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10 marzo, 2026

Pampa Energía pidió ingresar al RIGI para acelerar su mega desarrollo en Rincón de Aranda

El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó que Pampa Energía solicitó formalmente ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones para el desarrollo de la fase de upstream en Rincón de Aranda, su principal activo de shale oil en Vaca Muerta.

El anuncio fue realizado por el funcionario a través de sus redes sociales y marca un nuevo paso en el plan de expansión petrolera de la compañía. La petrolera busca incorporar el proyecto al régimen para acelerar inversiones que superan los US$ 4.500 millones, incluyendo tanto la actividad de exploración y producción como la infraestructura necesaria para procesar y evacuar la producción.

El pedido se produce pocas semanas después de la publicación del DNU 105/26, norma que habilitó la incorporación de proyectos hidrocarburíferos greenfield al esquema de incentivos. Con ese cambio regulatorio, las empresas del sector comenzaron a analizar la posibilidad de incluir desarrollos petroleros dentro del régimen.

El crecimiento petrolero de Pampa Energía

El bloque Rincón de Aranda se convirtió en el principal motor de crecimiento de Pampa Energía dentro del negocio de petróleo no convencional.

Durante 2025, el desarrollo registró un fuerte salto productivo. El área pasó de producir menos de 1.000 barriles diarios en sus primeras etapas a cerrar el año con un nivel cercano a 20.000 barriles por día, consolidándose como uno de los proyectos emergentes de shale oil en la cuenca neuquina.

En la última presentación de resultados ante inversores, el CEO de la compañía, Gustavo Mariani, había anticipado el interés de la empresa en utilizar esta herramienta regulatoria.

“Presentamos el RIGI para infraestructura (midstream) en el tercer o cuarto trimestre del año pasado y aún no hemos recibido la aprobación de Nación. Pero recientemente se aprobó un nuevo decreto que agrega el upstream de petróleo al RIGI. Así que estamos empezando a solicitar un RIGI general para el desarrollo completo de Rincón de Aranda”, explicó el ejecutivo.

La confirmación del pedido llegó ahora a través del propio ministro de Economía.

Por su parte, el director ejecutivo de Exploración y Producción de la compañía, Horacio Turri, explicó a los inversores que el régimen puede mejorar significativamente la economía del proyecto.

Según detalló, el ingreso al RIGI permitirá acelerar el desarrollo del sector norte del bloque, adelantar el inicio de la meseta productiva y extender su duración en el tiempo.

Plan de perforación y metas de producción

El plan operativo de Pampa Energía para 2026 contempla un alto nivel de actividad en el campo para sostener el crecimiento del proyecto.

La compañía proyecta destinar US$ 770 millones exclusivamente al desarrollo de Rincón de Aranda durante el año. El área presenta un lifting cost cercano a los US$ 10 por barril, uno de los indicadores que refuerza la competitividad del activo dentro de Vaca Muerta.

Las proyecciones de producción de la empresa marcan una curva ascendente:

Primer trimestre de 2026: alrededor de 19.000 barriles diarios.
Marzo-abril de 2026: objetivo de 25.000 barriles por día.
Mediados de 2026: cerca de 28.000 barriles diarios, impulsados por la instalación de una nueva planta de procesamiento temporal.
Plateau previsto para 2027: 45.000 barriles diarios.

Para sostener esa expansión, la petrolera mantendrá una intensa actividad de perforación. Actualmente cuenta con 10 pads activos y prevé perforar 20 nuevos pozos y completar 35 antes de finalizar 2026.

Financiamiento con recursos propios

El crecimiento de Rincón de Aranda forma parte del plan de inversión en exploración y producción de la compañía para este año, que alcanzará aproximadamente US$ 1.100 millones a nivel consolidado.

Según explicó el director financiero Adolfo Zuberbuhler, la empresa planea financiar ese programa principalmente con recursos propios, sin necesidad de emitir nueva deuda en los mercados internacionales.

Actualmente, Pampa Energía cuenta con una posición de caja cercana a US$ 1.100 millones. Al destinar parte de esos fondos a las inversiones previstas, la compañía estima registrar un flujo de caja libre negativo de aproximadamente US$ 500 millones, lo que dejaría una caja remanente de alrededor de US$ 700 millones.

En paralelo, el grupo mantiene un desempeño financiero sólido. Su EBITDA ya superó los US$ 1.000 millones, con un crecimiento interanual del 8%.

25 febrero, 2026

Los bloques de Vaca Muerta que ya pisan los 100.000 barriles diarios

Vaca Muerta se prepara para vivir una etapa marcada por las exportaciones. La combinación de tecnología, financiamiento y escala productiva permitió consolidar un escenario de crecimiento sostenido, con bloques que superan ampliamente los 50.000 barriles diarios y comienzan a acercarse a registros históricos.

