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Petróleo

Vista Energy invertirá más de U$S 4.500 millones para expandir su producción en Vaca Muerta

Vista Energy presentó su nuevo plan estratégico y anunció una inversión de más de USD 4.500 millones en Vaca Muerta para impulsar su producción un 60% y alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) en 2028. La visión de la compañía para 2030 se centra en alcanzar una producción de 200.000 boe/d.

La empresa, que ya invirtió más de USD 6.000 millones en la Argentina, se consolidó como el principal productor independiente de crudo y mayor exportador de petróleo del país. Vista proyecta ingresos por exportaciones por USD 8.000 millones en los próximos tres años, y un EBITDA ajustado de USD 2.800 millones para 2028, lo que representa un crecimiento del 75% respecto de su estimación para 2025.

“Estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora. En un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia. Haber consolidado una cultura de alto desempeño, ágil y con un equipo de clase mundial fue clave para seguir liderando el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy.

Vista presentó su nuevo plan estratégico ante la comunidad financiera internacional en su tercer Investor Day, un evento que marcó un nuevo hito para la compañía con la presencia en vivo de más de quince representantes de las principales entidades financieras del mundo —entre ellas Bank of America, Citi, Goldman Sachs, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Santander y UBS.

De acuerdo con las proyecciones del plan, entre 2026-2028, Vista prevé generar un flujo de caja libre de ~1.500 millones de dólares por año (considerando un escenario de precio Brent de 65 – 70 dólares por barril). Este nivel de generación de caja permitirá sostener el crecimiento, fortalecer la estructura financiera y mantener la capacidad de inversión de largo plazo.

Desde el anuncio del primer plan estratégico en 2021, Vista incrementó tres veces su producción y cuatro veces su EBITDA ajustado, que pasó de USD 380 millones a USD 1.600 millones en 2025. Además, el valor de su acción se expandió a una tasa anual compuesta del 73%, posicionándola entre las compañías de E&P con mejor desempeño a nivel global.

Con los nuevos anuncios, la firma ratifica un modelo propio de gestión que redefinió la forma de producir hidrocarburos en Vaca Muerta.

YPF creará un departamento dedicado exclusivamente a las arenas en Vaca Muerta

La producción no convencional argentina avanza a paso firme, pero aún enfrenta desafíos logísticos que limitan su crecimiento. Entre ellos, uno clave: el transporte de las arenas silíceas. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, adelantó que la compañía creará un área específica para abordar de forma integral ese problema.

“Vamos a poner una persona dedicada únicamente al tema de la logística de la arena full time, y un equipo”, anunció Marín en el marco del Energy Summit organizado por Forbes.

“Ya tenemos armadas todas las situaciones para el crecimiento de YPF, pero tenemos que empezar a concretar”, agregó y explicó que el objetivo es convertir un cuello de botella histórico en una oportunidad para ganar eficiencia operativa y acelerar el desarrollo del shale.

El abastecimiento de arenas silíceas representa uno de los principales desafíos logísticos del sector. En la actualidad, buena parte de ese insumo debe transportarse desde Entre Ríos, lo que encarece los costos y retrasa los proyectos.

Marín explicó que YPF ya realizó un diagnóstico profundo sobre la situación y que el nuevo equipo tendrá la misión de implementar soluciones concretas en el corto plazo. “Tenemos que concretar, y concretar significa hacer los contratos”, remarcó el CEO.

Si bien una de las opciones que se analizó fue el uso del ferrocarril, Marín reconoció que “el tren tarda muchos años” en ponerse operativo. Por eso, la compañía buscará alternativas logísticas inmediatas que acompañen el ritmo de expansión que se espera para los próximos cuatro o cinco años, periodo que describió como el “pico de actividad” en Vaca Muerta.

