3 julio, 2025
Si bien se trata de una caída considerable respecto al mes anterior, el número sigue en línea con las proyecciones anuales para 2025. Cómo impactan la mayor disponibilidad de transporte de crudo y los cuellos de botella en el de gas.
La actividad de fractura hidráulica en Vaca Muerta retrocedió en junio tras haber alcanzado un máximo histórico el mes anterior. Según el informe mensual de la Fundación Contactos Energéticos, el mes cerró con 1.968 etapas de fractura en Neuquén, un 23,9% menos que las 2.588 registradas en mayo.
Este descenso no implica una desaceleración estructural, sino un reordenamiento lógico tras el pico de actividad del mes anterior.
El trabajo, elaborado por el ingeniero Luciano Fucello —presidente de la fundación y country manager de NCS Multistage—, advierte que este descenso no implica una desaceleración estructural, sino un reordenamiento lógico tras el pico de actividad del mes anterior.
El retroceso se explica por una combinación de elementos. Por un lado, las operadoras están ajustando sus agendas en un contexto de presión sobre costos, con inflación elevada y un tipo de cambio contenido.
A eso se suman las renegociaciones contractuales con compañías de servicios, así como una planificación más selectiva de inversiones en un contexto internacional volátil. En apenas semanas, el panorama pasó de la política arancelaria de Donald Trump a la suba del Brent por la escalada bélica entre Israel e Irán.
YPF encabezó el ranking con 1.300 fracturas, es decir, dos de cada tres etapas del mes. La estatal trabajó en las áreas clave de shale oil —La Amarga Chica, Bandurria, Aguada del Chañar y Loma Campana— con sets de Halliburton, SLB y Calfrac. Todo, dentro de la ventana del petróleo no convencional, consolidando su posición como principal jugador de la cuenca.
Pan American Energy se ubicó en segundo lugar con 170 fracturas, ejecutadas en pozos de Lindero Atravesado y Aguada del Chañar, donde comparte operaciones con YPF. La compañía operó con equipos de Calfrac, siempre dentro del segmento de shale oil.
Pluspetrol fue una de las que más aceleró en junio: cerró el mes con 148 fracturas, todas concentradas en la ventana del gas, con foco en La Calera, su principal activo en Vaca Muerta. Lo hizo con un set propio adquirido a Weatherford este año, mientras avanza en la puesta a punto de los bloques adquiridos a ExxonMobil, como Bajo del Choique y La Invernada.
Vista, liderada por Miguel Galuccio, realizó 128 fracturas en Bajada del Palo Oeste, uno de los proyectos más productivos de shale oil de la formación. Usó equipos provistos por SLB.
Pampa Energía contabilizó 96 fracturas en su bloque Rincón de Aranda, con un set de Halliburton. Este proyecto apunta a escalar la producción bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), con el que la empresa ya presentó su propuesta al Gobierno nacional.
TotalEnergies cerró el mes con 90 fracturas en Aguada Pichana Este, su bastión en el negocio del shale gas. Para ello, utilizó equipos de Tenaris.
Finalmente, Tecpetrol realizó apenas 36 fracturas. La empresa del Grupo Techint está en una etapa de transición: mientras se enfoca en Puesto Parada —nuevo eje de su estrategia de shale oil—, mantiene su infraestructura en shale gas como Fortín de Piedra, con vistas a integrarse al futuro oleoducto Vaca Muerta Sur.
La disponibilidad de transporte de crudo empieza a marcar el pulso de las decisiones operativas.
El reciente incremento de capacidad del sistema Oldelval y el avance del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) están generando un cambio de estrategia: las empresas vuelven a mirar con atención la ventana del petróleo, mientras que el gas sigue limitado por cuellos de botella en la red y alta demanda invernal que todavía requiere importaciones de GNL.
Ya en la segunda mitad del año, el panorama se define entre la infraestructura disponible, los nuevos proyectos de exportación y la necesidad de mantener el nivel productivo para evitar la declinación natural de los pozos.
*DC