En este contexto, YPF mantiene un rol central como principal operador del país. Según el informe del consultor Fernando Salvetti, en enero de 2026, la empresa de mayoría estatal alcanzó una producción total de 390.508 barriles diarios, con incrementos mensuales y anuales que reflejan la madurez progresiva de sus activos no convencionales y la creciente eficiencia operativa en sus áreas estratégicas.

La mayor parte de este desempeño se concentra en la Cuenca Neuquina, que aportó 363.791 barriles diarios durante el mismo período. Ese volumen representó un nuevo récord y confirmó el peso específico del shale en la matriz energética nacional, al explicar más del 90% de la producción total de YPF.

Los datos oficiales de la Secretaría de Energía muestran que las diez áreas más productivas concentran más del 94% del crudo extraído por YPF. Esta elevada concentración refleja una estrategia focalizada en bloques de alto rendimiento, donde las economías de escala y la optimización de pozos resultan determinantes para sostener la rentabilidad.

Dentro de ese esquema, Loma Campana continúa encabezando el ranking nacional, con más de 103 mil barriles diarios. El bloque, que marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta, fue el primero en superar la barrera de los 100 mil barriles diarios en enero.

Superando las barreras de 50 mil barriles

Detrás de Loma Campana aparece La Amarga Chica, con casi 84.000 barriles diarios, consolidándose como uno de los activos más relevantes del shale neuquino. El bloque es uno de los activos con mayor crecimiento en la industria gracias a la sinergia YPF – Vista Energy.

Bandurria Sur completa el podio con más de 63.000 barriles diarios, posicionándose como otro pilar del esquema productivo. Su desempeño está vinculado a la incorporación progresiva de equipos, al aumento de la densidad de perforación y a la reducción de tiempos operativos, factores clave para maximizar la recuperación de recursos.

Cómo es el mapa productivo

En un segundo escalón se ubican áreas como La Angostura Sur, Aguada del Chañar y La Angostura Sur II, que registraron desempeños relevantes durante enero de 2026 bajo la operación de YPF. La Angostura Sur alcanzó los 34.752 barriles diarios, Aguada del Chañar llegó a 21.862 barriles, mientras que La Angostura Sur II sumó 11.361 barriles.

Más atrás en el ranking aparecen bloques como Chachahuen, con 10.936 barriles diarios, Chihuido de la Sierra Negra, con 6.283 barriles, y Loma La Lata–Sierra Barrosa, con 5.911 barriles. Estas áreas, si bien presentan menores volúmenes, cumplen un rol estratégico al sostener la base productiva y aportar estabilidad al sistema operativo de la compañía.

Fuera del núcleo shale, Manantiales Behr mantiene su presencia entre las principales áreas productivas, con 25.318 barriles diarios en enero. Ubicado en la cuenca del Golfo San Jorge, el bloque atraviesa una transición entre el retiro de YPF y el ingreso de PECOM como operador del mítico bloque del convencional.

20 febrero, 2026

Neuquén alcanzó 610 mil barriles diarios en enero

Neuquén comenzó 2026 marcando un nuevo hito en su desarrollo energético. En enero, la producción de petróleo alcanzó los 610.715 barriles por día, estableciendo un nuevo récord histórico para la provincia y confirmando el sostenido crecimiento del sector.

El volumen representa un incremento del 1,57% respecto de diciembre de 2025 y un 32,01% más que en enero del año pasado, porcentaje que también se replica en la comparación interanual acumulada.

El crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el desempeño de las áreas La Calera, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Fortín de Piedra, Mata Mora Norte y Aguada del Chañar, que registraron incrementos significativos en sus niveles de extracción.

El gas de Neuquén

En materia de gas, la producción de enero fue de 91,28 millones de m3 por día, con un aumento del 0,52% respecto de diciembre. Si bien la comparación interanual muestra una leve variación negativa (-1,24%), el nivel de actividad se mantiene en valores elevados, sostenido por el dinamismo de áreas estratégicas como Fortín de Piedra, Aguada de Castro, Río Neuquén, Loma La Lata – Sierra Barrosa y Sierra Chata.

El desarrollo no convencional continúa siendo el pilar del crecimiento energético provincial. En enero, el 97,02% del petróleo y el 90,44% del gas producidos en Neuquén provinieron de este segmento, con un aporte destacado del shale, que representó el 79,75% del gas total.

“Estos resultados ratifican la solidez del modelo de desarrollo energético que impulsa la provincia, basado en inversión, eficiencia y aprovechamiento responsable de sus recursos”, subrayaron desde el Gobierno provincial.

“Neuquén inicia el año consolidando su posición como principal motor hidrocarburífero del país y proyecta un 2026 de expansión sostenida, mayor integración productiva y nuevas oportunidades de crecimiento para la Argentina”, afirmaron.