Tren de pasajeros y eficiencia operativa

Más allá del transporte de arenas, Marín destacó otro proyecto que considera estratégico: la creación de un tren de pasajeros en la zona neuquina. Según explicó, el servicio tendría múltiples beneficios económicos y sociales, además de reducir los costos logísticos de la industria.

“YPF tiene un costo operativo de 50 millones de dólares en combis por año, y la industria en general está entre los cien y ciento veinte millones. Ese tren se paga solo”, afirmó. “Te da muchos más beneficios a la gente, va más rápido, llega con calidad, y eso se traduce en productividad”.

El ejecutivo agregó que existen organismos internacionales interesados en financiar la obra: “Un domingo me pidieron una reunión, quieren financiarnos. Si alguno hace trenes, que levante la mano o que vaya a YPF. Tenemos todo armado para hacerlo”, destacó.

YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.

Innovación tecnológica en YPF

Asimismo, Marín también se refirió a los avances tecnológicos que YPF implementa para aumentar la eficiencia y reducir las pérdidas operativas. “Tenemos drones, tenemos todo lo que quieras. Ahí vamos a bajar las pérdidas, estamos viendo todo lo que es el cierre de pozos por interferencia para hacerlo mucho más eficiente”, explicó.

El pope de la empresa de mayoría estatal detalló que la compañía está aplicando metodologías desarrolladas en Estados Unidos para evitar la generación de pozos ‘child’, aquellos que suelen producir menos que los pozos padres debido a interferencias entre fracturas. “Tenemos dieciséis mil pozos para perforar, y tenemos que ir mucho más rápido que todos”, enfatizó.

Escala, competitividad y reducción de costos

Otro de los ejes abordados por Marín fue la necesidad de aprovechar la escala de YPF para reducir los costos de perforación y operación. Recordó que la empresa cambió su estrategia de contratación de servicios, abandonando el modelo fragmentado que limitaba su ventaja competitiva.

“Rompimos esa idea. Ahora vamos a servicios con uno solo o, en algunos casos, particionando en dos. La escala que tiene YPF es muy grande, y la tenemos que aprovechar”, señaló. El CEO adelantó que la compañía espera incrementar su ritmo de perforación en un 50% hacia 2026, lo que requerirá un esfuerzo coordinado en toda la cadena de suministro.

Marín también aludió al denominado “costo argentino”, que incluye las tasas e impuestos que encarecen la actividad. “Para poder ser competitivos, sobre todo en GNL, tenemos que bajarlos”, sostuvo, agregando que la agenda de reformas económicas en marcha “va a ayudar”, aunque reconoció que no alcanzará por sí sola a eliminar las brechas de costo con otros países productores.

Pampa Energía rompe récords con un bono internacional a 12 años

Pampa Energía acaba de hacer historia. La compañía colocó 450 millones de dólares en el mercado internacional, con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125%, lo que significa un récord para una empresa privada en Argentina.

La empresa recibió ofertas por más de 1.500 millones de dólares, con una demanda que incluyó a importantes fondos de inversión internacionales y que alcanzó un plazo récord de 12 años.

En este marco, Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Esta nueva emisión, con un plazo inédito para una empresa privada Argentina, refleja la confianza de los inversores en la solidez financiera y el plan de crecimiento de Pampa”.

Los fondos obtenidos se destinarán al repago anticipado de la obligación negociable 2026, por un total de 120 millones y que contaba con un cupón del 9,5%. Además, permitirá financiar el desarrollo de Rincón de Aranda, el proyecto de petróleo no convencional que la compañía está desarrollando en Vaca Muerta.

Otra grata noticia de Pampa Energía

Hay que recordar que en los resultados del tercer trimestre de 2025, la compañía destacó un crecimiento de su producción de gas, el avance de Rincón de Aranda y los primeros efectos del proceso de desregulación en el sector eléctrico.

