos de soporte operativo.
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02/05/2026
Vista aumentará su producción y aplicará al RIGI con dos áreas de Vaca Muerta
Vista Energy presentó los resultados del primer trimestre de 2026, período en el que alcanzó una producción total de 134.741 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un incremento del 67% en comparación con el primer trimestre de 2025. El crecimiento estuvo impulsado por la incorporación del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y la perforación de pozos nuevos en sus áreas operadas.
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La producción de petróleo promedió 116.655 barriles diarios (bbl/d), con una suba interanual del 68% respecto al primer trimestre de 2025. Asimismo, los ingresos totales del trimestre alcanzaron los US$ 694,3 millones, lo que representa un incremento del 58% frente al primer trimestre de 2025.
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La compañía continuó mejorando sus indicadores de eficiencia. El costo de extracción se ubicó en US$ 4,3 por barril equivalente (boe), un 8% por debajo del nivel registrado en el primer trimestre de 2025. A su vez, los gastos comerciales, fueron US$ 3,8 por boe, un ahorro de 41% con respecto al año anterior.
Un crecimiento sostenido
El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 450,8 millones, con una suba del 64% respecto al mismo período del año anterior. El margen de EBITDA ajustado alcanzó el 65%, lo que implica una mejora de 3 puntos porcentuales frente al primer trimestre de 2025, impulsado por ahorros de costos que compensaron la baja del precio del crudo en el primer trimestre comparado con año anterior.
Las exportaciones continuaron ganando peso en el negocio: los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas totalizaron US$ 431,0 millones, equivalentes al 64% de los ingresos totales.
Durante el trimestre, Vista invirtió US$ 391,2 millones, destinados principalmente al desarrollo de Vaca Muerta, con la perforación de 19 pozos, la completación de 25 pozos y la conexión de 23 nuevos pozos, junto con obras de infraestructura y proyectos de soporte operativo.
La compañía registró una ganancia neta de US$ 107,7 millones, frente a los US$ 82,8 millones registrados en el primer trimestre de 2025.
Vista Energy Vaca Muerta shale oil Petróleo (1)
Vista Energy anunció que aumentará su producción en Vaca Muerta.
Un nuevo horizonte marcado por el shale oil
En este marco, la empresa comandada por Miguel Galuccio actualizó sus proyecciones para 2026 a partir del significativo desempeño en producción y una visión más constructiva sobre los precios del petróleo. En este contexto, y apoyada en el avance de la campaña de nuevos pozos (con 23 conexiones a la fecha) y en una mayor productividad, Vista elevará su proyección de producción anual de 140.000 boe/d a 143.000 boe/d, lo que implica más de un millón de barriles de petróleo equivalente adicionales en el año con destino de exportación.
Durante el call con inversores y analistas el presidente y CEO de Vista Energy dijo que “actualmente estamos preparando la documentación para aplicar al RIGI para dos de nuestros bloques de desarrollo futuro: Águila Mora y Bandurria Norte. Una vez que se cierre la operación con Equinor, tendremos un mejor entendimiento de Bajo del Toro, que creo que también podría aplicar, aunque esa solicitud deberá ser presentada por su operador, YPF«.
«En cuanto a los tiempos, planeamos presentar la documentación hacia el final del segundo trimestre. Luego, el Ministerio de Energía debe analizar la información antes de su aprobación. El impacto del RIGI es muy positivo. La mejora en las tasas de retorno de estos bloques debido a los incentivos fiscales es un fuerte estímulo para acelerar el capex en estos bloques no desarrollados, que de otro modo no serían priorizados en nuestro plan de desarrollo hasta aproximadamente 2030”, aseguró.
01/05/2026
Vista suma dos áreas de Vaca Muerta al RIGI y eleva su meta de producción para 2026
Vista Energy ratificó su sendero de crecimiento acelerado en la cuenca neuquina durante el primer trimestre de 2026. La compañía alcanzó una producción total de 134.741 barriles equivalentes por día (boe/d). Este volumen certifica un incremento del 67% en la comparación interanual y consolida a la operadora como uno de los motores principales de Vaca Muerta.
El salto productivo encuentra su explicación en dos factores operativos clave. Por un lado, la firma capitalizó la incorporación del 50% del bloque La Amarga Chica, una operación que cerró en abril del año pasado. Por el otro, el avance de su agresiva campaña de perforación permitió la conexión de 23 pozos nuevos en las áreas que opera de forma directa.
