A cuánto bajó Vista el costo del barril de producción

Vista Energy continúa fortaleciendo su posición en Vaca Muerta con una estrategia enfocada en expansión, optimización operativa y sostenibilidad. A través de inversiones clave y una gestión eficiente de costos, la compañía logró potenciar su desarrollo en shale oil, asegurando una operación competitiva y alineada con los estándares ambientales del mercado.

La producción de Vista

En este marco, la empresa que lidera Miguel Galuccio alcanzó una producción de 85,3 Mboe/d en 2024, registrando un crecimiento interanual del 51%. La producción de petróleo aumentó un 52%, llegando a 73,5 Mbbl/d. Este avance fue impulsado por la conexión de 50 nuevos pozos, un 62% más que en 2023.

La productividad de los nuevos pozos se mantuvo alineada con las expectativas, consolidando el éxito del desarrollo de shale oil en Vaca Muerta.

El crecimiento no solo fue interanual, sino también secuencial. En el último trimestre, la producción total creció un 17% respecto al trimestre anterior, mientras que la producción de petróleo aumentó un 16%. Este desempeño refleja la capacidad de la compañía para escalar su operación sin comprometer la eficiencia.

Vista acelera en su producción de shale oil.

Eficiencia operativa

Los ingresos anuales de Vista crecieron un 52%, alcanzando los 471 millones de dólares en el cuarto trimestre. El incremento fue impulsado por la mayor producción y el fortalecimiento de su presencia en los mercados de exportación, con un 55% de los ingresos totales provenientes de exportaciones.

Uno de los indicadores donde ponen el foco las compañías en Vaca Muerta es el costo de levantamiento por barril (lifting cost), que es un indicador que mide los costos operativos directos necesarios para extraer un barril de petróleo. Incluye gastos de producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en el campo, pero excluye costos como amortización, impuestos, regalías y gastos comerciales.

A pesar del incremento en la actividad, la empresa mantuvo bajos costos operativos. El costo de levantamiento se situó en 4,7 dólares por barril, un indicador clave de eficiencia.

La compañía cerró el año con un flujo de caja libre de 57 millones de dólares, reflejando una estrategia financiera equilibrada entre inversión y rentabilidad.

Vista también consolidó su posición financiera con una relación de apalancamiento de 0,63x EBITDA, asegurando recursos para su expansión en 2025. En términos de inversión, destinó 340 millones de dólares en CAPEX, reafirmando su apuesta por el crecimiento sostenido.

Sostenibilidad y proyección

En línea con su compromiso ambiental, la empresa logró reducir su intensidad de emisiones en un 44%, alcanzando 8,8 kg CO₂e/boe. Entre sus iniciativas destacan la adopción de energía renovable, mejoras en recuperación de vapores y la construcción de nuevos gasoductos para optimizar la evacuación de gas.

Para 2025, Vista busca asegurar un crecimiento continuo con la incorporación de su tercer equipo de perforación y la expansión de su capacidad de tratamiento de crudo a 90 Mbbl/d. También ha firmado acuerdos estratégicos para fortalecer la logística de transporte, garantizando la colocación eficiente de su producción.

Pampa Energía alcanzó un récord histórico en su producción de gas

Pampa Energía presentó este jueves ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Crecimiento en su producción de gas y energía eléctrica, avances en el desarrollo de Rincón de Aranda y su solidez financiera fueron los puntos más destacados.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, dijo: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”. “Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016” agregó.

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.

La meta de Pampa

Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento Rincón de Aranda, donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Actualmente, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

Por último, Pampa afirmó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.

Neuquén inició 2025 con un aumento del 12% en la producción de gas

Neuquén comenzó el 2025 de la mejor manera. La producción de gas registró un incremento del 12,38% en enero con respecto a diciembre. La provincia alcanzó una producción de 92,42 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), lo que representa un incremento del 12,38% respecto a diciembre de 2024 y un 12,89% más en comparación con enero de 2024.

Las áreas que más contribuyeron al alza fueron Fortín de Piedra, Rincón del Mangrullo, Loma La Lata-Sierra Barrosa, Aguada de La Arena y Aguada Pichana Este.

La producción de petróleo neuquino alcanzó los 462.641 barriles diarios (bbl/d) en enero, un 1,03 % menos que en diciembre de 2024. Sin embargo, la comparación interanual resalta un aumento del 23,41% respecto a enero del año pasado, correspondiendo al mismo valor en producción acumulada anual.