En su presentación ante inversores, Pampa Energía destacó que alcanzó un récord en su producción de gas. Y el crecimiento sostenido de su producción de petróleo en Rincón de Aranda, con 16 mil barriles diarios. También señaló los primeros efectos positivos del proceso de desregulación del mercado eléctrico, que le permitió autoabastecer su Central Térmica Loma de la Lata.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue otro gran trimestre para Pampa. Logramos un récord de producción en gas, seguimos avanzando en Rincón de Aranda y fortalecimos nuestra posición financiera. El proceso de desregulación eléctrica abre además una nueva etapa para el sector, con más competencia y oportunidades de crecimiento”.

Un sendero positivo

Entre los principales hitos operativos, Rincón de Aranda continúa avanzando según lo planificado, alcanzando una producción de 16.000 barriles diarios a través de seis pads activos, con el objetivo de llegar a 20.000 barriles diarios hacia fin de año. Este desarrollo, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, representa la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con 700 millones de dólares de inversión previstos para 2025, de los cuales ya se ejecutaron casi 540 millones.

La compañía también alcanzó un récord histórico de producción de gas, con 17,6 millones de metros cúbicos por día, y durante el invierno exportó 1,2 millones de metros cúbicos diarios a Chile, además de abastecer con gas propio a su Central Termoeléctrica Loma de la Lata por primera vez en seis años, en el marco del nuevo proceso de desregulación del mercado eléctrico.

El Decreto para eliminar las retenciones al convencional saldría en breve

En Casa Rosada se dio un nuevo paso para eliminar las retenciones a las exportaciones de crudo convencional. Así quedó establecido luego de la reunión que encabezó el gobernador del Chubut, Ignacio Torres, con el nuevo ministro del Interior de la Nación, Diego Santilli, y con el flamante jefe de Gabinete, Manuel Adorni.

Según el mandatario chubutense, los funcionarios nacionales ratificaron el compromiso para eliminar el esquema de retenciones aplicadas a los hidrocarburos convencionales.

Retenciones y sostenimiento del empleo

En diálogo con la prensa, Torres aseguró que “el acuerdo en el que veníamos trabajando para bajar las retenciones a los hidrocarburos sigue en pie, de hecho estamos a poco tiempo de terminar la redacción y que finalmente se firme el decreto, lo cual va a ser muy positivo no solamente para nuestra provincia, sino para la Argentina”, y destacó que el balance de la reunión fue positivo, “principalmente por la vocación de diálogo respecto de cuestiones que son importantes para el país, donde la voz de los gobernadores es vinculante”.

En cuanto a la eliminación de las retenciones al petróleo, mencionó que será “un paso clave para exportar más, generar empleo, fortalecer la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge y garantizar el sostenimiento de uno de los principales sectores económicos de la provincia”, puntualizando que “estamos convencidos que es el camino para generar nuevas inversiones que mantengan la actividad y sostengan los puestos de trabajo”.

 

Presupuesto y reforma laboral

Sobre el Presupuesto 2026, el titular del Ejecutivo planteó la necesidad de que “el país cuente con un presupuesto, el cual buscamos que sea de carácter federal y que le quite el pie de encima a la producción y al trabajo” señaló, sumando a ello que “por nuestra parte, hicimos distintas propuestas, entre ellas la eliminación de algunas asignaciones específicas”.

Torres apeló al “compromiso de todos nuestros legisladores” e instó a “unificar posiciones y salir en defensa de los recursos chubutenses”.

En relación a la reforma laboral que el Gobierno Nacional busca impulsar en el Congreso, el mandatario advirtió “es necesaria una reforma en un país donde el 50% del empleo no está registrado, porque esto impacta no solo en la informalidad, sino también en uno de los sectores más vulnerables que es el de los jubilados, porque la caja se está desfinanciando” y sostuvo que “esperamos la redacción de la norma para poder analizarla”.