La extracción específica de petróleo promedió los 116.655 barriles diarios (bbl/d). Esta cifra representa una suba del 68% respecto al primer trimestre de 2025. Los datos duros demuestran que la curva de aprendizaje y la eficiencia en la completación de pozos rinden frutos concretos en la roca generadora.
El RIGI como llave para adelantar inversiones
La estrategia financiera de la empresa apunta ahora a maximizar el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio, confirmó ante inversores de Wall Street que preparan la documentación para aplicar a este esquema fiscal. Los bloques elegidos para esta primera fase son Águila Mora y Bandurria Norte.
Galuccio adelantó que presentarán las solicitudes hacia el final del segundo trimestre. El RIGI altera por completo la ecuación económica de estas áreas. Los incentivos fiscales mejoran sustancialmente las tasas de retorno, lo que genera un estímulo directo para inyectar capital (capex) en bloques que la empresa recién planeaba desarrollar hacia 2030.
El mapa de oportunidades incluye también a Bajo del Toro. En este caso, la presentación formal quedará en manos de YPF, quien opera el bloque.
Miguel Galuccio, CEO y presidente de Vista Energy.
Revisión al alza y más barriles de exportación
El desempeño operativo del inicio de año empujó a la cúpula de Vista a recalibrar sus metas. La compañía elevó su proyección de producción anual de 140.000 a 143.000 boe/d para el cierre de 2026. Una visión constructiva sobre los precios internacionales del crudo y la mayor productividad por pozo sustentan esta revisión al alza.
Esta actualización significa que la petrolera inyectará más de un millón de barriles de petróleo equivalente adicionales a lo largo del año. Este volumen extra tiene como destino los mercados de exportación. Las ventas externas ya dominan la balanza comercial de la firma. Los ingresos netos por envíos de crudo y gas al exterior sumaron US$ 431 millones en el trimestre, cifra que equivale al 64% de sus ingresos totales.
Eficiencia operativa y fortaleza financiera
El balance financiero acompañó el ritmo de los fierros en el campo. Los ingresos totales treparon a US$ 694,3 millones, un 58% por encima de la marca registrada un año atrás. La compañía inyectó US$ 391,2 millones en Vaca Muerta durante estos tres meses. Ese capital permitió perforar 19 pozos y completar otros 25, además de fondear obras de infraestructura clave para el midstream.
La obsesión por el control de costos arrojó resultados destacables. El costo de extracción (lifting cost) cayó a US$ 4,3 por barril equivalente, una reducción del 8% interanual que ubica a Vista en el podio de la eficiencia global del shale. Los gastos comerciales bajaron un 41%, hasta los US$ 3,8 por boe.
Esta estructura de costos blindó la rentabilidad de la operadora. El EBITDA ajustado alcanzó los US$ 450,8 millones, un alza del 64%. El margen de EBITDA se consolidó en un 65%, tres puntos porcentuales por encima del año anterior. Este nivel de eficiencia permitió absorber el impacto de la baja internacional del precio del crudo y cerrar el trimestre con una ganancia neta de US$ 107,7 millones.
Comentarios
01/05/2026
Vista abre el año con un salto productivo del 67% en Vaca Muerta y profundiza su estrategia exportadora
Vista Energy, la compañía consolidada como la segunda petrolera en producción de crudo de Vaca Muerta y la principal exportadora del sector, reportó un sólido incremento interanual en su producción durante el primer trimestre de 2026, tal como se reflejó en los resultados del período presentados al mercado.
Este desempeño ratifica el éxito de un modelo de negocios en la cuenca neuquina, donde la firma logró escalar sus operaciones mediante una agresiva campaña de perforación y una estructura de costos cada vez más competitiva.
Con ingresos netos por exportaciones que ya representan el 64% de su facturación total, la operadora se posiciona como uno de los actores más dinámicos en la generación de divisas dentro del sector del Oil & Gas.
En términos de volumen, la empresa liderada por Miguel Galuccio alcanzó una producción total promedio de 134.741 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), lo que marca un impresionante salto del 67% respecto al mismo período del año anterior.
