El cierre del primer semestre de 2024 trajo consigo un triple récord en el fracking de Vaca Muerta, la formación no convencional de hidrocarburos en Argentina.
Actualidad01/07/2024
Desafío Energético
El mes de junio de 2024 marcó un hito histórico para el fracking en Vaca Muerta, la formación no convencional de hidrocarburos en Argentina. Se llevaron a cabo 1703 etapas de fractura con el objetivo de extraer shale oil y gas.
Vamos a desglosar los detalles más relevantes:
YPF lidera la carga:
La empresa estatal YPF encabezó la lista con 886 etapas de fractura en un solo mes. Sus operaciones se concentraron en los yacimientos clave como Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Aguada de Castro. Utilizaron sets de fractura proporcionados por Halliburton y SLB.
Además, YPF se aventuró a volver a fracturar en una formación tight, sumando 14 etapas adicionales en San Antonio.
Vista y su área estrella:
Vista, otra operadora destacada, completó 226 etapas de fractura en junio. Su enfoque principal fue el área estrella del shale oil: Bajada del Palo Oeste. Todas las operaciones se realizaron con la empresa de servicios SLB (anteriormente Schlumberger).
También se llevaron a cabo fracturas en el yacimiento de Aguada Federal.
Chevron y Pluspetrol también en acción:
Chevron, con 208 etapas de fractura, activó su concesión shale en El Trapial. Además, Chevron es un socio clave de YPF en el yacimiento de Loma Campana.
Pluspetrol concluyó 151 etapas de fractura en junio, a cargo de Weatherford. Su objetivo es duplicar la producción de gas en el yacimiento La Calera, pasando de 5 MMm3/d a 10 MMm3/d.
Otras operadoras en la lista:
Pan American Energy solicitó 145 etapas de fractura a Calfrac. Su enfoque se centró en la ventana del gas en el bloque Aguada Pichana Oeste y Lindero Atravesado.
Tecpetrol y Phoenix Global Resources también participaron, buscando shale oil. Tecpetrol completó 56 etapas de fractura en Los Toldos 2 Este, mientras que Phoenix Global Resources realizó 31 etapas en Mata Mora Oeste.
Ambas compartieron los sets de fractura de Tenaris, una empresa que forma parte del Grupo Techint.
El precio del petróleo Brent volvió a ocupar el centro de la escena durante la última semana de enero, con una dinámica volátil pero claramente alcista, impulsada más por factores geopolíticos que por cambios estructurales en los fundamentos del mercado.
La compañía transfirió su unidad de workover y pulling en Chubut y Santa Cruz. La compra quedó en manos de un grupo encabezado por Pablo Pires, con participación de ex directivos de Aconcagua Energía. El monto se mantuvo bajo reserva.
El Gobierno nacional redefinió el esquema de derechos de exportación para el petróleo crudo de yacimientos convencionales: retención cero con Brent hasta USD 65, 8% desde USD 80 y una alícuota móvil en el medio. La medida se alinea con el programa neuquino de alivio fiscal y busca frenar el declino de áreas maduras, sostener empleo e incentivar inversión… con un punto crítico: la letra chica operativa que deberá definir Energía.
La adjudicación a una empresa india para la provisión de caños de un gasoducto estratégico reabrió el debate sobre el modelo de desarrollo energético: exportar más a menor costo o fortalecer la industria nacional como parte del salto productivo.
El Decreto 26/2026 modifica el mecanismo de traslado del precio del gas a los usuarios, crea un sistema de compensaciones estatales y consolida el “Precio Anual Uniforme” como eje del nuevo modelo tarifario. La medida se integra al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados y reconfigura la relación entre producción, mercado y tarifas.
La colocación se realizó con un rendimiento del 8,10% (cupón 8,25%), fuerte sobredemanda del mercado y una mejora directa en el perfil de vencimientos de la compañía.
Alberta, empresa perteneciente a la cadena de retail patagónica Blancoamor, celebró una alianza estratégica con IDERO, líder en el país en construcción modular industrializada, para construir y equipar los obradores de General Acha, Chacharramendi y Doblas, en el marco del desarrollo del yacimiento petrolífero Vaca Muerta y el sistema energético nacional.
La petrolera estatal informó que la nueva operadora asumirá la explotación del área una vez que las autoridades provinciales aprueben el acuerdo.
El crecimiento a dos dígitos del shale neuquino permitió alcanzar nuevos máximos de producción en 2025, pero detrás del récord se profundiza la crisis de las cuencas tradicionales, con caídas generalizadas en petróleo y gas.
La operación incluye un swap estratégico de bloques no convencionales y apunta a consolidar áreas clave para el crecimiento energético y el proyecto Argentina LNG.
La colocación se realizó con un rendimiento del 8,10% (cupón 8,25%), fuerte sobredemanda del mercado y una mejora directa en el perfil de vencimientos de la compañía.
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El precio del petróleo Brent volvió a ocupar el centro de la escena durante la última semana de enero, con una dinámica volátil pero claramente alcista, impulsada más por factores geopolíticos que por cambios estructurales en los fundamentos del mercado.