Por otra parte, el mandatario remarcó que, durante el encuentro mantenido con Santilli y Adorni “dejamos en claro que nuestro principal objetivo es seguir defendiendo los recursos e intereses de los chubutenses y que no nos temblará la mano en gestionar lo que corresponda ante Nación”, indicando que en la gestión provincial “no nos hacemos los distraídos con temas que algunos podrían considerar inconvenientes; nosotros vamos de frente, nos plantamos ante quien tengamos que plantarnos y no nos dejamos pisotear la cabeza como se hizo durante muchísimos años en esta provincia”.

Infraestructura

Torres reveló que durante la reunión con Santilli también se dialogó acerca de “algunas obras que creemos esenciales para el desarrollo de la provincia y que han sido relegadas o directamente abandonadas”.

“Pudimos hacernos cargo de una serie de obras que Nación decidió no realizar y al mismo tiempo desendeudarnos”, recordó el gobernador respecto al Régimen de Extinción de Obligaciones Recíprocas sellado oportunamente con el Gobierno Nacional, e indicó que “es necesario continuar con un esquema que permita revertir años de desmanejos”.

Pampa Energía consolida su crecimiento en Rincón de Aranda

En su presentación ante inversores, Pampa Energía destacó que alcanzó un récord en su producción de gas. Y el crecimiento sostenido de su producción de petróleo en Rincón de Aranda, con 16 mil barriles diarios. También señaló los primeros efectos positivos del proceso de desregulación del mercado eléctrico, que le permitió autoabastecer su Central Térmica Loma de la Lata.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue otro gran trimestre para Pampa. Logramos un récord de producción en gas, seguimos avanzando en Rincón de Aranda y fortalecimos nuestra posición financiera. El proceso de desregulación eléctrica abre además una nueva etapa para el sector, con más competencia y oportunidades de crecimiento.”

Entre los principales hitos operativos, Rincón de Aranda continúa avanzando según lo planificado, alcanzando una producción de 16.000 barriles diarios a través de seis pads activos, con el objetivo de llegar a 20.000 barriles diarios hacia fin de año. Este desarrollo, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, representa la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con 700 millones de dólares de inversión previstos para 2025, de los cuales ya se ejecutaron casi 540 millones.

La compañía también alcanzó un récord histórico de producción de gas, con 17,6 millones de metros cúbicos por día, y durante el invierno exportó 1,2 millones de metros cúbicos diarios a Chile, además de abastecer con gas propio a su Central Termoeléctrica Loma de la Lata por primera vez en seis años, en el marco del nuevo proceso de desregulación del mercado eléctrico.

El balance financiero se mantuvo sólido, a pesar del fuerte ritmo de inversiones y recompras. Al cierre del trimestre, el endeudamiento neto fue de 874 millones de dólares, y posteriormente descendió a 790 millones, con un ratio deuda neta/EBITDA de 1,1x, uno de los más bajos entre las compañías argentinas. Durante el período, la empresa recompró el 1,5% de sus acciones, con un precio promedio de casi 59 dólares por ADR, mientras la cotización actual ronda los 90 dólares.

En generación eléctrica, el trimestre también mostró resultados positivos, impulsados por la incorporación de Parque Eólico Pampa Energía VI, la gestión propia del combustible y mejores precios por capacidad para los ciclos abiertos, alcanzando una disponibilidad del 94%, un excelente indicador frente al nuevo esquema regulatorio.

La eliminación de las retenciones al convencional se realizaría de manera progresiva

El convencional parece que comienza a encontrar aire. Es que de la reunión entre los actores de la industria de la Cuenca del Golfo San Jorge y autoridades del Gobierno nacional se llegó a un principio de acuerdo para eliminar las retenciones al petróleo de manera progresiva.

Tal como adelantó eolomedia, el encuentro tuvo lugar en la sede central del Ministerio de Economía de la Nación en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y contó con la presencia del jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, Guillermo Francos; el titular de la cartera económica, Luis Caputo; los gobernadores de Chubut y Santa Cruz, Ignacio Torres y Claudio Vidal, respectivamente.

También estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el presidente de Petrominera Chubut SA, Héctor Millar; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Lludgar; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; entre otros además de representantes de distintas operadoras.

Fortalecer las inversiones

Torres indicó que la baja de dicho tributo “no solo fortalecería las inversiones de las operadoras, sino que podríamos exportar más y generar más puestos de trabajo genuino”.

Durante la reunión de este jueves, el titular del Ejecutivo le solicitó a Nación “que haga su parte, porque tanto nosotros como los trabajadores hicimos lo que teníamos que hacer”. Explicó en ese contexto que “la Provincia cumplió respecto a la baja de regalías y los trabajadores en materia de productividad; ahora lo que estamos pidiendo al Gobierno Nacional es que cumpla con una medida que nos permitiría garantizar la competitividad de una industria clave”.

El pedido tiene como finalidad aliviar la carga fiscal y sostener la producción en cuencas maduras con más de cien años de historia. “La aplicación de un 8% de retenciones agrava la situación del sector”, manifestó el mandatario y reveló que “hay un compromiso firme de las operadoras de reinvertir cada dólar adicional en nuevas inversiones para mantener la actividad y sostener los empleos”.

Más competitividad para el convencional

Asimismo, el gobernador resaltó la importancia de que “los intendentes, el Gobierno Nacional y las principales operadoras petroleras hayan estado en esta reunión para ponernos de acuerdo para ser más competitivos, teniendo en cuenta que nuestra provincia bajó regalías, sobre todo en áreas marginales, y que los gremios participan de un acuerdo de competitividad que hace mucho más eficiente operar en Chubut”.

Sumado a esto último, Torres destacó “el compromiso de la Nación para la eliminación de retenciones sobre el cual estamos ultimando los detalles, aspirando a eliminarlas progresivamente”.

“Esto va a ser muy bueno, no sólo para Chubut sino para la Argentina porque el resultado va a ser más producción, más trabajo, más competitividad”, aseguró el titular del Ejecutivo, agregando que “el acuerdo implica que el ahorro fiscal tiene que ir íntegramente a más producción, y si se exporta más, se generan más dólares que necesita la Argentina”.

“Es la primera vez que el Gobierno Nacional, una provincia, municipios de todos los colores partidarios y todos los gremios hacemos un acuerdo de competitividad exitoso, y en breve vamos a ver los resultados”, afirmó el gobernador chubutense.

GeoPark rechaza oferta millonaria de Parex y defiende el valor estratégico de Vaca Muerta

GeoPark Limited confirmó este jueves que su Directorio revisó y rechazó por unanimidad una propuesta no solicitada y no vinculante de Parex Resources Inc. para adquirir a la compañía mediante una transacción totalmente en efectivo por 9,00 dólares por acción, recibida el 4 de septiembre de 2025, antes del anuncio de la adquisición transformacional de dos bloques en Vaca Muerta. La propuesta de Parex fue presentada “bajo la condición de que GeoPark mantuviera su existencia y contenido estrictamente confidenciales”.

En este sentido, GeoPark informó que tras un proceso exhaustivo, que incluyó varias reuniones del directorio y de sus comités realizadas en consulta con asesores financieros y legales independientes, el directorio concluyó por unanimidad que la propuesta subvalora significativamente a GeoPark, no reconoce sus perspectivas de crecimiento ni su portafolio diversificado, y no está alineada con los mejores intereses de GeoPark ni de sus accionistas.

Una propuesta insuficiente para GeoPark

“En particular, la propuesta no reconoce el valor para los accionistas de GeoPark derivado del incremento estimado en aproximadamente un 46% de la producción para el año 2028 y un aumento de aproximadamente un 70% en el EBITDA ajustado durante el mismo período, conforme al plan estratégico presentado en el Investor Day de GeoPark el 21 de octubre de 2025”, subrayaron desde la compañía.