Este crecimiento exponencial se explica por la integración estratégica del bloque La Amarga Chica y un desarrollo orgánico sostenido en sus activos principales. Específicamente en crudo, la extracción neta llegó a los 116.655 barriles diarios (bbl/d), reflejando una suba interanual del 68% que consolida su protagonismo en el desarrollo no convencional.
La eficiencia operativa se convirtió en otro de los puntos altos del trimestre, logrando una reducción del 8% en el lifting cost, que se ubicó en apenas 4,3 US$/boe. Esta optimización fue posible gracias a la dilución de costos fijos por el mayor volumen producido y a una drástica caída del 41% en los gastos de ventas por barril equivalente, impulsada por la puesta en marcha de nueva infraestructura de transporte.
Con un margen de EBITDA ajustado del 65%, la compañía de Galuccio demuestra una capacidad para maximizar la rentabilidad en un período en el cual no llegó a impactar plenamente el actual raid de precios internacionales por el conflicto de Medio Oriente que alteró todos los mercados energéticos, incluida la Argentina.
La estructura de ingresos netos, que totalizó US$670,6 millones, revela una fuerte representación positiva del crudo, cuyas ventas fueron de US$650,8 millones —un 97,0% del total neto—. Este segmento experimentó un incremento del 61% interanual, a pesar de que el precio promedio realizado del petróleo, de US$60,1 por bbl, se situó un 12% por debajo de los valores del primer trimestre de 2025 debido a la dinámica de los mercados internacionales.
No obstante, la compañía aclaró en sus documentos que la estrategia comercial permitió que el 100% de los ingresos netos por ventas de petróleo se liquidaran a precios de paridad de exportación, unificando los criterios de valor tanto para el mercado doméstico como para el externo.
En ese sentido, el perfil exportador de la operadora alcanzó niveles históricos durante el inicio de 2026. La compañía destinó al mercado externo el 67% del volumen total de petróleo vendido durante el trimestre, por lo que los ingresos netos por exportaciones de crudo ascendieron a US$428,5 millones, lo que representa el 66% de la facturación neta por ventas de petróleo.
La solidez de estos indicadores se refleja en un EBITDA ajustado que alcanzó los US$450,8 millones durante el trimestre, lo que representa un incremento del 64% año a año. Este resultado fue apuntalado por el fuerte crecimiento productivo, que logró contrarrestar la fluctuación de los precios internacionales del crudo, los cuales se situaron en un promedio realizado de US$60,1 bbl.
En el frente financiero, la utilidad neta de la firma ascendió a US$107,7 millones, superando los US$82,8 millones registrados en el mismo período del ejercicio anterior. Por su parte, la utilidad neta ajustada se ubicó en US$93 millones, impulsada principalmente por el desempeño operativo y un menor gasto por impuesto sobre la renta corriente.
Estos números subrayan la capacidad de la operadora para generar valor de manera consistente en el no convencional, manteniendo un balance robusto con una posición de caja que cerró el trimestre en US$615,1 millones.
Para sostener este ritmo de expansión, la compañía ejecutó inversiones por un total de US$391,2 millones entre enero y marzo de 2026. La mayor parte de este capital, unos US$335,6 millones, se destinó específicamente a la perforación y completación de pozos en Vaca Muerta, logrando la conexión de 23 nuevos pozos netos durante el trimestre.
Adicionalmente, se destinaron US$26,7 millones a instalaciones de superficie y US$28,9 millones a proyectos de tecnología y estudios geológicos, asegurando la infraestructura necesaria para continuar liderando la exportación de hidrocarburos desde la cuenca neuquina.
Un factor determinante en la evolución financiera del período fue la puesta en marcha de Vista Energy Infrastructure S.A. (VEISA), la nueva subsidiaria dedicada al segmento de infraestructura y logística. Durante el primer trimestre de 2026, VEISA comenzó a consolidar sus operaciones, lo que implicó una inversión inicial en capital de trabajo de US$103,8 millones para la adquisición de inventarios y repuestos críticos.
Esta estructura no solo garantiza la autonomía operativa de la firma en la cuenca, sino que también permite gestionar de manera más eficiente los proyectos de expansión de capacidad de transporte, fundamentales para sostener el flujo incremental de crudo hacia los mercados externos desde la Argentina.
Por otro lado, la compañía aseguró que mantiene una gestión prudente de su estructura de capital, cerrando el trimestre con una deuda financiera bruta de US$1.141 millones. Al descontar la sólida posición de caja, la deuda neta se ubicó en US$525,9 millones, lo que arroja un ratio de apalancamiento de apenas 0,3 veces el EBITDA ajustado, una de las métricas más saludables de la industria.