19 febrero, 2026

PECOM se consolida como uno de los principales productores de crudo pesado del país

En el día de hoy, PECOM Servicios Energía S.A.U. y su afiliada San Benito Upstream S.A.U. acordaron con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día. La operación alcanza también la concesión de transporte sobre los oleoductos: (i) El Trébol – Caleta Córdova, (ii) Km. 9 – Caleta Córdova, y (iii) Manantiales Behr – Cañadón Perdido.

Con esta operación, y sumando los activos que la compañía ya gestiona en la provincia, PECOM operará un total cercano a los 35.000 barriles diarios, consolidándose como uno de los principales productores de crudo pesado de Argentina.

Esta adquisición representa un paso estratégico clave para PECOM, que retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

En este tiempo, PECOM ha demostrado su capacidad para crear valor a partir de una gestión eficiente de superficie y un profundo conocimiento Del subsuelo, apalancada su extensa y reconocida experiencia en la industria y en el desarrollo de técnicas avanzadas para extender la vida útil de los yacimientos.

La incorporación de Manantiales Behr permitirá potenciar estas capacidades a partir de la gestión integrada de tres activos estratégicos en una misma geografía, como son Manantiales Behr, El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, generando sinergias operativas, logísticas y técnicas que permitirán incrementar la producción, optimizar costos y maximizar el valor de los activos.

Asimismo, esta operación reafirma el compromiso de PECOM con el desarrollo energético de Chubut y de la Argentina, impulsando un modelo de crecimiento basado en la eficiencia, la inversión sostenida y el fortalecimiento del empleo local.

En ese marco, PECOM continuará trabajando de manera coordinada con las autoridades locales y provinciales, los gremios y actores de la industria, tal como lo viene haciendo desde su ingreso a las áreas de El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, con el objetivo de garantizar una transición ordenada, una operación segura y una visión compartida de desarrollo para la región.

“Esta adquisición representa un paso decisivo en nuestra estrategia. Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”, afirmó Horacio Bustillo, CEO de PECOM. “Estamos construyendo una compañía sólida, eficiente y con capacidad de crecimiento en la producción propia de petróleo y gas”.

Por su parte, Luis Perez Companc, presidente del Directorio de PECOM, destacó el valor histórico y emocional de este hito para la compañía: “Este es un momento muy especial: junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a PECOM dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.

Como es habitual en este tipo de operaciones, el cierre de la misma se encuentra sujeto al cumplimiento de aprobaciones y condiciones precedentes.

5 febrero, 2026

Los activos de Shell en Vaca Muerta podrían llegar a valer U$S 3 mil millones

Los rumores sobre una posible venta de los activos de Shell en Vaca Muerta volvieron a sacudir al mercado energético en las últimas semanas. En ese contexto, un informe de Rystad Energy analizó en detalle el portafolio shale de la compañía en Argentina, que podría alcanzar un valor de hasta 3.000 millones de dólares, según estimaciones preliminares.

Si bien el momento elegido para una eventual desinversión puede resultar llamativo, el estudio sostiene que no es completamente inesperado. “Desde 2022, la supermajor con sede en el Reino Unido ha ido reduciendo silenciosa pero sostenidamente su actividad de perforación en la cuenca”, señala el reporte, que traza un recorrido detallado de su desempeño reciente.

El análisis también recuerda que Shell se retiró en 2024 del proyecto de exportación de GNL en Argentina, apenas un año después de firmar un acuerdo de desarrollo con YPF. Esa decisión fue interpretada como una señal de revisión estratégica sobre su compromiso de largo plazo con Vaca Muerta y con el país.

Durante el mismo período, sostener el ritmo operativo se volvió cada vez más complejo. La producción en sus principales activos se mantuvo mayormente estable desde 2022, a pesar de que anteriormente la empresa era considerada un par de Vista Energy, hoy el segundo mayor operador de la formación no convencional.

A estas dificultades se sumó una marcada inestabilidad en la conducción local. Entre 2022 y 2025, Shell Argentina tuvo tres directores ejecutivos distintos, un dato que, según Rystad, refleja los problemas para sostener una estrategia consistente en un entorno competitivo y cambiante como el de la Cuenca Neuquina.

Shell analiza irse de Vaca Muerta.

La historia de Shell en Vaca Muerta

Shell opera en Argentina desde hace más de 111 años y fue una de las pioneras en el desarrollo temprano del shale en Vaca Muerta. Actualmente, posee participación en siete bloques, cuatro operados y tres no operados, que abarcan unas 179.700 acres netas, principalmente en zonas productoras de petróleo y condensados.

Entre los bloques operados se destacan Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste, Bajada de Añelo y Sierras Blancas, mientras que Bandurria Sur, Rincón La Ceniza y La Escalonada corresponden a participaciones no operadas. Varios de estos activos integran el llamado “Core Hub”, una zona madura con infraestructura consolidada.

