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RIGI

Rincón de Aranda fue declarado como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo

La aprobación del RIGI para el proyecto de Pampa Energía en Rincón de Aranda marca un paso decisivo para uno de los desarrollos de Vaca Muerta que más creció durante el último año. El Ministerio de Economía oficializó la adhesión mediante la Resolución 1025/2026 y calificó la iniciativa como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo.

La iniciativa contempla una inversión estimada de U$S 4.522 millones que se ejecutará hasta 2041. El plan incluye la perforación y completación de 259 pozos horizontales, una nueva planta de tratamiento para petróleo y gas, además de la infraestructura necesaria para transportar la producción desde el área.

El proyecto fue presentado por la sucursal dedicada de Pampa Energía para Rincón de Aranda y, de acuerdo con la normativa vigente, únicamente los nuevos pozos que se perforen después de la adhesión quedarán alcanzados por los beneficios del régimen. Los pozos actualmente en producción permanecen excluidos.

El proyecto apunta a acelerar la producción de shale oil

El desarrollo se llevará adelante sobre un bloque de 237 kilómetros cuadrados ubicado en Vaca Muerta. La planificación contempla ramas laterales de hasta 3.000 metros distribuidas en tres niveles productivos, una configuración que busca maximizar el aprovechamiento del reservorio.

Además de los pozos, el plan incorpora una planta con capacidad para procesar 45.000 barriles diarios de petróleo y 800.000 metros cúbicos diarios de gas. También prevé la construcción de oleoductos, gasoductos y las instalaciones necesarias para la disposición del agua utilizada durante las operaciones de fractura hidráulica.

Desde Pampa Energía destacaron que: “La aprobación del RIGI es muy importante porque nos permite acelerar las inversiones. Podremos desarrollar la parte norte del área, acelerar el ramp-up y extender el plateau de producción“.

Rincón de Aranda es la gran apuesta de Pampa Energía en Vaca Muerta.

Exportaciones por U$S 17.000 millones y nuevos empleos

Según la presentación realizada por la compañía ante la Comisión Nacional de Valores, el objetivo es destinar el 100% del petróleo producido al mercado internacional. Bajo ese escenario, las exportaciones acumuladas durante la vida útil del proyecto alcanzarían unos U$S 17.000 millones.

La aprobación llega cuando Rincón de Aranda atraviesa una etapa de fuerte expansión. Durante 2025, el bloque pasó de producir menos de 1.000 barriles diarios a acercarse a los 20.000 barriles diarios, convirtiéndose en el principal motor del crecimiento petrolero de Pampa Energía.

Para 2026, la empresa prevé destinar alrededor de U$S 770 millones exclusivamente al desarrollo del área. El programa contempla perforar 20 nuevos pozos y completar otros 35, apoyado en un costo de extracción cercano a los U$S 10 por barril, uno de los más competitivos de Vaca Muerta.

Las proyecciones de la compañía apuntan a elevar la producción desde los actuales 19.000 barriles diarios hasta unos 25.000 barriles diarios durante los primeros meses del año y alcanzar cerca de 28.000 barriles diarios con la incorporación de una planta de procesamiento temporal. El objetivo de largo plazo es consolidar una meseta cercana a 45.000 barriles diarios hacia 2027.

 

Vaca Muerta: GeoPark suma un rig dedicado por tres años y avanza con el fracking en Loma Jarillosa Este

GeoPark cerró el segundo trimestre de 2026 con una producción consolidada de 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto al trimestre anterior. Pero el dato que la compañía quiso destacar no está en Colombia, donde concentra la mayor parte de su operación, sino en Vaca Muerta.

Ahí la producción todavía es chica, apenas 1.400 barriles diarios, casi igual que en el primer trimestre. El número no dice mucho por sí solo. Lo que cambia es el ritmo de obra: durante el trimestre la empresa terminó de perforar tres pozos horizontales nuevos en el Pad 1030, dentro del bloque Loma Jarillosa Este.

Cada sección horizontal demandó en promedio 14,2 días de perforación, con una extensión lateral de 2.450 metros. Son cifras que en la jerga del sector marcan eficiencia: menos días de rig significan menos costo por pozo, algo clave para sostener un desarrollo masivo en Vaca Muerta.

H&P y GeoPark sellan un acuerdo para desplegar un nuevo equipo de perforación en Vaca Muerta

El fracking avanza, la producción todavía espera

La campaña de fractura hidráulica en esos cinco pozos del Pad 1030 llevaba, a fines de junio, 119 de las 218 etapas planificadas. Es decir, poco más de la mitad del trabajo. Recién cuando termine esa fase la compañía podrá empezar a poner esos pozos en producción real.