La disminución mensual se atribuye a menores volúmenes en las áreas La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste, El Trapial Este, Coirón Amargo Suroeste y Lindero Atravesado.

Además, se destacó que la extracción no convencional representa el 95,17% de la producción total de petróleo y el 87,80% de la producción de gas en la provincia.

Otro indicador en verde para Neuquén

El shale también registró otro índice positivo. La roca madre contabilizó 1761 punciones en enero y ya rompió la marca histórica registrada en 2024.

Según el informe del country manager de la firma NCS Multistage, Luciano Fucello, las operadoras lograron superar el techo alcanzado en junio del año pasado cuando se contabilizaron 1703 operaciones, una cifra sorprendente para el shale argentino. Sin embargo, el primer mes del 2025 ya cuenta con un nuevo récord por romper.

En el detalle de las punciones se establece que YPF sigue liderando ampliamente la actividad en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 879 fracturas, lo que representa el 51% de las operaciones realizadas en enero.

Vista Energy es otra de las operadoras que continúa con sus altos niveles de tareas en el shale. La compañía liderada por Miguel Galuccio desarrolló 162 fracturas.

Pluspetrol se sumó al podio y sigue despertando expectativas luego de adquirir los activos de ExxonMobil. La compañía sumó 167 punciones.

Un escalón más abajo se ubicó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint sumó 166 etapas de fracturas.

De las supermajors que registran actividad en Vaca Muerta, Chevron sigue siendo la mejor posicionada. La compañía estadounidense registró 164 fracturas.

Asimismo, Pan American Energy (PAE) realizó 103 punciones, TotalEnergies contabilizó 46 y Phoenix sumó 31.

Cuándo será el boom productivo de Vaca Muerta

¿Qué falta para vivir el gran boom productivo de Vaca Muerta? ¿Cuál es la situación de las rutas del shale? ¿Puede llegar a afectar los despidos en Chubut y Santa Cruz en la Cuenca Neuquina? Todas esas inquietudes fueron contestadas por Marcelo Rucci.

El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa brindó un panorama de la industria hidrocarburífera donde dejó asentado cuándo se dará un salto cuantitativo en la producción.

“Creo que este año no va a ser el año del gran boom de Vaca Muerta. Creo que va a ser cuando se terminen los oleoductos y los gasoductos, donde se pueda poner en servicio muchos de los pozos que se están perforando y que puedan sacar el petróleo y el gas, que tengan la capacidad de sacarlo”, subrayó el dirigente gremial.

“Yo creo que primero (las compañías) están viendo de terminar con todo ese tipo de cañerías que tienen para evacuar todo el petróleo y el gas”, agregó.

En diálogo con AM Cumbre, Rucci sostuvo que este año tendrán más protagonismo los trabajadores nucleados en la UOCRA. “Después, creo que esto sí va a tomar un impulso grande en la industria petrolera. Pero recién en 2026 sería como el año más productivo. Yo creo que una vez terminado las obras, no sé qué plazos tienen de terminación lo que están haciendo, pero yo estimo que será menor a un año”, destacó.

Las rutas de Vaca Muerta

Uno de los temas que más preocupa a los trabajadores de la industria es el estado de las rutas que conectan a los diferentes yacimientos de la región.

El dirigente gremial ponderó el Gobierno de Neuquén y las operadoras están trabajando para empezar a asfaltar los caminos que hoy son de tierra. “Nosotros lo que estamos viendo es que los caminos estén en condiciones, tanto las rutas como los caminos internos. Hemos visto que están trabajando”, afirmó.

Marcelo Rucci advirtió que los aumentos no estarán por debajo de la inflación.

“Yo tengo previsto hacer un nuevo recorrido por todas las zonas que anduvimos y por otras zonas también. Y con la decisión tomada de que los caminos que no estén en condiciones no vamos a poner en riesgo la vida de nuestros compañeros”, aseveró.

“Hay un gran trabajo por hacer. No deberíamos ser nosotros que visualicemos o que nos pongamos a hacer un trabajo que lo tienen que hacer las mismas operadoras, pero nosotros vamos a cuidar la vida de nuestros trabajadores, porque si los caminos no están en condiciones, no se va a poder transitar”, evaluó.