El informe destaca que esta área se beneficia de su cercanía a instalaciones clave, como el oleoducto Sierras Blancas–Allen, conectado directamente al sistema de Oldelval. Esta ventaja logística permitió a Shell sostener durante años una operación eficiente, con costos relativamente competitivos frente a otros jugadores del mercado.

La compañía comenzó a explorar Vaca Muerta en 2012 y perforó su primer pozo shale en 2013. Sin embargo, fue recién después de la pandemia cuando avanzó con mayor decisión hacia un desarrollo a escala. Hoy, produce alrededor de 30.000 barriles diarios en activos operados y unos 20.000 barriles netos en áreas no operadas.

En total, la producción ronda los 50.000 barriles diarios, con volúmenes que se mantuvieron estables desde 2022, aunque con cambios internos entre bloques. La última gran inversión en infraestructura se remonta a 2021, cuando amplió su capacidad de procesamiento hasta 42.000 barriles por día.

En 2024, Shell había anunciado un objetivo de 70.000 barriles diarios para 2025, meta que finalmente no logró cumplir. “Esta brecha entre las ambiciones declaradas y los resultados reales subraya los desafíos operativos que enfrenta la compañía”, remarca el informe de Rystad Energy.

Shell busca bajar sus emisiones de carbono en Vaca Muerta.

Menor actividad y señales de repliegue

El retroceso en los niveles de actividad fue uno de los puntos más notorios. Entre 2016 y 2022, Shell incrementó progresivamente su perforación hasta alcanzar un pico de 37 pozos iniciados en 2022. Luego, la cifra cayó de forma abrupta, con apenas cuatro pozos en 2024.

Para 2025, solo se reportaron cuatro pozos, aunque Rystad aclara que los retrasos en los datos sugieren que el número real podría acercarse a diez. La compañía suele operar uno o dos equipos, pero en 2025 sufrió un contratiempo adicional cuando su principal torre colapsó durante el traslado.

Desde el punto de vista geológico, el desempeño de los pozos se ubica cerca del promedio de Vaca Muerta, aunque con tasas de declinación algo más pronunciadas. Cruz de Lorena lidera los resultados, seguido por Sierras Blancas y CASO, según detalla el análisis.

En términos de recuperación final estimada por pie lateral, Shell alcanza unos 94 barriles, frente a un promedio de la cuenca cercano a los 117. Esta diferencia refleja un rendimiento aceptable, pero por debajo de los líderes del mercado en productividad por pozo.

La salida del proyecto de GNL refuerza, para Rystad, el giro estratégico. En 2024, Shell había sido anunciada como socia de YPF en la segunda fase del proyecto de Argentina LNG. Un año después, abandonó la iniciativa por cambios en el alcance y la escala.

El proyecto pasó de una idea inicial de 12 millones de toneladas anuales a unas 6 millones, alterando sustancialmente su rentabilidad. Esta situación guarda similitudes con la salida previa de Petronas, que luego vendió su participación en La Amarga Chica a Vista por 1.500 millones de dólares.

Posibles compradores y protagonismo regional

Si Shell decide finalmente desprenderse de sus activos, la operación abriría una oportunidad poco frecuente. Se trata de bloques contiguos, desarrollados, con infraestructura, producción en marcha y un inventario significativo de ubicaciones de perforación aún disponibles.

Desde 2023, los actores regionales concentraron alrededor del 72% del valor total de las operaciones en Vaca Muerta, con inversiones cercanas a los 4.900 millones de dólares. Este dato refleja el creciente protagonismo local frente al repliegue de varias compañías internacionales.

En ese escenario, Rystad menciona a Pluspetrol, Vista Energy, YPF y Pan American Energy como posibles interesados. Por el tamaño del portafolio, no se descarta que surjan consorcios o alianzas, incluso con participación directa de la petrolera estatal.

El informe también señala que empresas estadounidenses enfocadas en shale podrían evaluar su ingreso, atraídas por unas 1.000 locaciones de perforación en bloques operados. Continental Resources ya dio una señal en ese sentido, y otras firmas analizan oportunidades en la formación.

Según Rystad Energy, varios operadores norteamericanos están estudiando inversiones en Vaca Muerta, en busca de inventario internacional de calidad. En ese contexto, el futuro de los activos de Shell se inscribe en un mercado cada vez más dinámico, con fuerte competencia regional y creciente interés externo.

4 febrero, 2026

“Vaca Muerta nunca fue para tibios”

El año comenzó con dos movimientos fuertes en el mapa de Vaca Muerta. La venta de activos se consolido en la roca madre y tuvo como protagonistas a players de peso para el shale argentino. Entre las operaciones se destacó que Equinor se retiró del plano onshore y cedió sus participaciones en la Cuenca Neuquina a Vista Energy.