GeoPark también perforó dos pozos verticales adicionales, pensados para disposición de agua y monitoreo. No suman producción, pero son parte de la infraestructura que necesita cualquier desarrollo no convencional para funcionar sin sobresaltos operativos ni ambientales.

Un dato que destrabó buena parte de este avance: la Evaluación de Impacto Ambiental de Loma Jarillosa Este quedó aprobada en junio. Con ese permiso en mano, la empresa puede avanzar con toda la perforación futura prevista para el bloque sin depender de autorizaciones puntuales.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

 

Un rig propio por tres años

La noticia más concreta del trimestre fue el contrato firmado con Helmerich & Payne: un acuerdo por tres años para tener un equipo de perforación dedicado, con sus servicios asociados, para desarrollar Loma Jarillosa Este y también Puesto Silva Oeste. El primer pozo con ese rig arrancaría a fines del cuarto trimestre.

Tener un rig asegurado por tres años cambia la lógica de planificación. GeoPark ya no depende de conseguir equipo disponible en un mercado que en Vaca Muerta suele estar bastante ajustado, sobre todo cuando varias operadoras compiten por los mismos contratistas al mismo tiempo.

En paralelo, la compañía firmó acuerdos con Pan American Energy para procesamiento y exportación de crudo, con vigencia hasta fines de 2027 y opción de extenderlo. El convenio de exportación le da acceso a los terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada, dos puntos clave para sacar producción desde la cuenca neuquina.

GeoPark comenzó a perforar en Vaca Muerta con una inversión de hasta USD 100 millones y apunta a multiplicar su producción en Neuquén.

La apuesta grande: el régimen RIGI

El movimiento con más impacto potencial todavía está en trámite. GeoPark, junto con Gas y Petróleo del Neuquén, presentó la solicitud para sumarse al RIGI, el régimen de incentivos para grandes inversiones que el gobierno argentino diseñó para atraer capital hacia proyectos de gran escala.

Si el ingreso al régimen se concreta, la compañía habla de una inversión superior a 1.000 millones de dólares para acelerar el desarrollo del hub no convencional. El objetivo declarado es pasar de 1.500 a 20.000 barriles diarios en un plazo de tres años, un salto de más de diez veces.

Es una meta ambiciosa incluso para los estándares de Vaca Muerta, donde varias compañías vienen anunciando planes de expansión agresivos. GeoPark deberá sostener el ritmo de perforación, completar el fracking pendiente y esperar definiciones regulatorias que todavía no están cerradas.

La compañía presentará sus resultados financieros del trimestre el 4 de agosto, con conferencia para inversores al día siguiente.

Vista Energy avanza con el RIGI y una inversión de US$5.800 millones en Bandurria Norte

Vista Energy formalizó ante el Gobierno la solicitud de adhesión al RIGI para desarrollar Bandurria Norte, un bloque de Vaca Muerta donde todavía no hay pozos en producción. El proyecto contempla una inversión de US$5.800 millones y marca un paso más en la expansión de la petrolera que fundó y preside Miguel Galuccio.

El área tiene 26.500 acres, unas 10.700 hectáreas, y está operada en su totalidad por Vista, que controla el 100% de la participación. Se trata, además, del primer desarrollo de la compañía por fuera de su hub operativo tradicional en la cuenca neuquina, un dato que no pasó desapercibido entre los analistas del sector.

La presentación se dio el mismo día en que el Gobierno aprobó otro proyecto RIGI, el de Pampa Energía para Rincón de Aranda, por US$4.500 millones. Dos anuncios que confirman el ritmo que está tomando el régimen de grandes inversiones en Vaca Muerta durante este año.

Un plan que apunta a 332 pozos nuevos

El proyecto de Bandurria Norte prevé la perforación y completación de 332 pozos nuevos, con el objetivo de llegar a una producción de alrededor de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Es una escala considerable para un bloque que hoy arranca de cero.

A eso se suma un paquete de infraestructura pensado para sostener esa producción: una batería con capacidad para procesar cerca de 40.000 barriles de petróleo, una estación compresora, más oleoductos y gasoductos que conecten el área con el resto del sistema de transporte.

Nada de esto es sorpresa, en realidad. Galuccio ya había anticipado la jugada en abril, durante la presentación de resultados del primer trimestre, cuando habló de dos proyectos en danza para el RIGI: Bandurria Norte y Aguada Mora.