Asimismo, el costo promedio de la deuda descendió al 6,6%, reflejando la confianza del mercado en la solidez del proyecto del equipo conformado por Galuccio, para llevar adelante una de las petroleras más jóvenes de la cuenca.
En cuanto a la comercialización de gas, la producción alcanzó los 1,6 millones de m³/d, con un precio promedio realizado de US$3,2 por MMBTU, impulsado por las ventas en el segmento industrial y los contratos bajo el Plan Gas.Ar, que aseguran previsibilidad en los ingresos del mercado doméstico.
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01/05/2026
Neuquén marca el camino: modelo inédito para obras viales junto a la industria
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jueves, abril 30, 2026
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abril 30, 2026
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Neuquén marca el camino: modelo inédito para obras viales junto a la industria
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En una reunión con el gobernador Figueroa, se definieron los mecanismos para ejecutar un ambicioso plan vial provincial con participación privada para mejorar la conectividad en un sector estratégico.
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El gobernador Rolando Figueroa se reunió en la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta con los representantes de algunas de las principales operadoras hidrocarburíferas del país, que integran la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), para avanzar con la firma de una adenda al Memorandum de Entendimiento que establece los mecanismos para el financiamiento privado de obras viales estratégicas. “El fideicomiso creado por las empresas para financiar estas obras es un ejemplo a nivel nacional. Es la primera vez en la historia que se hace esto y puede ser replicado por el resto de las provincias”, afirmó Figueroa.
Se trata de una iniciativa inédita, impulsada por la actual gestión, que promueve la participación activa del sector hidrocarburífero en la provisión de la infraestructura necesaria para el desarrollo de su actividad. “De esta manera, trabajando en equipo sector público y privado, estamos acelerando el cambio en la provincia. Para llevar nuestra energía al mundo debemos ser muy competitivos, y para eso debemos trabajar como un solo equipo”, aseguró Figueroa.
A la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el camino de la Tortuga, que ya fuera adelantado por el gobernador como la primera obra en financiar; se suma la pavimentación y repavimentación de la RPN°51 (Mari Menuco), entre el empalme con la RPN° 8 y el empalme con la RPN°17. También la repavimentación de la RPN°8, entre el empalme con la RPN° 51 y el empalme con la RPN° 7; la nueva intersección en el empalme de las RPN°7 y RPN°8; y la repavimentación de la RPN°7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la RPN°8.
Dos empresas, Geopark y Harbour Energy, se sumaron además al acuerdo del que participan Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy e YPF.
El plan forma parte de una estrategia más amplia con horizonte 2030 que busca acompañar el crecimiento de la actividad hidrocarburífera con infraestructura acorde, reduciendo tiempos de traslado, costos logísticos y riesgos viales en zonas de fuerte circulación en un ‘ganar – ganar’ con la industria.
Figueroa destacó que el acuerdo “permite acelerar obras que son imprescindibles para el desarrollo” y remarcó el carácter colaborativo del esquema. El fideicomiso permitirá planificar obras de manera sostenida y con previsibilidad financiera.
“Nosotros con distintos esquemas, en una provincia que contaba con 1150 kilómetros de pavimento, ya estamos repavimentando este año 600, y estamos haciendo 850 cincuenta kilómetros de pavimento nuevo en todo el territorio. Estamos modificando totalmente el mapa de rutas neuquino”, remarcó el gobernador.
El Acuerdo Marco firmado meses atrás reconoció que los planes de crecimiento de la industria hidrocarburífera en Vaca Muerta requieren, en el corto y mediano plazo, la ejecución de obras de infraestructura complementarias. En ese contexto, las empresas se comprometieron a ofrecer voluntariamente a la Provincia los fondos necesarios para su realización a través de distintas vías.
Los aportes serán considerados como anticipos de regalías, canon extraordinario de producción, Ingresos Brutos y/u otros impuestos provinciales vigentes al momento de la firma, que las empresas deben abonar por la producción de hidrocarburos en las áreas bajo su titularidad. También podrán incluir contribuciones por peaje vinculadas al uso de la infraestructura vial provincial.