El fenómeno no es nuevo y no es exclusivo de Vaca Muerta. Las fusiones globales, reacomodamientos empresariales y estrategias de largo plazo son comunes en la industria hidrocarburífera a nivel mundial.

En este marco, el vicepresidente para América Latina de Rystad Energy, Ernesto Díaz, remarcó que “la consolidación en Vaca Muerta no es una señal de debilidad”, sino “el momento de definir quién jugará el partido largo”. Para el analista, las empresas deben tomar decisiones estratégicas que marcarán su futuro en el shale argentino.

Según el directivo, los movimientos recientes de grandes compañías no deben interpretarse como una retirada masiva, sino como un proceso de reposicionamiento. “Mientras observamos movimientos estratégicos de grandes operadores globales recalibrando sus portfolios en Argentina, la pregunta que todos se hacen es: ¿están saliendo o están reposicionándose?”, escribió. Para Díaz, la respuesta depende del perfil de cada empresa y de su capacidad para sostener inversiones en el tiempo.

Permian como espejo

El análisis se apoya en un contexto internacional marcado por fusiones y reestructuraciones. Díaz destacó que “Devon y Coterra acaban de anunciar una fusión de 58 mil millones de dólares”, mientras que “Continental Resources cierra operaciones en el Bakken después de 30 años por márgenes comprimidos”.

Asimismo, el especialista remarcó que “el Permian sigue consolidándose en pocas manos que buscan escala y eficiencia operativa”. Estos movimientos, sostuvo, tienen impacto directo en la forma en que se evalúa el desarrollo de Vaca Muerta.

Para el ejecutivo, el shale neuquino no es un negocio pensado para apuestas rápidas. “Vaca Muerta exige escala, continuidad operativa y visión de largo plazo”, afirmó.

En ese sentido, advirtió que “no es un play para exploración especulativa ni para ciclos cortos de inversión”, sino para compañías que entienden que “el mejor acreage premium en una formación world-class se asegura ahora, no cuando todos quieran volver”.

Las condiciones para crecer de Vaca Muerta

Díaz también señaló que el país atraviesa una etapa diferente desde el punto de vista estructural. “Las condiciones finalmente están alineadas”, sostuvo, al mencionar “precios liberados que reflejan valor real, acceso a financiamiento con costos de capital normalizándose y mayor previsibilidad macroeconómica”.

Además, resaltó que el actual contexto genera “un ambiente propicio para M&A que antes era prácticamente imposible”.

En este nuevo escenario, el mercado comienza a dividirse entre dos tipos de jugadores. Por un lado, “los que ven volatilidad y buscan salida con retorno aceptable”. Por otro, “los que ven volatilidad y duplican su apuesta para capturar valor cuando otros dudan”. Para el directivo, “ambos están tomando decisiones racionales para sus estrategias corporativas”, aunque solo algunos lograrán consolidarse.

“La pregunta no es quién se va. La pregunta es quién se queda y qué va a hacer con esa posición”, planteó Díaz. Desde su visión, el futuro de Vaca Muerta estará marcado por la capacidad de sostener inversiones y mejorar la eficiencia. “En cinco años, cuando Vaca Muerta esté produciendo un millón de barriles diarios y compitiendo codo a codo con el Permian, solo un grupo selecto habrá asegurado las posiciones que importan”, anticipó.

“Las formaciones de clase mundial no esperan”, advirtió, y consideró: “Vaca Muerta no es para tibios. Nunca lo fue”.

3 febrero, 2026

Phoenix suma un perforador en Vaca Muerta

Phoenix Global Resources dio un salto cualitativo en su capacidad operativa al incorporar un segundo equipo de perforación en sus operaciones en Vaca Muerta. La decisión se apoya en el reciente éxito de un pozo que alcanzó una producción superior a los 3.100 barriles diarios en el borde de la cuenca, en territorio rionegrino, marcando un hito para la compañía.

Según informó +e, la nueva torre incorporada integra el sistema de control OMROM en su versión más avanzada y se destaca por haber sido convertida íntegramente en la Argentina, bajo estándares tecnológicos de la firma H&P. Este desarrollo local refuerza la estrategia de Phoenix de combinar eficiencia operativa con proveedores y capacidades nacionales.

El equipo cuenta con el perforador automático Autodriller Pro 2.0, que permite un monitoreo permanente mediante un sistema de cámaras de transmisión en tiempo real y una cabina diseñada para optimizar la ergonomía del operario. La empresa apunta así a reducir tiempos muertos, mejorar la seguridad y optimizar costos por pozo.

Con esta incorporación, Phoenix busca incrementar la velocidad de perforación y consolidar un esquema de trabajo más previsible. La automatización de procesos se convirtió en una herramienta central para sostener el crecimiento productivo, especialmente en áreas con desafíos geológicos como las que opera la compañía en el límite oriental de la cuenca.