Los despidos en el convencional

Rucci también se refirió a la situación que están viviendo Chubut y Santa Cruz, que atraviesan un panorama complicado ante el retiro de empresas, caída de producción y telegramas de despidos. Sin embargo, descartó que esas medidas se puedan replicar en Neuquén.

“Lamentamos mucho lo que están pasando los compañeros del sur. Obviamente cada vez que hay despido significa gente que va a quedar en una situación muy difícil. Esa situación no la tenemos acá, no la tenemos con Halliburton. Hay algunas empresas que están en situaciones difíciles, pero estamos viendo a ver cómo se sale adelante”, aseguró.

“Creo que las situaciones son totalmente diferentes. Ellos están en un proceso de desinversión, se han ido empresas importantes como YPF, y acá es otra la situación donde piensan invertir y donde muchas de las grandes empresas, productoras sobre todo, están poniendo la mirada, así que son situaciones distintas”, subrayó.

Los bloques convencionales que compiten con los arietes de Vaca Muerta

El 2024 significó alcanzar nuevas metas en materia hidrocarburífera. Vaca Muerta no solo impulsó la producción nacional, sino que permitió compensar el declino de los bloques convencionales. El shale posee 8 de las 10 áreas más productivas del país, pero hay dos campos de la Cuenca del Golfo San Jorge que dan lucha al potencial del no convencional.

Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por eolomedia demuestran que el bloque más productivo del país es Loma Campana. El campo explotado por YPF y que marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta en el país logró una producción de 82.348 barriles diarios (bbl/d), representando el 11,77% del total nacional.

El segundo bloque más productivo es Cerro Dragón. La mítica área operada por Pan American Energy (PAE) en Chubut logró una producción de 67.574 bbl/d, lo que equivale al 9,66% del total nacional.

El tercer puesto lo ocupa otro tanque de YPF: La Amarga Chica. El bloque estableció una producción de 65.097 bbl/d, lo que representa el 9,31% del total.

Uno de los cambios más significativos en la lista es el ascenso de Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, que se posiciona en el cuarto lugar con 49.386 bbl/d, subiendo una posición con respecto a 2023. En contraste, Bandurria Sur, operado por YPF, descendió un puesto, ubicándose en la quinta posición con 47.211 bbl/d.

Un escalón más abajo aparece otra figura del convencional. Manantiales Berh estableció una producción 23.783 bbl/d gracias a la implementación de recuperación terciaria. El proyecto ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge es un faro en la implementación de polímeros y podría marcar el camino del futuro del convencional.

Una supermajors que se anota en el Top 10 es Shell. La compañía anglo-holandesa acumuló 14.695 bbl/d en su nave insignia Cruz de Lorena.

Otro caso destacado es el La Calera, operado por Pluspetrol, que escaló 14 posiciones para ubicarse en el octavo lugar con 14.221 bbl/d.

En el noveno y décimo lugar se encuentran Lindero Atravesado (Pan American Energy) y Chachahuen Sur (YPF), con producciones de 11.940 y 11.407 bb/d, respectivamente.

Los mercados que conquistó el litio argentino

Si bien Vaca Muerta es el centro de atención de la industria, la minería es un ariete que avanza a toda velocidad. El 2024 cerró con exportaciones mineras por un total de 4.647 millones de dólares, consolidando al país como uno de los principales proveedores de minerales a nivel mundial. Dentro de este sector, el litio se posicionó como el segundo mineral más exportado, con envíos al exterior por 631 millones de dólares. Así quedó establecido en el informe “Exportaciones Mineras de Argentina”, que elabora la Secretaría de Minería de la Nación.

El dato que contrasta esa ventana es que ese monto representó una caída del 25,7% interanual debido a la baja en los precios internacionales. Pese a esta disminución en valor, el volumen exportado de litio experimentó un aumento del 54%, reflejando un crecimiento en la producción y la demanda global.

Durante diciembre de 2024, las exportaciones de litio alcanzaron los 66 millones de dólares, con una caída del 32,9% interanual en términos monetarios. A pesar de este descenso, el litio logró ubicarse en el segundo puesto entre los minerales más exportados del mes, subiendo un escalón respecto a noviembre. Este comportamiento se explicó, principalmente, por la caída en los precios internacionales del mineral, mientras que la demanda y producción continúan en ascenso.

El mercado del litio

Las exportaciones de litio argentino están concentradas en pocos mercados. En 2024, el 94% de los envíos tuvieron como destino a China, Estados Unidos, Corea del Sur y Alemania.

