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Shale oil

Duplicar X y Norte, los proyectos para llegar a los 900 mil barriles

Con la puesta en marcha del proyecto Duplicar, la Cuenca Neuquina inicia una nueva etapa en el desarrollo energético argentino. Esta obra estratégica permitirá transportar más del doble de petróleo, abriendo paso a un crecimiento sin precedentes para la industria.

La capacidad de transporte pasará de 250.000 a 540.000 barriles diarios, marcando un antes y un después en la infraestructura petrolera del país. Gracias a esta ampliación, Argentina podrá incrementar sus exportaciones y posicionarse como un jugador más competitivo en el mercado internacional.

La inauguración tuvo lugar en la Estación de Bombeo Allen, donde participaron autoridades de Oldelval y ejecutivos del sector energético.

Impulsar las exportaciones

El CEO de Oldelval, Ricardo Hosel, destacó que este avance es solo el comienzo de una serie de transformaciones previstas para los próximos años. Con los nuevos proyectos aprobados —Duplicar X y Duplicar Norte— se estima que para 2026 la capacidad de transporte alcanzará los 900.000 barriles diarios.

 

 

La ejecución de esta obra implicó la instalación de 525 kilómetros de ductos de alta capacidad, cruzando tres provincias y múltiples regiones geográficas. El proyecto movilizó a más de 2.400 trabajadores directos y generó empleo indirecto para más de 6.000 personas.

Además de mejorar la logística energética del país, se espera que esta infraestructura genere ingresos adicionales por 8.000 millones de dólares anuales. Esto no solo fortalecerá la economía, sino que también contribuirá al desarrollo sostenible de la región.

Duplicar: un hito sin precedentes

La magnitud del proyecto incluyó 120.000 pulgadas de soldadura en estaciones de bombeo, 200 cruces especiales —como el del río Colorado y el arroyo Pareja— y la obtención de más de 150 permisos ambientales. En total, se firmaron 170 contratos con propietarios superficiales a lo largo de la traza.

Federico Zárate, gerente del proyecto, resaltó que la obra fue entregada dos meses antes de lo previsto, sin conflictos con comunidades ni entes reguladores. Además, subrayó el alto estándar de seguridad mantenido en todas las etapas.

Se movilizaron más de 7.300 camiones, recorriendo un total de 27 millones de kilómetros durante la ejecución. El pico máximo de personal involucrado alcanzó a 2.353 personas trabajando simultáneamente.

Duplicar representa más que un avance técnico: es un ejemplo de lo que puede lograrse cuando la industria combina conocimiento, compromiso y pasión. Es el punto de inflexión para que Vaca Muerta sea una potencia energética regional.

El Proyecto Duplicar pone primera y le permitirá exportar 315 mil barriles día a Vaca Muerta

Oldelval inaugurará este viernes el Proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que aumentará de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de crudo de Vaca Muerta.

El acto será este viernes en la Estación de Bombeo Allen de Oldelval (Ruta 6 – km 10,9 – Rio Negro) a las 11. Además, se podrá seguir en vivo por el canal de YouTube de la empresa.

Con el Proyecto Duplicar en marcha, Oldelval pasará de transportar 225.000 barriles día a 540.000 barriles día, por lo que adicionará a su sistema de transporte 315.000 barriles día. El 100% del proyecto Duplicar, tendrá destino de exportación otorgará previsibilidad a las compañías productoras, y generará 8.000 millones de dólares anuales adicionales para el país.

Duplicar fue una obra de extraordinarios desafíos que atravesó ríos, rutas y demás interferencias y que fue concretada en 24 meses, antes de lo comprometido y con excelentes índices de seguridad de las personas.

Cabe destacar que el Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino también lo tuvo en las comunidades locales de las provincias Rio Negro, La Pampa y Buenos Aires por donde atravesó la traza del oleoducto.

A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucraron a más de 2.400 trabajadores directos y más de 6000 indirectos, generó un notable dinamismo en las economías locales.

El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovecharon el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio.

Logros del Proyecto Duplicar

El 2024 fue un año clave para Oldelval. El Proyecto Duplicar logró avances significativos y sentó las bases para una mayor expansión de la capacidad de transporte de crudo en Argentina.

En enero y febrero, la obra alcanzó un 50% de avance con 270 kilómetros de ducto soldados a un ritmo de 60 kilómetros por mes. Este progreso no solo demostró la eficiencia de Oldelval, sino también la capacidad de sus empresas contratistas para cumplir con los exigentes plazos del proyecto.