El impacto del pozo de Confluencia Sur

El dato más relevante de la reciente actividad de Phoenix se concentra en el bloque Confluencia Sur, donde el pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) superó los 3.100 barriles diarios de petróleo. El resultado sorprendió al mercado por tratarse de un yacimiento ubicado en el extremo de la formación Vaca Muerta, en una zona históricamente considerada marginal.

Este “superpozo” permitió validar el potencial geológico del sector este, una región que Phoenix logró dinamizar tras inversiones superiores a los 110 millones de dólares en los bloques Confluencia Norte y Sur. En conjunto, estos activos aportan cerca de 9.000 barriles diarios a partir de apenas siete pozos productivos.

El área Confluencia presenta condiciones particulares que exigen un alto nivel de precisión técnica. En este sector rionegrino, la formación se adelgaza hasta unos 40 o 50 metros, muy por debajo del espesor promedio del centro de la cuenca, y exhibe una mayor presencia de carbonatos.

Además, las presiones son aproximadamente un 10% más bajas que en Mata Mora, el principal yacimiento de la compañía en Neuquén. Estas variables obligaron a Phoenix a desarrollar estrategias específicas de geonavegación, diseño de pozos y esquemas de fractura adaptados a una roca más rígida.

La combinación de perfiles especiales, análisis de laboratorio, sísmica de detalle y diseños de completación diferenciados permitió alcanzar productividades superiores a las previstas. De este modo, la empresa logró romper paradigmas técnicos y extender la frontera de desarrollo de Vaca Muerta hacia nuevas áreas.

Nueva infraestructura y proyección productiva

El aumento de la producción en boca de pozo requiere una respuesta inmediata en superficie. En ese marco, Phoenix prevé inaugurar en abril una nueva Planta de Tratamiento de Crudo en Mata Mora Norte. Esta instalación permitirá procesar hasta 40.000 barriles diarios, duplicando la capacidad actual de la compañía.

Actualmente, la operadora cuenta con un hub integrado entre sus áreas de Neuquén y Río Negro que genera más de 22.000 barriles diarios. Esta base productiva constituye el punto de partida para un ambicioso plan de expansión apoyado en infraestructura, eficiencia operativa y mayor ritmo de perforación.

El plan de negocios de Phoenix apunta a alcanzar un plateau de producción de entre 50.000 y 60.000 barriles por día en los próximos años. La combinación de nuevos equipos, automatización y obras estratégicas busca consolidar a la compañía como uno de los actores de mayor crecimiento sostenido en la cuenca neuquina.

29 enero, 2026

Fuerte baja a las retenciones al convencional

La producción de petróleo convencional viene sufriendo una caída sostenida en los últimos años, afectada por el agotamiento natural de los reservorios, el aumento de los costos operativos y la pérdida de competitividad frente a Vaca Muerta. Este declino golpea con fuerza a las cuencas como la del Golfo San Jorge, donde la actividad resulta clave para sostener empleo, inversiones y economías regionales.

En ese contexto, el Gobierno nacional decidió avanzar con una modificación del esquema de derechos de exportación al crudo convencional, con el objetivo de mejorar los márgenes de las compañías y frenar la caída productiva. La medida quedó formalizada a través del Decreto 59/2026, publicado en el Boletín Oficial, que introduce cambios relevantes en la forma de calcular las retenciones aplicables al sector.

La medida se apoya en un diagnóstico compartido por provincias productoras y empresas operadoras, que vienen alertando sobre la situación crítica de los yacimientos maduros. Campos con décadas de explotación enfrentan menores niveles de productividad, mayores requerimientos de inversión y un contexto internacional que presiona sobre los precios y la rentabilidad del negocio convencional.

En los últimos años, las provincias implementaron distintos esquemas de alivio fiscal, reducción de regalías y flexibilización de compromisos para sostener la actividad. Sin embargo, esos esfuerzos encontraron un límite sin una adecuación del marco nacional, especialmente en materia de derechos de exportación, que impactan directamente sobre el flujo de caja de los proyectos.

La baja de retenciones aparece así como una herramienta clave para mejorar la competitividad del crudo convencional frente a otras alternativas de inversión. El Gobierno busca evitar el cierre de campos, preservar el nivel de actividad y sostener los puestos de trabajo en regiones donde el petróleo sigue siendo un pilar central del entramado productivo local.

Un esquema diferencial para el convencional

El decreto establece una actualización de los valores que determinan la alícuota de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales. A partir de ahora, el Valor Base se fija en 65 dólares por barril y el Valor de Referencia en 80 dólares, ambos calculados sobre el precio internacional del Brent de primera línea.