“GeoPark está totalmente enfocada en ejecutar la estrategia que presentó durante su Investor Day, basada en una sólida estructura operativa y financiera. El historial probado de la Compañía, demostrado en el desarrollo de su activo insignia, el bloque Llanos 34, que GeoPark ha operado exitosamente durante los últimos 13 años, llevándolo de cero a más de 200 millones de barriles descubiertos, refleja su capacidad y liderazgo operativo en la industria”, agregaron.

Neuquén aprobó la llegada de Geopark a Vaca Muerta.

“GeoPark mantiene un desempeño en el cuartil superior en materia de seguridad, eficiencia de costos y eficiencia de capital, respaldado por una ejecución disciplinada y un equipo comprometido, de alto desempeño”, ponderaron.

Además, desde la compañía subrayaron: “la presentación de Parex, nombrada “Vision to Create Colombia’s Premier Energy Company”, distorsiona y no refleja el verdadero valor de lo que GeoPark es hoy. Tras su reciente expansión a alrededor de diez años, y posiciona a la Compañía para incorporar cerca de 20.000 boepd de nueva producción en los próximos tres años”.

“Al no actualizar su oferta para reflejar la transacción de Vaca Muerta y su potencial probado de reservas, la propuesta de Parex subvalora significativamente a GeoPark y su trayectoria de crecimiento. De hecho, el CEO de Parex informó explícitamente al CEO de GeoPark el 10 de octubre que no tiene interés en Argentina, lo que refuerza su falta de reconocimiento del valor estratégico y financiero de estos activos”, consideraron.

La palabra del CEO

Felipe Bayon, CEO de GeoPark, afirmó: “Creemos que la propuesta no solicitada de Parex subvalora significativamente los activos de GeoPark y sus perspectivas a largo plazo. Como expusimos recientemente durante nuestro Investor Day, GeoPark cuenta con una sólida posición financiera y está ejecutando un plan estratégico de crecimiento disciplinado, aprovechando nuestra robusta base en Colombia y la plataforma de crecimiento que surge de nuestra adquisición transformacional en Vaca Muerta. Tenemos plena confianza en que nuestro plan a largo plazo, junto con la probada capacidad de ejecución del talentoso equipo de GeoPark, generará un valor significativo para nuestros accionistas. Aceptar la propuesta de Parex Resources en este momento privaría a nuestros accionistas de la oportunidad de materializar el valor total de su inversión”.

El Directorio reafirma su total compromiso de actuar en el mejor interés de todos los accionistas y continuará evaluando oportunidades que reflejen de manera justa el valor, la estrategia y el potencial a largo plazo de la Compañía.

Goldman Sachs & Co. LLC actúa como asesor financiero, Davis Polk & Wardwell LLP y Conyers actúan como asesores legales, Okapi Partners se desempeña como Proxy Advisor, y FGS Global actúa como asesor de comunicaciones estratégicas de la compañía.

La extracción de arenas para Vaca Muerta aumentó un 3%

La cadena de provisión para la actividad de Vaca Muerta volvió a mostrar un papel central en el desempeño minero de agosto. Según el Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) del INDEC, la extracción de arenas, canto rodado y triturados pétreos registró una suba de 3,3% interanual, mientras que en el acumulado enero-agosto alcanzó un incremento de 14,1% respecto del mismo período de 2024.

Este segmento es clave para la industria energética porque provee insumos esenciales para la estimulación hidráulica en los pozos no convencionales, donde las arenas de fractura constituyen un insumo estratégico. Si bien el relieve nacional muestra variaciones geológicas y logísticas significativas, los desarrollos asociados a Vaca Muerta explican buena parte del movimiento en este rubro

La demanda de arenas acompaña la dinámica del shale

La extracción de arena común para construcción registró un salto interanual del 44,8%, reflejando no solo el movimiento energético, sino también un repunte de obras asociadas a infraestructura industrial, rutas y montaje dentro del propio clúster neuquino.