Una petrolera que no deja de crecer

Vista llega a este anuncio consolidada como el principal productor independiente de petróleo del país y el mayor exportador de crudo. No es un dato menor para entender por qué apuesta a un bloque nuevo, con toda la incertidumbre que eso implica.

Los números del segundo trimestre de 2026 acompañan esa lectura: la producción total llegó a 156.000 boe/d, un 32% más que un año atrás, mientras los ingresos treparon a US$1.150 millones, un 89% por encima del mismo período de 2025.

Ese crecimiento no fue orgánico solamente. Este año Vista sumó los activos de Petronas en La Amarga Chica y también los de Equinor en la cuenca, dos operaciones que ampliaron su escala y reforzaron su base de reservas en Vaca Muerta.

Qué busca Vista Energy con el régimen

El atractivo del RIGI pasa por los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que ofrece a las grandes inversiones, algo que según Galuccio resulta clave para mejorar la rentabilidad de bloques que todavía no están desarrollados como Bandurria Norte.

Sin ese marco normativo, according to lo que planteó la propia compañía, el desarrollo masivo de este tipo de áreas recién se habría priorizado cerca de 2030. Ahora, el objetivo de Vista es acelerar ese calendario y sumar volumen exportable de crudo desde la Cuenca Neuquina.

Urea y amoníaco: cómo es el proyecto de US$2.700 millones que impulsa Pampa Energía

El Directorio de Pampa Energía dio el sí definitivo. La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores y a ByMA que aprobó la decisión final de inversión, conocida como FID, para el desarrollo de un complejo de producción de urea granulada que demandará una inversión cercana a los US$2.700 millones.

El proyecto está en manos de Fértil Pampa, la subsidiaria que la energética controla en un 100% y que viene trabajando en la iniciativa desde hace meses. La planta tendrá capacidad para producir 6.000 toneladas diarias de urea, unas 2.100.000 toneladas al año, además de amoníaco.

Antes de llegar a este punto, Fértil Pampa había pedido su ingreso al RIGI, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, y también al REPIE, el esquema bonaerense de inversiones estratégicas. Las solicitudes se presentaron el 21 de abril y el 10 de junio de este año, respectivamente.

Un contrato llave en mano con dos socios de peso

Para construir la planta, Fértil Pampa firmará un contrato EPC bajo la modalidad lump-sum, es decir, llave en mano. Los encargados de la obra serán Tecnimont SPA y SACDE S.A., que se quedaron con la adjudicación tras una licitación internacional abierta.

Según explicó la propia compañía, ambas empresas presentaron la oferta más competitiva desde el punto de vista técnico y económico, y cumplieron con todas las condiciones del pliego. El plazo de construcción estimado es de 41 meses desde el inicio de los trabajos.

El Directorio también resolvió aprobar el otorgamiento de garantías de la casa matriz a favor de los contratistas, un mecanismo habitual en este tipo de obras de gran escala. Pampa Energía aclaró que estas garantías corporativas no modifican su perfil de riesgo ni afectan sus compromisos financieros vigentes.

Pampa Energía sigue creciendo en Vaca Muerta.

Por qué SACDE activó un informe especial

Una de esas garantías se otorgará a favor de SACDE S.A., que es parte relacionada de Pampa Energía. Como el monto garantizado supera el 1% del patrimonio neto de la compañía, el Comité de Auditoría tuvo que emitir un informe bajo el artículo 72 de la Ley de Mercado de Capitales.

Ese comité concluyó que los términos de la garantía están dentro de las condiciones normales y habituales del mercado. El informe de partes relacionadas queda a disposición de los accionistas que quieran consultarlo en la sede social de la empresa.

El gas natural y la electricidad, dos insumos críticos para la planta, serán suministrados principalmente por la propia Pampa Energía. Entre ambos explican aproximadamente el 70% de la estructura de costos del proyecto, lo que explica por qué la compañía apuesta a integrar sus distintos negocios.

Un mercado regional que hoy depende de Medio Oriente

Sudamérica importa hoy unos 11,5 millones de toneladas de urea por año, tanto en la Argentina como en Brasil. Con esta planta, la región podría empezar a revertir ese déficit comercial estructural en fertilizantes que arrastra desde hace años.

Pampa Energía proyecta exportaciones por más de US$24.000 millones a lo largo de la vida útil del proyecto, además de una sustitución de importaciones que superaría los US$16.000 millones. La suma de ambos efectos generaría un superávit cambiario acumulado de más de US$40.000 millones.

Hoy, el 34% de las exportaciones globales de urea proviene de Medio Oriente, una región cuya oferta está cada vez más expuesta a la volatilidad de precios que generan los conflictos bélicos. Esa concentración es, para la compañía, uno de los argumentos centrales para justificar el proyecto.