Con este nuevo esquema, cuando el precio internacional del crudo sea igual o inferior al Valor Base, la alícuota de retenciones será del 0%. En tanto, si el precio alcanza o supera el Valor de Referencia, se aplicará una tasa del 8%. Entre ambos valores, la alícuota se determinará mediante una fórmula específica prevista en la normativa.

La medida apunta a proteger a la producción convencional en escenarios de precios internacionales bajos o intermedios, donde los márgenes se ven más comprometidos. De este modo, se busca reducir el impacto fiscal sobre campos maduros que operan con costos más elevados y menor productividad en comparación con los desarrollos no convencionales.

Otro punto central del decreto es el mecanismo de control de los volúmenes alcanzados por el beneficio. La Secretaría de Energía será la encargada de definir las pautas para determinar la proporción de crudo convencional dentro de cada área de concesión, asegurando que el esquema se aplique únicamente a la producción que efectivamente provenga de esos yacimientos.

La resolución también deja sin efecto, para el crudo convencional, la alícuota prevista en el Decreto 488/2020, que regía hasta ahora. Además, encomienda a la Secretaría de Energía el dictado de las normas complementarias necesarias para la implementación del nuevo régimen, en un plazo máximo de sesenta días desde su publicación en el Boletín Oficial.

13 diciembre, 2025

Neuquén triplicó sus regalías petroleras y Chubut perdió casi 20% en términos reales

El mapa petrolero argentino atraviesa una transformación profunda que ya tiene un impacto directo sobre las finanzas provinciales. Mientras Neuquén capitaliza el auge de Vaca Muerta y multiplica sus ingresos por regalías, Chubut y Santa Cruz enfrentan una caída sostenida de recursos clave.

Los datos surgen del informe “Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo: Hacia una transición productiva justa para la Cuenca del Golfo San Jorge” elaborado por el centro de estudios y diseño de políticas públicas Fundar.

La diferencia no responde a factores coyunturales. El contraste fiscal es el resultado de una reasignación estructural de inversiones hacia los yacimientos no convencionales, que desplazó capital, empleo y producción desde las cuencas maduras hacia la Cuenca Neuquina.

Entre 2019 y 2025, Neuquén pasó de percibir alrededor de 27 millones de dólares mensuales en regalías petroleras a unos 92 millones. El salto consolidó a la provincia como el principal beneficiario del nuevo ciclo hidrocarburífero argentino.

En el mismo período, Chubut prácticamente no logró sostener sus ingresos. Las regalías mensuales retrocedieron en términos reales y la provincia perdió cerca del 19% de su valor fiscal asociado al petróleo, pese a mantener niveles nominales similares.

Santa Cruz exhibe una dinámica aún más delicada. La caída real de las regalías alcanza el 30%, reflejando tanto la disminución de la producción como la pérdida de competitividad de los yacimientos convencionales frente al shale.

El impacto fiscal del nuevo mapa petrolero

El crecimiento de Neuquén está directamente vinculado al desempeño de Vaca Muerta. Entre 2017 y 2025, la producción de petróleo no convencional se incrementó más de 180%, mientras que la de gas creció cerca de 46%, impulsando el flujo de regalías.

Este crecimiento permitió que la provincia no solo mejore su recaudación, sino que también fortalezca su posición financiera relativa frente al resto del país. Las regalías se transformaron en uno de los pilares del equilibrio fiscal neuquino.

En Chubut y Santa Cruz, la situación es opuesta. La Cuenca del Golfo San Jorge redujo su producción un 20% en petróleo y un 33% en gas entre 2017 y 2025. Esa caída se trasladó de forma directa a las cuentas públicas.

Las regalías representan el 17,4% de los ingresos totales de Chubut y el 13,8% en Santa Cruz. La pérdida de ese flujo afecta la capacidad de ambas provincias para financiar servicios públicos, obra pública y políticas de contención social.

El problema se agrava porque las estrategias para atraer inversiones en campos maduros suelen incluir reducciones de alícuotas. Aun si se lograra sostener la producción, los ingresos fiscales seguirían bajo presión.

A diferencia de Neuquén, donde el aumento del volumen compensa cualquier incentivo fiscal, en el Golfo San Jorge las concesiones impositivas profundizan la fragilidad financiera.

El efecto cascada sobre municipios y economías locales

La caída de regalías no impacta solo a los gobiernos provinciales. En Chubut, el 16% de esos ingresos se coparticipa con los municipios, y el 40% de ese monto se asigna a Comodoro Rivadavia.

La ciudad, históricamente motor económico de la Patagonia petrolera, enfrenta así un doble golpe. Pierde empleo y actividad privada, mientras se reducen los recursos públicos disponibles para sostener infraestructura y servicios.

En paralelo, el auge neuquino genera un efecto de concentración territorial. La expansión fiscal de Neuquén contrasta con el ajuste silencioso que atraviesan Chubut y Santa Cruz, ampliando las asimetrías regionales.