En cambio, las arenas industriales y gravas silíceas mostraron una contracción de -16,9% interanual, lo que señala que el crecimiento no fue homogéneo dentro de la categoría. Las arenas de fractura, específicas para el shale, presentaron una baja de -3,8% interanual, aunque el acumulado del año se mantiene positivo, con un aumento de 12%.

El comportamiento mensual puede explicarse por la variación en los ritmos de perforación y completación de pozos, que suele ajustarse en función de precios internacionales, disponibilidad de equipos y estrategias de desarrollo por ventana geológica.

Más presión sobre la logística y los costos

La provisión de arenas para fractura tiene una particularidad estructural: depende tanto de la producción minera como del transporte, ya que estos materiales deben ser trasladados en grandes volúmenes desde las regiones productoras hacia Neuquén.

En los últimos años, una parte de la industria avanzó en plantas de procesamiento y clasificación dentro del propio territorio neuquino y en provincias como Río Negro, lo que permitió reducir costos logísticos frente al esquema tradicional basado en arena importada.

Sin embargo, la capacidad instalada aún se encuentra en expansión y el crecimiento del shale sigue presionando la infraestructura. Las inversiones en trenes, rutas y centros de transferencia son determinantes para evitar cuellos de botella en la provisión.

Un aporte decisivo al desempeño minero general

Mientras las arenas vinculadas al shale muestran dinamismo, el resto del panorama minero exhibe comportamientos dispares. El IPI minero general aumentó 4,4% interanual en agosto y acumula una mejora del 3,5% en lo que va del año.

La extracción de petróleo crudo creció 15,2% interanual, impulsada por la expansión del no convencional. El gas natural, en cambio, tuvo un incremento más moderado del 3,6%.

Entre los minerales metalíferos, la producción mostró un avance del 5,7%, principalmente explicado por oro y plata. Sin embargo, la extracción de carbón y turba se desplomó 54,6%, y los servicios de apoyo para la extracción de petróleo y gas cayeron 17,2%, lo que marca puntos de tensión dentro de la cadena de servicios energéticos.

El segmento de minerales para la fabricación de productos químicos, donde está incluido el litio, registró un crecimiento notable del 44,7%, con el carbonato de litio aumentando 49,3% interanual. Aunque se trata de dinámicas distintas, el litio y las arenas para fractura comparten un rasgo: son insumos estratégicos para industrias en expansión, tanto la transición energética como la producción de shale.

PAGBAM asesoró en el proceso de licitación de las áreas maduras ex YPF en Santa Cruz

El estudio Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen (PAGBAM) brindó asesoramiento integral en el proceso de Licitación Pública Nacional N° 006/2025, impulsado por FOMICRUZ S.E., para la adjudicación de los diez yacimientos maduros cedidos por YPF S.A. en la provincia de Santa Cruz en el marco del acuerdo firmado el 2 de junio de 2025.

El proceso constituye uno de los hitos más relevantes en materia de producción convencional de hidrocarburos en los últimos años y prevé inversiones por más de USD 1.200 millones, orientadas a reactivar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge y fortalecer la participación de pymes nacionales en la operación de áreas maduras.

El proyecto y su alcance

La licitación comprende las áreas Los Perales–Las Mesetas, Las Heras–Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa, El Guadal–Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Pico Truncado–El Cordón, Cañadón Vasco, Barranca Yankowsky, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y Los Monos.

Las seis compañías nacionales que habían presentado originalmente una iniciativa privada para hacerse cargo de las concesiones,: Clear Petroleum S.A., Patagonia Resources S.A., Quintana E&P Argentina SRL, Roch Proyectos S.A.U., Azruge S.A. y Brest S.A. de Servicios Petroleros presentaron una oferta conjunta en la licitación. La propuesta busca potenciar la eficiencia operativa y la sostenibilidad de la producción convencional a través de un esquema de cooperación técnica y financiera de largo plazo.