En mayo, se realizó el cruce dirigido del río Colorado, conectando Río Negro y La Pampa sin afectar el recurso hídrico. Esta maniobra técnica fue un hito clave para la continuidad de la obra, permitiendo el paso del oleoducto sin interferencias ambientales.

 

 

Para junio, Oldelval aseguró financiamiento con la emisión de Obligaciones Negociables por 75 millones de dólares, destinados a la expansión del Proyecto Duplicar Plus. Este respaldo financiero fue fundamental para garantizar la continuidad del desarrollo y la modernización del sistema de transporte de crudo en la región.

En agosto, la soldadura de los 525 kilómetros del oleoducto fue completada, marcando un gran avance en la ejecución del proyecto.

En septiembre, Oldelval inició el proceso de carga de crudo en el ducto, un paso previo indispensable para su puesta en marcha oficial. Durante este mes, la compañía también recibió el reconocimiento de Great Place to Work® en el ranking “Empresas que te cuidan”, ocupando el puesto número 11.

Diciembre marcó un momento crucial con el llenado completo del ducto desde Allen, Río Negro, hasta Puerto Rosales, Buenos Aires. Este hito aseguró el paso previo a la puesta en servicio de la obra, reforzando la capacidad de exportación de crudo del país.

Perspectivas

De cara al futuro, Oldelval proyecta nuevos desarrollos, como el Proyecto Duplicar Norte, que ampliará la capacidad de transporte aguas arriba de Allen. Esta iniciativa permitirá incrementar la capacidad de evacuación del petróleo producido en Vaca Muerta, asegurando que el crecimiento de la producción no se vea limitado por la infraestructura existente.

Además, la compañía ha delineado planes para continuar con la expansión del sistema de oleoductos, optimizando la infraestructura para mejorar la eficiencia en el transporte de crudo. La empresa prevé que, una vez finalizada la obra, la Cuenca Neuquina podrá alcanzar una producción de 750 mil barriles diarios para 2026, lo que representará un aumento del 50% en comparación con los volúmenes actuales.

 

YPF y su jugada clave para el crecimiento del shale oil

YPF proyecta una inversión superior a los 3.300 millones de dólares en Vaca Muerta para este año, lo que representa un leve incremento en comparación con el 2024. Asimismo, la operadora solo se dedicará a perforar en la ventana petrolera de la formación esperando que se finalicen los proyectos de evacuación de producción.

A pesar de la caída en los precios del petróleo, la empresa estatal sostiene que su plan de inversión sigue firme. Factores como la guerra comercial impulsada por Donald Trump y la incertidumbre económica global afectan el valor del crudo, pero YPF confía en su capacidad de adaptación para mantener la rentabilidad.

Un alto directivo de la compañía afirmó que esperan que Argentina supere en 2025 el récord de producción de 847.000 barriles diarios alcanzado en 1998. Para esto, es clave la construcción de un oleoducto estratégico que facilitará la exportación del shale oil producido en la Cuenca Neuquina.

Un paso clave para YPF

El proyecto Vaca Muerta Sur, con una inversión de 2.900 millones de dólares, ya forma parte del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Desde enero, se han iniciado trabajos preliminares como el movimiento de tierras y la entrega de tuberías, fundamentales para su avance.

La iniciativa es liderada por YPF en conjunto con otras petroleras como PAE, Vista, Pluspetrol, Pampa Energía, Chevron y Shell. Para financiar su construcción, el consorcio busca asegurar préstamos de 1.700 millones de dólares con bancos internacionales, incluyendo Citi y JP Morgan.

La ejecución del oleoducto enfrentó obstáculos debido a la intención del gobierno de Río Negro de aplicar una regalía a las exportaciones. No obstante, fuentes de la empresa prevén una solución próxima que implicaría un canon fijo en lugar de una tasa aplicada durante toda la vida útil del proyecto.

Expansión en la producción

YPF reafirma su compromiso con el desarrollo de Vaca Muerta, destinando la mayor parte de su inversión a esta formación. En 2024, la compañía asignó 3.200 millones de dólares de un total de 5.041 millones de dólares a la Cuenca Neuquina, y en 2025 planea aumentar esa cifra con un enfoque en eficiencia y rentabilidad.

Como principal actor del mercado argentino, con un 60% de participación en el despacho de combustibles, YPF sigue una política de precios vinculada a las fluctuaciones del Brent. Esto ha sido determinante en sus ingresos y ha servido como referencia para otras petroleras del sector.

Simultáneamente, la empresa avanza con negociaciones para consolidar su proyecto de exportación de gas natural licuado, conocido como Argentina LNG. Con compradores asegurados, la firma espera concretar su primer acuerdo en las próximas semanas, marcando un hito en su estrategia de expansión.