China lideró las importaciones de litio argentino con el 67% del total, reflejando un crecimiento del 56% interanual en su participación dentro del mercado.

Estados Unidos recibió el 14% de las exportaciones de litio, consolidándose como el segundo destino más importante. Mientras que Corea del Sur representó el 10%, aunque con una caída del 32% interanual.

Asimismo, Japón, que en 2023 tuvo un rol destacado, redujo sus compras en un 85%, cediendo terreno a otros mercados.

El crecimiento de China como destino clave para el litio argentino demuestra la creciente demanda del gigante asiático por este recurso estratégico, fundamental para la fabricación de baterías de vehículos eléctricos y almacenamiento de energía.

Impacto en la industria minera argentina

En tanto, las exportaciones mineras en su conjunto representaron el 5,9% del total de las exportaciones argentinas en 2024, marcando un incremento del 14,4% interanual. Dentro de este rubro, el litio ocupó un rol clave en el desempeño del sector, aunque con una menor incidencia respecto al oro y la plata.

Pese a la caída en el valor de las exportaciones de litio, Argentina sigue consolidándose como un actor estratégico en el mercado global. La expansión de nuevos proyectos y la creciente inversión en infraestructura permitirán potenciar la producción y exportación del mineral en los próximos años.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca histórica en producción

Vaca Muerta arrancó el 2025 como nos tiene acostumbrados: registrando un nuevo récord en la actividad hidrocarburífera. La roca madre contabilizó 1761 punciones en enero y ya rompió la marca histórica registrada en 2024.

Según el informe del country manager de la firma NCS Multistage, Luciano Fucello, las operadoras lograron superar el techo alcanzado en junio del año pasado cuando se contabilizaron 1703 operaciones, una cifra sorprendente para el shale argentino. Sin embargo, el primer mes del 2025 ya cuenta con un nuevo récord por romper.

En el detalle de las punciones se establece que YPF sigue liderando ampliamente la actividad en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 879 fracturas, lo que representa el 51% de las operaciones realizadas en enero.

Vista Energy es otra de las operadoras que continúa con sus altos niveles de tareas en el shale. La compañía liderada por Miguel Galuccio desarrolló 162 fracturas.

Pluspetrol se sumó al podio y sigue despertando expectativas luego de adquirir los activos de ExxonMobil. La compañía sumó 167 punciones.

Un escalón más abajo se ubicó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint sumó 166 etapas de fracturas.

De las supermajors que registran actividad en Vaca Muerta, Chevron sigue siendo la mejor posicionada. La compañía estadounidense registró 164 fracturas.

Asimismo, Pan American Energy (PAE) realizó 103 punciones, TotalEnergies contabilizó 46 y Phoenix sumó 31.

Servicios en Vaca Muerta

El trabajo del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros describe que el sector de las empresas de servicio no hubo mayores novedades. Halliburton y SLB concentran el grueso de la actividad en la formación no convencional.

Los trabajadores de mamelucos rojos realizaron 610 punciones y sus pares de overol azul realizaron 595 etapas de fractura. El dato para seguir durante este 2025 es que SLB puede arrebatarle a Halliburton como la más operativa en el shale argentino.

Tenaris también registró una suba de sus tareas. La compañía hermana de Tecpetrol realizó 243 etapas de fractura. Otra compañía que también tuvo un correcto desempeño fue Weatherford con 167 punciones. El registro fue cerrado por Calfrac con 103 operaciones.

Un año para superar

Tal como informó eolomedia, el 2024 fue, sin lugar a duda, un año bisagra para Vaca Muerta. La actividad tocó valores históricos y la producción alcanzó valores top de la mano del desarrollo de los proyectos.

Según el informe del country manager de la firma NCS Multistage se realizaron 17796 punciones en el segmento shale en todo el 2024. Esto implica un 20% ya que en todo el 2023 se contabilizaron 14722 fracturas.

Estas cifras cumplieron con las proyecciones que se hicieron en octubre de 2023 cuando se estimaba que la formación de la Cuenca Neuquina estaría cerca de las 18 mil etapas de fractura.

Vaca Muerta fue la clave de un 2024 récord en materia petrolera

Durante 2024, la producción de hidrocarburos de Argentina alcanzó valores que no se registraban desde hace más de 15 años. En petróleo, el país generó 256.268.454 barriles, la mayor producción desde 2003. Por su parte, el gas alcanzó los 50.726.747 m3, la producción más alta desde 2006. Vaca Muerta como palabra clave del éxito.