Asesoramiento legal

La participación de PAGBAM incluyó el asesoramiento legal integral en aspectos contractuales, y regulatorios tanto de la iniciativa privada como de la oferta, incluida la estructuración legal del consorcio y el cumplimiento de los requisitos de la licitación, en un contexto de relevancia económica y política para el desarrollo energético de Santa Cruz Norte.

El equipo de PAGBAM estuvo liderado por Francisco Javier Romano, socio del Departamento de Energía y Manuel Benites (impuestos), con la participación de Tomás Fernández Madero, Lara Arce y Abril Torres.

Esta transacción refuerza la presencia de PAGBAM como estudio de referencia en operaciones de energía y recursos naturales, y consolida su trayectoria en proyectos estratégicos de inversión y reestructuración de activos en el sector hidrocarburífero argentino.

Qué dijo Galuccio sobre el impacto de las elecciones en las operaciones de Vista

La discusión sobre el impacto político en la industria energética argentina volvió al centro de la escena con las elecciones de medio término. En ese contexto, Vista Energy, uno de los principales productores de shale oil en Vaca Muerta, fue consultada por inversores sobre cómo la coyuntura podría influir en su estrategia. Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de la compañía, dejó un mensaje claro: el plan de crecimiento no cambia.

La pregunta surgió durante una sesión con analistas, cuando Michael Furrow, de Pickering Energy Partners, pidió conocer la visión de la empresa sobre los posibles efectos políticos. El ejecutivo remarcó que Vaca Muerta es un recurso estratégico para el país y consultó si el resultado electoral podría modificar las operaciones de Vista en el corto y mediano plazo.

“Las elecciones no cambian nuestro plan”

Galuccio comenzó su respuesta subrayando que la compañía ha atravesado diversos ciclos políticos sin alterar su rumbo. “Hemos estado creciendo Vista desde cero hasta donde estamos hoy, participando en cuatro administraciones diferentes”, dijo. Recordó además que buena parte del equipo directivo regresó al país en 2012 con una mirada de largo plazo sobre el desarrollo energético.

El CEO destacó que Vista contribuyó a transformar a la Argentina en un exportador neto estructural de hidrocarburos, lo que refuerza su rol en la economía. Según sostuvo, el hecho de realizar su Día del Inversor apenas dos semanas después de las elecciones es una señal de la confianza en la solidez del negocio. “Nuestro modelo de negocio es sólido, está dolarizado y estamos aumentando la cantidad de ventas al mercado de exportación”, afirmó.

Galuccio también resaltó que la compañía cuenta con financiamiento asegurado para sostener su plan de expansión y que no enfrenta vencimientos financieros significativos en los próximos años. Además, aseguró que los servicios clave para la actividad —como perforación, terminaciones y disponibilidad de equipos de fractura— están garantizados mediante contratos flexibles.

“Las elecciones pueden afectar la percepción del país, pero no afectan a Vaca Muerta ni nuestra capacidad de seguir ejecutando nuestro plan”, concluyó.

CapEx para mantener y expandir la producción

Otro punto relevante de la conversación giró en torno al nivel de inversión necesario para sostener la producción actual. Tasso Vasconcellos, de UBS, consultó sobre el CapEx requerido para mantener estable la producción y cómo variaría a medida que Vista escala su volumen operativo.

Galuccio explicó que, tomando como referencia una producción de 100.000 barriles equivalentes por día, el CapEx anual para mantener niveles constantes rondaría los 700 millones de dólares. Esa inversión implicaría perforar entre 50 y 55 pozos por año. “Si estamos en un rango de 130.000 a 150.000 barriles diarios, deberíamos considerar un CapEx cercano a los 800 millones, con un número de pozos entre 55 y 60”, detalló.

El ejecutivo aclaró que esos valores pueden variar en función de la eficiencia operativa, el contexto de precios y las condiciones de la cadena de servicios. Sin embargo, remarcó que la compañía ya incorporó estos escenarios en sus modelos internos.