Pampa Energía ingresa al negocio de los fertilizantes con una mega planta de urea en Bahía Blanca

Pampa Energía construirá una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial de Bahía Blanca, que hacia fines de 2029 producirá 2,1 millones de toneladas anuales de urea. Será el comienzo de un nuevo negocio para Pampa Energía y abrirá una nueva fuente de generación de divisas para el país, con un aporte estimado de alrededor de 1.000 millones de dólares anuales entre sustitución de importaciones y exportaciones.

La producción tendrá como principal mercado de exportación a Brasil, que importa entre 7 y 8 millones de toneladas de urea por año. El proyecto ya fue presentado para su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que “Es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica. Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo. Permitirá generar divisas, conquistar nuevos mercados y conectar el gas de Vaca Muerta con uno de los sectores más importantes de la economía argentina, como es el campo”.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

Los tiempos que proyecta Pampa Energía

Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto impulsará una importante generación de empleo y desarrollo para Bahía Blanca y su región. Durante la etapa de construcción demandará más de 3.500 puestos directos en su pico de obra, además de miles de empleos indirectos asociados a la cadena de valor. Una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región. Asimismo, ofrecerá oportunidades de incorporación a colaboradores de la compañía de otras áreas que deseen sumarse a este nuevo proyecto.

El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE. Tecnimont, líder global en ingeniería y ejecución de grandes proyectos industriales, se enfocará en las actividades de ingeniería y procurement, mientras que SACDE estará a cargo de la construcción. MAIRE combina las capacidades de ingeniería de proyectos de clase mundial de Tecnimont con el portafolio tecnológico líder de Nextchem —al frente de la Business Unit STS de MAIRE— para desarrollar proyectos industriales de gran escala a nivel global. Tecnimont cuenta con una sólida trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.

La tecnología será provista por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon y KBR, dos de las compañías líderes a nivel mundial en tecnologías para plantas de fertilizantes.

Pampa Energía sigue creciendo en Vaca Muerta.

Una oportunidad para Argentina

Alessandro Bernini, CEO de MAIRE, comentó: “Esta adjudicación marca nuestra entrada en Argentina, diversificando aún más nuestra presencia geográfica, y pone de relieve nuestra capacidad de integrar las reconocidas capacidades de ejecución de proyectos de Tecnimont con el portafolio tecnológico de Nextchem para desarrollar proyectos industriales de gran escala en todo el mundo. Nos enorgullece contribuir al desarrollo de este complejo estratégico de fertilizantes en la región, que apoyará la monetización de las reservas de gas natural en el sector downstream doméstico y, al mismo tiempo, fortalecerá la producción de fertilizantes del país.”

Además, se construirá una planta de desalinización para abastecer de agua a la operación, junto con nueva infraestructura portuaria que contribuirá a incrementar el volumen de operaciones del puerto de Bahía Blanca.

Con este proyecto, Pampa podrá monetizar el gas de Vaca Muerta y aumentar la producción más allá de la demanda local. En lugar de exportarlo como materia prima, con esta planta, Pampa sumará valor agregado al gas natural, reducirá la dependencia del país de proveedores externos y generará una nueva fuente de divisas.

El complejo se emplazará sobre 80 hectáreas dentro del área portuaria de Bahía Blanca, con conexión directa a los gasoductos de Vaca Muerta. Contará con una planta de amoníaco, dos líneas de producción de urea granulada con capacidad combinada de 6.000 toneladas diarias, silos de almacenamiento y sistemas de carga a camiones y buques para exportación.

Catamarca suma un nuevo gigante del litio: Tres Quebradas tendrá capacidad para 40.000 toneladas por año

Catamarca dio un nuevo paso en la carrera por el litio con la aprobación del proyecto de LIEX S.A. en el Salar Tres Quebradas, en Fiambalá. La iniciativa, que ingresó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), prevé una capacidad de producción de 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio y una inversión de 709 millones de dólares.

El anuncio fue realizado por el ministro de Economía, Luis Caputo, quien confirmó que el Comité Evaluador dio luz verde al proyecto minero. La planta será desarrollada en uno de los salares más importantes del oeste catamarqueño y apunta a consolidar a la provincia como uno de los polos litíferos más relevantes del país.

Además de la planta de procesamiento, el proyecto contempla la construcción de pozos de extracción de salmuera, ductos de transporte, sistemas de purificación, caminos internos, tuberías, instalaciones auxiliares y obras de control de inundaciones necesarias para la operación integral del complejo minero.