El informe de Fundar advierte que esta dinámica no es transitoria. Sin una estrategia de transición productiva, el deterioro fiscal puede volverse estructural y limitar la capacidad de respuesta de las provincias afectadas.

El nuevo mapa petrolero expone así una Argentina energética partida en dos. De un lado, Neuquén consolida su fortaleza fiscal. Del otro, el Golfo San Jorge enfrenta el desafío de sostener sus cuentas en un escenario de declive.

10 diciembre, 2025

GeoPark consideró que Parex subvaluó sus reservas

GeoPark salió a responder públicamente tras la decisión de Parex Resources de suspender las conversaciones para una posible adquisición. La empresa latinoamericana afirmó que actuó “de buena fe” durante más de seis semanas, aportando información técnica y financiera que justificaba un valor superior al ofrecido inicialmente.

Según la compañía, la propuesta de Parex del 4 de septiembre de 2025, de US$9 por acción, no contempló el crecimiento reciente ni la adquisición en Vaca Muerta, anunciada apenas semanas después. GeoPark insistió en que cualquier oferta creíble debe partir de un monto “de doble dígito”.

En un comunicado difundido desde Bogotá, GeoPark recordó que su directorio siempre está dispuesto a analizar alternativas que maximicen el valor para sus accionistas, pero remarcó que la oferta de Parex subvaluaba significativamente los activos actuales y el potencial futuro.

Un paquete de información incremental que Parex no valorizó

Durante el proceso de diálogo, GeoPark abrió un data room virtual y habilitó reuniones entre los equipos directivos de ambas compañías. Allí, según explicó, entregó información técnica no pública que mostraba una empresa con más reservas, mejores perspectivas y un portafolio diversificado en expansión.

La incorporación del informe de reservas 2025 fue uno de los puntos centrales. El documento certificó un aumento del 38% interanual en reservas 2P, alcanzando 121 millones de barriles equivalentes, impulsado por operaciones en Colombia y por el nuevo activo argentino. Esto implicó una mejora del 48% respecto del nivel disponible cuando Parex hizo su oferta.

GeoPark también compartió datos que respaldan cerca de 18 millones de barriles adicionales de reservas riesgo en los bloques Llanos 34 y 123, aún pendientes de certificación. El informe incluyó, además, una suba del 22% en el petróleo original en sitio (OOIP) del Llanos 34, equivalente a 206 millones de barriles.

Otro punto clave fue la integración de la operación de Vaca Muerta, que aportó 37 millones de barriles equivalentes en reservas 2P y extendió el índice de vida de reservas a 12,7 años. Para reforzar la transparencia hacia el mercado, GeoPark publicó su Reserves Report 2025 y las proyecciones 2026-2028.

Por qué el directorio rechazó la oferta de Parex

El directorio de GeoPark ya había descartado oficialmente la propuesta de Parex el 29 de octubre, por considerarla insuficiente. El proceso de revisión incluyó la formación de un Comité Especial de directores independientes para evaluar alternativas, desde una mejora de oferta hasta opciones estratégicas adicionales.

La empresa señaló que Parex mostró interés únicamente en los activos colombianos, descartando los argentinos por su falta de experiencia en recursos no convencionales y su visión negativa respecto a operar en Argentina. Para GeoPark, estas limitaciones explican por qué Parex no pudo reflejar el verdadero valor de su portafolio regional.

El desencanto final llegó el 1 de diciembre, cuando el CEO de Parex comunicó que la empresa no consideraba elevar su oferta más allá de los US$9 por acción. A partir de ese momento, GeoPark abrió una comunicación directa con el directorio de Parex para que reconsiderara su posición.

Perspectivas: más EBITDA, menos deuda y dos motores de crecimiento

De cara a los próximos años, GeoPark proyecta más crecimiento. La compañía espera duplicar su EBITDA ajustado hacia 2028 gracias a una combinación de mayor producción, flujo de caja y diversificación geográfica.

En Colombia, el foco seguirá puesto en maximizar la producción y el cash flow del bloque Llanos 34 y otros activos estratégicos. GeoPark destacó que 2025 fue más sólido de lo previsto y que la producción alcanzó un punto de inflexión positivo antes de lo esperado. El crecimiento vendrá de técnicas de recuperación mejorada, optimización de base y resultados recientes de pozos.

En Argentina, el motor será Vaca Muerta. La compañía acelerará la perforación en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, con el objetivo de generar un salto en producción y caja. Para 2028, la formación no convencional neuquina se convertirá en una plataforma central dentro del portafolio de GeoPark.

La empresa reiteró que permanece abierta a recibir propuestas, siempre y cuando reflejen adecuadamente su valor actual y su potencial de largo plazo.