El plan que lleva adelante la provincia desde el inicio de la gestión en la Región Vaca Muerta también contempla otras obras finalizadas o en marcha como la pavimentación de la RPN° 7 en el tramo Cortaderas; la repavimentación de la RPN° 5 desde RPN°7 hacia Rincón de los Sauces; la repavimentación de la RPN° 6 Rincón de los Sauces y Octavio Pico; la pavimentación de la RPN° 6 hasta el límite con Río Negro; y la duplicación de la Ruta Provincial N° 67 (del petróleo), en el tramo comprendido entre la Ruta Nacional N° 22 y la RPN° 51.
La Provincia mantiene en ejecución o proyectadas con fondos propios y/o financiamiento de terceros el Bypass Añelo en las Rutas Provinciales N°7 y 17; y la circunvalación de Añelo, que incluye la pavimentación de la Ruta Provincial N° 8 y su vinculación con la Ruta Provincial N° 17.
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30/04/2026
Vista aumentará su producción y aplicará al RIGI con dos áreas de Vaca Muerta
Vista Energy presentó los resultados del primer trimestre de 2026, período en el que alcanzó una producción total de 134.741 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un incremento del 67% en comparación con el primer trimestre de 2025. El crecimiento estuvo impulsado por la incorporación del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y la perforación de pozos nuevos en sus áreas operadas.
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La producción de petróleo promedió 116.655 barriles diarios (bbl/d), con una suba interanual del 68% respecto al primer trimestre de 2025. Asimismo, los ingresos totales del trimestre alcanzaron los US$ 694,3 millones, lo que representa un incremento del 58% frente al primer trimestre de 2025.
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La compañía continuó mejorando sus indicadores de eficiencia. El costo de extracción se ubicó en US$ 4,3 por barril equivalente (boe), un 8% por debajo del nivel registrado en el primer trimestre de 2025. A su vez, los gastos comerciales, fueron US$ 3,8 por boe, un ahorro de 41% con respecto al año anterior.
Un crecimiento sostenido
El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 450,8 millones, con una suba del 64% respecto al mismo período del año anterior. El margen de EBITDA ajustado alcanzó el 65%, lo que implica una mejora de 3 puntos porcentuales frente al primer trimestre de 2025, impulsado por ahorros de costos que compensaron la baja del precio del crudo en el primer trimestre comparado con año anterior.
Las exportaciones continuaron ganando peso en el negocio: los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas totalizaron US$ 431,0 millones, equivalentes al 64% de los ingresos totales.
Durante el trimestre, Vista invirtió US$ 391,2 millones, destinados principalmente al desarrollo de Vaca Muerta, con la perforación de 19 pozos, la completación de 25 pozos y la conexión de 23 nuevos pozos, junto con obras de infraestructura y proyectos de soporte operativo.
La compañía registró una ganancia neta de US$ 107,7 millones, frente a los US$ 82,8 millones registrados en el primer trimestre de 2025.
Un nuevo horizonte marcado por el shale oil
En este marco, la empresa comandada por Miguel Galuccio actualizó sus proyecciones para 2026 a partir del significativo desempeño en producción y una visión más constructiva sobre los precios del petróleo. En este contexto, y apoyada en el avance de la campaña de nuevos pozos (con 23 conexiones a la fecha) y en una mayor productividad, Vista elevará su proyección de producción anual de 140.000 boe/d a 143.000 boe/d, lo que implica más de un millón de barriles de petróleo equivalente adicionales en el año con destino de exportación.
Durante el call con inversores y analistas el presidente y CEO de Vista Energy dijo que “actualmente estamos preparando la documentación para aplicar al RIGI para dos de nuestros bloques de desarrollo futuro: Águila Mora y Bandurria Norte. Una vez que se cierre la operación con Equinor, tendremos un mejor entendimiento de Bajo del Toro, que creo que también podría aplicar, aunque esa solicitud deberá ser presentada por su operador, YPF«.
«En cuanto a los tiempos, planeamos presentar la documentación hacia el final del segundo trimestre. Luego, el Ministerio de Energía debe analizar la información antes de su aprobación. El impacto del RIGI es muy positivo. La mejora en las tasas de retorno de estos bloques debido a los incentivos fiscales es un fuerte estímulo para acelerar el capex en estos bloques no desarrollados, que de otro modo no serían priorizados en nuestro plan de desarrollo hasta aproximadamente 2030”, aseguró.