Impacto del contexto internacional

El escenario global plantea desafíos adicionales. La caída del precio del petróleo, provocada por la incertidumbre económica en Estados Unidos y las políticas comerciales de Trump, ha impactado los ingresos del sector. En respuesta, YPF ha aplicado ajustes en los precios de los combustibles para mantener el equilibrio financiero.

En octubre, la compañía redujo el precio de la nafta en un 1% y el del gasoil en un 2%, marcando el primer recorte en seis años. Sin embargo, desde entonces ha implementado aumentos mensuales alineados con el mercado internacional y la evolución del tipo de cambio.

De cara a abril, YPF evaluará los próximos pasos considerando la desaceleración en el ajuste del dólar oficial y la postergación del aumento de impuestos a los combustibles. Un posible nuevo recorte de precios podría contribuir a la meta del Gobierno de Milei de reducir la inflación por debajo del 2% en los próximos meses.

Shell y Chevron confirman su incorporación al Vaca Muerta Sur

Shell Argentina y Chevron Argentina confirmaron su opción de sumarse como accionistas al consorcio VMOS para la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur, la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas.

La presencia en carácter de socios de Shell y Chevron representa un fuerte espaldarazo para el VMOS porque contribuirá a la posibilidad de conseguir financiamiento internacional para la obra, que demandará una inversión total de más de 2.500 a 3.000 millones de dólares.

De esta manera, Shell y Chevron se suman a la sociedad conformada por YPF, Vista, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y Pampa Energía.

El proyecto al que se suman Shell y Chevron

Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026.

El diseño del Vaca Muerta Sur permitirá transportar hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil barriles por día si fuera necesario con una inversión estimada en 3000 millones de dólares.

La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20 mil millones de dólares.

Financiamiento

El oleoducto Vaca Muerta Sur es obra de infraestructura fundamental que permitirá aumentar la exportación de petróleo de neuquino hacia mercados internacionales por lo que se busca financiamiento de bancos internacionales por 1.700 millones de dólares.

Según informó +e, la sociedad VMOS ya encomendó a cinco bancos internacionales la gestión de un préstamo sindicado inicial de 1.700 millones de dólares, parte de un esquema de financiamiento que prevé un 70% de deuda y un 30% de capital, según indicó el CEO y presidente de la petrolera estatal, Horacio Marín, durante una comunicación con inversores realizada el viernes pasado.

“Alcanzando otro importante objetivo que el equipo directivo se había marcado para 2024, en diciembre pasado anunciamos formalmente la firma de los documentos del proyecto y los compromisos iniciales de envío para iniciar la construcción de VMOS, junto con los principales productores de petróleo de Vaca Muerta”, expresó el ejecutivo.

El plan de Pampa Energía para Rincón de Aranda

Pampa Energía tiene un plan para el shale oil y su nombre es Rincón de Aranda. La compañía tiene decidido pisar el acelerador y trasladar todo lo aprendido en El Mangrullo y Sierra Chata a la ventana petrolera de Vaca Muerta.

Con una inversión significativa y un plan de crecimiento sostenido, Pampa busca diversificar su producción y alcanzar los 20.000 barriles diarios para fines de 2025.

Aunque en 2024 su producción fue exclusivamente de gas, la empresa está enfocada en expandirse hacia el shale oil con Rincón de Aranda. Una muestra de ello fue el cuarto trimestre de 2024 donde se marcaron hitos importantes en el desarrollo del yacimiento: la producción inicial alcanzó los 1.000 barriles diarios, en línea con las proyecciones de declive esperadas.

Para mayo de 2025, Pampa prevé conectar dos plataformas y aumentar la producción a 8.000 barriles diarios.

Asimismo, para alcanzar su meta de 20.000 barriles diarios en diciembre de 2025, la compañía completará cinco plataformas adicionales.

En paralelo, se está avanzando con la construcción de oleoductos, la planta de procesamiento y otras instalaciones clave para garantizar la operatividad del proyecto. “Veremos un cambio significativo en nuestra cartera de reservas en Rincón de Aranda hacia fines de 2025”, afirmó Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, en diálogo con inversores.

La inversión de Pampa

El EBITDA ajustado de Pampa Energía alcanzó los $182 millones en el último trimestre de 2024, un incremento del 60% interanual. Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por el aumento de la producción de gas para la generación térmica de energía.

En cuanto a costos, el desarrollo de Rincón de Aranda y la menor producción estacional influyeron en un aumento del 29% interanual en el costo total de extracción. El costo por barril de petróleo equivalente (boe) subió a $8,7, mientras que los costos de extracción de gas aumentaron un 10%, alcanzando $1,2 por millón de BTU.