Las mineras quieren acelerar en Salta.

Un proyecto con casi dos décadas de producción

Según la información presentada ante el Comité Evaluador, el Salar Tres Quebradas cuenta con recursos suficientes para sostener más de 19 años de producción efectiva. Esa proyección es uno de los factores que respaldó la aprobación del proyecto dentro del régimen de incentivos para grandes inversiones.

La iniciativa también tendrá un fuerte impacto en el empleo. Entre las etapas de construcción y operación, se estima la generación de 4.406 puestos de trabajo directos e indirectos, una cifra significativa para Fiambalá y para la economía de Catamarca en general.

En términos de exportaciones, las estimaciones oficiales indican que el proyecto podría generar ingresos cercanos a los U$S 400 millones anuales una vez que alcance su capacidad plena de producción. El carbonato de litio es uno de los minerales más demandados por la industria global de baterías y vehículos eléctricos.

El litio argentino despierta expectativas en el mundo.

Catamarca suma otro proyecto estratégico bajo el RIGI

Con la incorporación de LIEX, Catamarca ya reúne varios proyectos mineros aprobados bajo el RIGI. En el Salar del Hombre Muerto, la australiana Galan Lithium opera desde abril la planta Hombre Muerto Oeste, con una capacidad de 12.000 toneladas anuales de carbonato de litio, mientras que Rio Tinto avanza con la expansión del proyecto Fénix.

LIEX es una subsidiaria de la minera china Zijin Mining y se convierte en el tercer proyecto litífero aprobado en la provincia dentro del nuevo esquema de incentivos. La empresa se suma a un escenario en el que Catamarca busca ampliar su participación en la producción de litio del noroeste argentino.

La actividad no se limita a Catamarca. Rio Tinto también desarrolla el Proyecto Rincón, en Salta, con una capacidad proyectada de 60.000 toneladas anuales de carbonato de litio grado batería. Junto con Jujuy, las tres provincias integran el llamado Triángulo del Litio, una de las regiones con mayores reservas de este mineral estratégico en el mundo.

VMOS: quiénes invierten, cuánto ganarán y por qué es la obra clave para Vaca Muerta

Hay un número que resume el problema de Vaca Muerta desde hace años: no falta petróleo, falta cómo sacarlo. Ese es exactamente el punto que ataca VMOS, la sigla que en los despachos petroleros ya se pronuncia con naturalidad y que significa Vaca Muerta Oil Sur.

VMOS es una sociedad anónima constituida originalmente por YPF, que hoy funciona como un consorcio estratégico integrado por las principales petroleras del país. Su misión es concreta: construir un oleoducto de 437 kilómetros que una Allen, en Río Negro, con la terminal de exportación de Punta Colorada.

El informe elaborado por los especialistas Débora Aramayo, Santiago Jerez y Bruno Simieli destacan que el trazado no es un detalle menor. Estamos hablando de caños de 30 pulgadas —762 milímetros— capaces de mover volúmenes que hasta hace poco parecían impensados para la Patagonia. En Punta Colorada, además, se levanta una terminal con monoboyas y una playa de tanques que permitirá cargar buques de gran porte.

Con perforación horizontal dirigida, el VMOS conecta Neuquén y Río Negro sin tocar el cauce del río.

Quién pone la plata y quién se queda con la torta

El reparto societario tiene una lógica clara: manda quien más produce. YPF concentra el 25% del consorcio, seguida por Pluspetrol con 17% y PAE con 11%. Vista Energy, Pampa Energía y Chevron tienen 10% cada una, mientras que Shell y Tecpetrol suman 8% cada una y GyP cierra con el 1% restante.

La inversión total ronda los US$ 3.000 millones, y ahí aparece otro dato que no es menor: VMOS fue el primer vehículo de proyecto único en presentarse para acceder a los beneficios del RIGI, el régimen que promete estabilidad normativa por 30 años. El 30% del capital sale del bolsillo de las socias.

El 70% restante llega vía créditos internacionales, con Citi, JP Morgan y Santander como los bancos que financian la obra. Es la clase de estructura que en la city porteña se lee como una señal: si la banca internacional apuesta a treinta años, algo del riesgo país argentino empieza a moverse en otra dirección.

Un cronograma que ya tiene fecha de arranque

Las exportaciones no arrancan de un día para el otro. La etapa inicial está prevista para diciembre de 2026, con una capacidad de 180.000 barriles diarios. Para marzo de 2027 ese número debería subir a 390.000, y recién en el segundo semestre de ese año se llegaría a la capacidad contratada plena: 550.000 barriles por día.