La producción de petróleo del 2024, en promedio, fue de 717,1 miles de barriles diarios, lo que significa un crecimiento de un 11% interanual. En particular, en el mes de diciembre se generaron 765,6 barriles diarios, 11,5% más con respecto al mes anterior.

Por su parte, en el gas, la producción del último mes de 2024 fue de 124,4 MMm3/día, lo que significó un incremento de 9% con respecto a diciembre de 2023.

El impacto de Vaca Muerta

Muchos de estos datos se explican por el creciente desarrollo del no convencional en el país. De hecho, la producción de Vaca Muerta representó 54,9% de toda la producción de petróleo y 50,1% del gas a nivel nacional. En diciembre, sólo en Vaca Muerta se produjeron 446,9 miles de barriles diarios de crudo, lo que significó un crecimiento interanual de 26,9%.

Según los últimos datos proporcionados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales, este volumen representa un incremento del 1,87% en comparación con noviembre de 2024, y un notable aumento del 22,56% respecto al mismo mes del año anterior, diciembre de 2023. Además, la producción acumulada durante el año 2024 fue un 24,03% superior a la registrada en el mismo período de 2023.

El crecimiento sostenido de la producción petrolera de Neuquén se debe en gran medida al desempeño destacado de varios de sus yacimientos más relevantes. Entre los que impulsaron este aumento se encuentran Bandurria Sur, con 4.695 barriles diarios; Aguada del Chañar, que aportó 1.950 bbl/d; Loma La Lata – Sierra Barrosa, con 1.375 bbl/d; y Fortín de Piedra, que contribuyó con 1.326 bbl/d. Estos campos, junto con otros en la región, siguen siendo fundamentales para el crecimiento de la producción de hidrocarburos en la provincia.

Cómo le fue a gas

En cuanto al gas, diciembre de 2024 cerró con una producción de 82,24 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d). Si bien se observó una leve caída del 1,74% en relación con noviembre de 2024, la comparación interanual muestra un significativo aumento del 13,36%. De este modo, la producción acumulada de gas durante el 2024 también superó en un 11,2% la registrada en 2023.

La disminución en la producción mensual se debió principalmente a una reducción de la demanda, que afectó a campos como Rincón del Mangrullo, con una baja de 2,55 MMm³/d, y Sierra Chata, con 0,88 MMm³/d menos. A pesar de este ajuste temporal, el gas sigue siendo un recurso clave para la provincia, con perspectivas de crecimiento a largo plazo.

Uno de los aspectos más destacados de los resultados de diciembre es que la producción no convencional continúa siendo la principal fuente de extracción en Neuquén. El petróleo no convencional representó el 95,25% de la producción total de la provincia, mientras que el 87,57% de la producción de gas provino de este tipo de yacimientos.

Río Negro otorgó la prórroga de seis bloques a Petróleos Sudamericanos

La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro firmó dos nuevos acuerdos de prórroga hidrocarburífera con Petróleos Sudamericanos S.A. (PS), en uno de los casos en sociedad con JCR S.A., para la explotación de seis áreas ubicadas al norte de la provincia.

Los convenios incluyen inversiones totales por casi 96 millones de dólares y un bono de prórroga más aporte al desarrollo social de 8,2 millones de dólares. Próximamente, los acuerdos serán remitidos a la Legislatura para su aprobación.

El acto se llevó a cabo en la sede de la Secretaría en Cipolletti, donde el titular del área, junto a representantes de las concesionarias, rubricaron los acuerdos que extienden por diez años las concesiones en los bloques “Centro Este”, “Loma Montosa Oeste”, “Bajo del Piche”, “Barranca de los Loros”, “El Medanito” y “El Santiagueño”.

La promesa para Río Negro

Estas áreas, con una producción consolidada a noviembre de 2024 de 2.275 barriles diarios de petróleo equivalente (BOE), son clave para la matriz energética provincial. En conjunto, representan el 9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino.

Entre los compromisos asumidos por las empresas destacan un plan de inversiones por 95,69 millones de dólares, que incluye la perforación de 9 pozos, más de 70 intervenciones en pozos existentes y obras de infraestructura para mejorar la capacidad extractiva.