30/04/2026
Vista acelera en Vaca Muerta y apuesta al RIGI para expandir su producción antes de 2030
La petrolera de Miguel Galuccio mejoró sus proyecciones para 2026 tras un trimestre con fuertes ganancias y prepara proyectos clave para acceder a beneficios fiscales
La compañía Vista Energy confirmó un giro estratégico en su plan de crecimiento: tras un sólido arranque de 2026, prevé aumentar su producción y avanzar con el ingreso de dos áreas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una herramienta que le permitirá adelantar desarrollos previstos recién para la próxima década.
Con operaciones centradas en Vaca Muerta, la firma liderada por Miguel Galuccio revisó al alza su guidance anual y proyecta ahora una producción de 143.000 barriles equivalentes por día, por encima de los 140.000 estimados previamente. La mejora responde, en gran parte, a la conexión de 23 nuevos pozos en lo que va del año y a un escenario internacional de precios que la empresa define como “constructivo”.
El ajuste implica que Vista sumará alrededor de un millón de barriles adicionales en 2026, con foco en exportaciones, que ya representan el 64% de sus ingresos totales.
El impulso del RIGI
El eje de la estrategia pasa por capitalizar los beneficios del RIGI, que mejora las tasas de retorno de los proyectos mediante incentivos fiscales y cambiarios. En ese marco, la empresa prepara presentaciones para desarrollar los bloques Águila Mora y Bandurria Norte, y evalúa potenciales avances en Bajo del Toro, este último operado por YPF.
“Los incentivos son un fuerte estímulo para acelerar inversiones en áreas que, sin este esquema, recién priorizaríamos hacia 2030”, explicó Galuccio.
Resultados que respaldan el plan
Los números del primer trimestre consolidan el salto de escala de la compañía. Vista reportó un EBITDA ajustado de 450,8 millones de dólares, con un crecimiento del 64%, y una ganancia neta de 107,7 millones.
Además, logró reducir su costo de extracción a 4,3 dólares por barril, un descenso del 8% que refleja mejoras operativas en sus yacimientos.
Con ese flujo de caja, la empresa invirtió 391,2 millones de dólares entre enero y marzo, destinados principalmente a perforación y completación de nuevos pozos, reforzando su posicionamiento como uno de los principales motores del desarrollo no convencional en Argentina.
El nuevo escenario combina mayor producción, foco exportador y ventajas fiscales, en un contexto donde el sector energético busca acelerar inversiones para captar la demanda global de hidrocarburos.
30/04/2026
Figueroa se reunió con empresas petroleras y agregó la ruta 51 como obra a financiar
Figueroa se reunió con empresas petroleras y agregó la ruta 51 como obra a financiar
las empresas «adelantan» el pago de regalías, impuestos provinciales y otros ítems y con ese dinero se asfaltan rutas provinciales.

El gobierno provincial trabaja con empresas operadoras de la cuenca neuquina para cofinanciar obras viales. En realidad las empresas “adelantan” el pago de regalías, impuestos provinciales y otros ítems y con ese dinero se asfaltan rutas provinciales.
Para que funcione ese procedimiento, se creó un fideicomiso y se firmó un Memorandum de Entendimiento entre el gobierno y las empresas. En la jornada de ayer, se realizó una reunión para agregar obras a ese documento.
Del encuentro participó el gobernador Rolando Figueroa. La información oficial indica que la primera obra a financiar es la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el camino de la Tortuga. Pero también se corroboró que ingresará al acuerdo la pavimentación y repavimentación de la ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la ruta 8 y el empalme con la ruta 17.
La ruta 51 es el camino que habitualmente utilizan las empresas para acceder a yacimientos como Loma La Lata, corre en paralelo a la ruta 7 y bordea las márgenes de los lagos Los Barreales y Mari Menuco. Es de vital importancia para impulsar un acceso alternativo a los yacimientos principales desde la Comarca Petrolera en vez de Añelo.
Ayer se sumaron dos empresas, Geopark y Harbour Energy, al acuerdo del que participan Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy e YPF.
Se informó que se sumará también la repavimentación de la RPN°8, entre el empalme con la RPN° 51 y el empalme con la RPN° 7; la nueva intersección en el empalme de las RPN°7 y RPN°8; y la repavimentación de la RPN°7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la RPN°8.
30/04/2026