Ese techo, además, no es definitivo. El propio consorcio dejó la puerta abierta para ampliar la capacidad hasta 700.000 barriles diarios si la demanda lo justifica. YPF, Pan American Energy, Vista y Pampa ya comprometieron cerca de 275.000 barriles diarios, y VMOS ofreció opciones a Chevron, Pluspetrol y Shell por otros 230.000.

Lo interesante es leer estos números junto al beneficio impositivo que trae el RIGI: baja de Ganancias del 35% al 25%, amortización acelerada, exención de derechos de importación y de exportación pasados los tres años, y regalías que se negocian entre el 13% y el 17%. Ese combo es, en el fondo, lo que hizo viable el proyecto.

El VMOS completó su última soldadura automática

Lo que está en juego si el barril sostiene los US$ 80

Acá conviene hacer un ejercicio simple. Con un crudo a US$ 80 el barril, un costo de producción de US$ 45, regalías del 15% y el resto de las cargas impositivas, la ganancia neta por barril bajo este esquema queda en US$ 14,25. No suena a fortuna, pero multiplicado por volumen cambia la escala.

En la etapa final, con 550.000 barriles diarios, los ingresos brutos anualizados treparían a US$ 16.060 millones y la ganancia neta rondaría los US$ 2.861 millones. Para YPF, que se queda con la porción más grande, eso implica sumar unos US$ 715 millones anuales solo por este negocio.

Puesto en otra escala: operar VMOS a capacidad plena equivaldría, para YPF, a sumar cerca de un 20% a sus ventas de 2025, que fueron de US$ 18.000 millones. Y el salto en la capacidad de evacuación de crudo argentino sería de más del 18% frente a 2025 y del 20% frente a 2024.

Nadie en el sector duda de que la producción de Vaca Muerta puede crecer más rápido que la infraestructura que la conecta con el mar. Ese desfasaje es, hoy, el verdadero límite. VMOS no resuelve todo, pero sí abre una vía de salida propia, independiente, que hasta hace poco no existía en los planos de nadie.

“Vaca Muerta decide quién gana, no el precio del Brent”

Todo arranca con un solo pozo. Uno de tipo estándar en Vaca Muerta produce cerca de 1,05 millones de barriles, cuesta unos 15 millones de dólares perforarlo y da una rentabilidad en dólares del 15% si el crudo se mantiene cerca de los 48 dólares el barril. Pero esa cuenta esconde una letra chica.

“Ese número solo cierra si el pozo se conecta a una infraestructura que ya existe”, sostuvo Nicolás Ziperovich, fundador y Managing Director de Lumina Energy Solutions, en su cuenta de LinkedIn. Un operador nuevo no tiene esa infraestructura: la tiene que construir él mismo, ductos, plantas de tratamiento, manejo de agua, y ese costo se paga una sola vez.

Ahí está el punto que Ziperovich quiere marcar. Ese gasto de infraestructura es el mismo si se perforan diez pozos o doscientos, así que cuanto más se reparte, más liviano pesa sobre cada barril. La escala deja de ser una opción y pasa a ser la variable que ordena todo el negocio.

“La escala no es un bonus acá, es casi todo el juego”, aseguró el exCeo de San Antonio Internacional (SAI) sobre este esquema. Con la infraestructura como costo fijo, el mismo yacimiento rinde números muy distintos según cuántos pozos entren en el plan de desarrollo.

Vaca Muerta atrae inversores globales: la cuenca que rivaliza con el Permian y promete retornos del 22%.

Cuatro escalas, un mismo yacimiento

Con un solo equipo de perforación y 45 pozos en tres años, el breakeven ronda los 57 dólares por barril y la inversión total es de unos 950 millones de dólares. Con dos equipos y 90 pozos, el costo baja a 53 dólares.

La escalera sigue bajando: con tres equipos y 135 pozos el breakeven llega a 51 dólares, y en una plataforma de 225 pozos cae a 50 dólares, con un compromiso de capital de 3.700 millones de dólares. Con el Brent hoy entre 65 y 72 dólares, toda esa escalera funciona. “El capital se vuelve más eficiente cuanto más abajo bajás en esa escalera”, consideró Ziperovich.

La cuenta, dice, no deja margen para pensar en chico: en Vaca Muerta la escala aparece incluso antes de que el proyecto lo pida.

No hay equipos de perforación disponibles en Neuquén para alquilar por un par de pozos. El que entra importa un equipo y firma un contrato mínimo de tres años, lo que ya implica unos 45 pozos y cerca de mil millones de dólares comprometidos antes de ver una gota de petróleo.