“Estos nuevos acuerdos son fundamentales para fortalecer la actividad hidrocarburífera en nuestra provincia, no sólo por la inversión que impulsará el desarrollo de las áreas, sino también por el impacto directo en el empleo local y las oportunidades que generarán para las empresas rionegrinas, especialmente en servicios asociados a la industria”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.

Por su parte, el representante de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto, explicó que “este acuerdo representa diez años más de concesión que nos permitirán viabilizar las inversiones pendientes y seguir trabajando para mantener la curva de producción en la provincia. Una vez que la Legislatura lo ratifique, comenzaremos una campaña de perforación y desarrollo en El Santiagueño y avanzaremos con reparaciones en Medanito y Centro Oeste, priorizando siempre la mano de obra local y reforzando nuestra relación con la comunidad de Catriel”.

Los acuerdos seguirán ahora el mismo camino que los dos ya aprobados a fin de año por la Legislatura para otras áreas, y que marcan una política provincial orientada a consolidar la actividad hidrocarburífera como motor económico, promoviendo inversiones sostenibles y priorizando el empleo local. En breve serán elevados por el Gobernador Alberto Weretilneck al ámbito legislativo para su tratamiento.

Datos clave de los acuerdos firmados

  • Inversión total: 95,69 millones de dólares.
  • Bono de prórroga + Aporte al Desarrollo Social: 8,2 millones de dólares.
  • Producción actual áreas: 2.275 BOE/día (9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino).
  • Áreas involucradas: “Centro Este”, “Loma Montosa Oeste”, “Bajo del Piche”, “Barranca de los Loros”, “El Medanito” y “El Santiagueño”.
  • Plazo de prórroga: 10 años, hasta 2036 y 2037 según el bloque.

CGC: el aumento de costos de producción impactó en el EBITDA

La Compañía General de Combustibles (CGC) ha reportado una reducción en su EBITDA ajustado durante el tercer trimestre de 2024, reflejando los desafíos operativos que enfrenta en un entorno de costos crecientes.

El EBITDA ajustado con dividendos cobrados ascendió a $56.802 millones para el tercer trimestre, mientras que para los primeros nueve meses del año alcanzó los $196.452 millones. No obstante, la cifra trimestral representa una disminución significativa de $52.883 millones en comparación con el mismo período de 2023. Según el informe de la compañía, esta caída responde principalmente a un incremento en los costos de producción.

Impacto en la producción

A pesar de esta baja en el EBITDA, la producción total de CGC se mantuvo estable con 786,91 Mm³ equivalentes de petróleo y gas en los primeros nueve meses de 2024, apenas un 0,1% inferior al mismo período del año anterior. Los hidrocarburos líquidos representaron el 42% del volumen total producido, mientras que el gas natural contribuyó con el 58%.

La compañía mantuvo su compromiso con el transporte de gas natural, con un volumen de 7.164,20 millones de metros cúbicos transportados durante el trimestre, lo que representa una disminución del 2% interanual. La compañía participa en importantes proyectos troncales a través de Transportadora de Gas del Norte S.A., Gasoducto GasAndes S.A. (Argentina y Chile) y Transportadora de Gas del Mercosur S.A.

Inversiones clave y nuevos desarrollos

Asimismo, CGC ha intensificado sus esfuerzos en exploración y producción, operando con cuatro equipos de perforación en las Cuencas del Golfo de San Jorge y Austral. Este año destaca como un período récord, con la perforación de 79 nuevos pozos, 13 de ellos con fines exploratorios.

En línea con el Plan de Producción Federal 2023-2028, CGC amplió su capacidad de producción de gas en la Cuenca Austral, aprovechando los altos precios del gas natural licuado (GNL) y la creciente demanda interna.

Entre los hitos financieros del trimestre, destacan: la emisión de Obligaciones Negociables Clase 36, por un total de 68,26 millones de dólares, destinadas a refinanciar pasivos e invertir en proyectos de hidrocarburos; y una tercera adenda a su préstamo sindicado, incluyendo a un nuevo prestamista y ampliando el monto en 5 millones de dólares.

Perspectivas 2024

CGC proyecta un año de consolidación, manteniendo altos niveles de inversión para potenciar su capacidad productiva. Sin embargo, la compañía anticipa posibles desafíos relacionados con la inflación, la estabilidad del mercado cambiario y el acceso al financiamiento. Para contrarrestar estos riesgos, se enfocará en optimizar su estructura de capital y buscar nuevas fuentes de financiamiento.