Vaca Muerta entra en una nueva etapa y Halliburton anticipa mayores exigencias

RIGI, la pieza que hace bancable la apuesta

“Suena aterrador, pero es justo lo que te ubica en la parte buena de la curva”, planteó Ziperovich sobre ese primer compromiso. Firmar por tres años un equipo obliga a pensar en escala desde el pozo número uno, y esa obligación termina siendo la que baja el costo por barril.

Ahí entra el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. El RIGI baja el impuesto a las ganancias del 35% al 25%, elimina de forma escalonada los derechos de exportación e incluye a los bienes de capital importados, como los equipos de perforación, sin aranceles ni IVA.

También fija por 30 años las reglas impositivas, aduaneras y cambiarias, algo clave para un activo que gana en dólares y necesita tomar deuda en dólares. Ziperovich lo cuantifica: el RIGI vale entre 3 y 4 dólares por barril de breakeven.

“El verdadero aporte del RIGI es que convierte un contrato de tres años y una década de perforación en algo que un banco y un directorio pueden firmar”, explica el fundador de Lumina. Sin ese marco, dice, ninguna de las cuatro escalas del modelo sería financiable en la práctica.

La pregunta ya no es si funciona

Nada de esto es teórico. En la cola de proyectos del RIGI ya están YPF, Pluspetrol y Chevron, con planes de entre 20 y 30 años y compromisos por miles de millones de dólares. GeoPark, por su parte, invierte unos 1.000 millones de dólares en tres años para llevar un bloque de 1.500 a 20.000 barriles diarios.

Para seguir esa cuenta pozo por pozo, Lumina construyó una herramienta propia. “Me cansé de correr esto en planillas de cálculo”, afirmó Ziperovich, así que la volcó en un modelo con datos oficiales de producción de cada bloque y un control para mover el precio del Brent.

Los mejores bloques producen hasta 2,3 veces más que los marginales, y algunos siguen sin cerrar la cuenta ni con el Brent en 70 dólares. “La roca, no el precio, decide quién gana”, sintetizó Ziperovich.

 

GNL: Neuquén promulgó la ley que garantiza estabilidad fiscal por 30 años

La provincia de Neuquén dio un nuevo paso para avanzar con el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) al promulgar la Ley 3566, que ratifica el acuerdo firmado entre el gobierno provincial e YPF. La norma establece el marco jurídico que acompañará el proyecto exportador, garantiza estabilidad fiscal por hasta 30 años y busca generar condiciones para atraer inversiones vinculadas al RIGI.

Con la promulgación de la ley, el gobernador Rolando Figueroa oficializó el Acta Acuerdo suscripta el 4 de junio con la petrolera de mayoría estatal. La iniciativa apunta a brindar previsibilidad a uno de los proyectos energéticos más ambiciosos del país, destinado a transformar el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación con acceso a mercados internacionales.

Estabilidad fiscal para impulsar el proyecto de GNL

La Ley 3566 ratifica un régimen especial de incentivos para el desarrollo del proyecto de GNL, asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta que adhieran al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Entre ellas se encuentran Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.

La vigencia de esos beneficios estará condicionada al cumplimiento del RIGI, mientras que la Provincia otorgará estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores al inicio de cada etapa del proyecto. El objetivo es ofrecer previsibilidad a inversiones que demandan desembolsos multimillonarios y horizontes de desarrollo de varias décadas.

Durante el tratamiento legislativo de la iniciativa, Figueroa había definido el acuerdo como “una oportunidad histórica” para convertir el potencial gasífero de Neuquén en desarrollo económico sostenible. El mandatario sostuvo además que la estabilidad fiscal constituye una herramienta indispensable para atraer capitales de largo plazo.

Figueroa presentó un proyecto para potenciar el GNL y generar empleo e infraestructura.

Inversión en infraestructura y desarrollo regional

El acuerdo también establece que YPF asumirá un compromiso de inversión de 175 millones de dólares en infraestructura. Ese monto podrá ejecutarse mediante la construcción de obras o a través de aportes económicos destinados a proyectos que serán definidos en conjunto con el gobierno provincial.

Según lo previsto, esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas a la actividad hidrocarburífera, fortaleciendo la infraestructura, los servicios públicos y las condiciones de vida en las zonas de influencia del desarrollo energético.

La aprobación legislativa y su posterior promulgación representan un paso clave para otorgar seguridad jurídica a una iniciativa considerada estratégica para ampliar la capacidad de exportación del gas argentino y consolidar a Neuquén como el principal polo energético del país.

Un crecimiento mensual de 32,2% en Rincón del Mangrullo y un pozo histórico explicaron gran parte de la recuperación productiva de YPF durante mayo.

El GNL, una apuesta estratégica para Vaca Muerta

El proyecto de GNL busca agregar valor a la producción de Vaca Muerta, diversificar los mercados de exportación y potenciar la actividad económica a través de nuevas inversiones. Además del complejo de licuefacción, el desarrollo contempla la expansión de infraestructura específica para el transporte del gas.

Entre las obras previstas figura la construcción de un gasoducto dedicado al abastecimiento del complejo exportador, una infraestructura considerada esencial para incrementar la producción, sostener el crecimiento del sector y fortalecer el posicionamiento de Argentina como proveedor de gas natural licuado en el mercado internacional.

Calcatreu avanza hacia la producción plena

La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro realizó una inspección técnica en el proyecto minero Calcatreu, ubicado a 90 kilómetros de Ingeniero Jacobacci, para verificar el avance de las obras y el funcionamiento de los principales sistemas operativos de uno de los emprendimientos de oro y plata más importantes de la provincia.

La recorrida estuvo encabezada por personal técnico del organismo junto al subsecretario de Control y Fiscalización, Nicolás Jurgeit, con el objetivo de constatar el cumplimiento de las condiciones ambientales, operativas y de seguridad exigidas por la normativa vigente antes del ingreso a una nueva etapa del proyecto.

Durante la inspección se verificó el avance del tramo final de las obras correspondientes a la planta de procesamiento y al circuito de electrodeposición, instalaciones fundamentales para el procesamiento del mineral y la futura producción comercial.

Los técnicos también comprobaron el correcto funcionamiento del sistema de lixiviación dentro del PAD, además de las tareas de cobertura con material filtrante y mineral rico, procesos considerados esenciales para garantizar la eficiencia operativa y el control ambiental del emprendimiento.

Ambiente supervisó los sistemas críticos del proyecto

Como parte del relevamiento, la empresa brindó información técnica sobre el funcionamiento del sistema de riego con solución cianurada, el circuito de captación de fluidos y las características constructivas de las pilas de lixiviación, elementos clave para el desarrollo de la operación minera.

La inspección también incluyó una recorrida por el sector de apertura de mina, el área de acopio de residuos y el resto de las instalaciones que integran el complejo, con el propósito de verificar que las obras se desarrollen conforme a los estándares ambientales y de seguridad establecidos.

La visita se produjo en un momento determinante para Calcatreu, que durante los últimos meses logró uno de los hitos más relevantes de su historia con la obtención de los primeros lingotes de oro y plata elaborados durante las pruebas operativas, un paso que confirmó el ingreso del proyecto a una nueva fase de desarrollo.

A ese avance se sumó el primer envío de aproximadamente 577 onzas equivalentes de oro hacia la refinería Asahi Refining Ltd., en Canadá. Con esa exportación, Calcatreu se convirtió en la primera operación de metales preciosos de la historia de Río Negro, marcando un antes y un después para la actividad minera provincial.

Calcatreu abre una nueva etapa para Río Negro

Además del avance operativo, Calcatreu comenzó a mostrar un impacto concreto sobre la economía regional mediante la contratación de trabajadores y proveedores locales, especialmente en Ingeniero Jacobacci y otras localidades de la provincia.

De acuerdo con la información presentada durante la cuarta Mesa de Trabajo realizada en Ingeniero Jacobacci, el proyecto ya representa el 13,3% de los nuevos empleos registrados en Río Negro. Actualmente cuenta con 219 trabajadores directos y otros 210 empleos indirectos vinculados a la etapa de construcción.

El informe también destaca que el 49% de los trabajadores proviene de Ingeniero Jacobacci, mientras que otro 29% pertenece a distintas ciudades rionegrinas, reflejando el fuerte impacto que el proyecto tiene sobre el empleo local y el desarrollo de proveedores regionales.

Calcatreu es el primer proyecto de una estrategia minera más amplia impulsada por el Gobierno de Río Negro, que contempla una cartera de alrededor de 60 proyectos en distintas etapas de análisis. Su puesta en marcha coincide con un contexto de expansión para la minería argentina, impulsado por nuevas inversiones y un creciente interés del sector.

Según la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), las iniciativas presentadas bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) superan los US$ 42.000 millones, de los cuales más de US$ 9.000 millones ya fueron aprobados. En ese escenario, Calcatreu se posiciona como uno de los proyectos más avanzados y representativos del nuevo ciclo de inversiones mineras en la Patagonia.