El 2024 también fue un año de crecimiento en reservas para Pampa Energía. Las reservas probadas aumentaron un 16%, alcanzando los 231 millones de barriles de petróleo equivalente. En particular, las reservas de shale oil crecieron un 60%, representando el 9% del total de reservas de esquisto de la compañía, mientras que el 91% restante corresponde a gas de esquisto.

La tasa de reemplazo de reservas (RRR) fue de 2,2 veces, lo que mantiene una vida media de 8,6 años. Desde 2019, Pampa ha incrementado sus reservas probadas en un 71%, impulsando su posición en el sector energético nacional e internacional.

En referencia al impacto de Rincón de Aranda en las reservas de la compañía, Turri ponderó que finales de 2025 se espera haber perforado y completado 28 pozos, “lo que obviamente aumentará significativamente nuestras reservas totales, en particular las reservas de petróleo de esquisto en la cartera de Pampa”.

Perspectivas para 2025

Según lo informado a los inversores, el plan de inversión de Pampa para 2025 se mantendrá estable, a pesar de las variaciones en los precios del petróleo. La compañía aseguró una cobertura del 65% de su producción proyectada, lo que le permite operar con previsibilidad y minimizar el impacto de la volatilidad del mercado.

Asimismo, los pozos conectados en Rincón de Aranda aumentarán significativamente las reservas de shale oil dentro de su cartera, consolidando su expansión en Vaca Muerta y reforzando su liderazgo en el sector energético argentino.

Vista y su plan para reducir la cantidad de camiones para transportar su crudo

Vista planea un 2025 marcado por reducir el transporte de crudo en camiones. La compañía busca optimizar costos y mejorar su EBITDA reduciendo el transporte en camiones. Con una proyección de hasta 100.000 barriles diarios para el año, el proyecto Duplicar impulsará su crecimiento en Vaca Muerta.

Según lo informado por los directivos a los inversores, la compañía prevé mantener una producción estable o incluso levemente menor en comparación con el trimestre anterior, debido a la sincronización con la expansión de Oldelval y ciertos retrasos en la conexión de nuevos pozos.

A pesar de este leve ajuste en la producción, la empresa mantiene su objetivo de crecimiento para el año, con una proyección de entre 95.000 y 100.000 barriles de petróleo por día. Esto representaría un incremento del 35% al 40% en comparación con los 70.000 barriles diarios de 2024.

El impacto del Duplicar en Vista

Uno de los principales factores que explican la estabilidad en la producción del primer trimestre es la estrategia de Vista de retrasar algunas conexiones de pozos para alinearse con el proyecto Duplicar. Esta decisión permitirá optimizar el transporte de crudo y reducir costos operativos, beneficiando las finanzas de la compañía a partir del segundo trimestre.

La expansión del oleoducto ya está en funcionamiento y en proceso de expansión. Vista espera beneficiarse con 31.500 barriles diarios adicionales a través de este sistema, lo que fortalecerá su capacidad de exportación y distribución en el mercado local e internacional.

La puesta en marcha total de la expansión de Oldelval está prevista para finales del primer trimestre o principios del segundo. Con esta infraestructura en pleno funcionamiento, Vista podrá reducir su dependencia del transporte en camiones, una medida que impactó en sus costos operativos en los últimos meses.

Reducción de costos

Durante el cuarto trimestre de 2024, Vista transportó hasta 30.000 barriles de petróleo por día en camiones, lo que elevó los costos logísticos a más de 20 dólares por barril. Con la expansión de Oldelval, estos costos desaparecerán en el segundo trimestre de 2025, permitiendo una mejora significativa en el EBITDA de la compañía.

Además del impacto positivo en costos, Vista también observa avances en la infraestructura portuaria vinculada al oleoducto. Se están desarrollando mejoras en los tanques de almacenamiento y el muelle, lo que facilitará las operaciones de exportación y fortalecerá la presencia de la empresa en el mercado global.

Si bien el primer trimestre será un período de estabilidad en la producción, la compañía proyecta un crecimiento sostenido a partir del segundo trimestre. El mayor incremento en la producción de petróleo está previsto para el tercer y cuarto trimestre, lo que permitirá alcanzar el objetivo de entre 95.000 y 100.000 barriles diarios en promedio para el año.

YPF ganó 4.654 millones de dólares en 2024 y aumentó un 26% su producción de shale oil

YPF obtuvo una ganancia de 4.654 millones de dólares en 2024, de la mano del fuerte crecimiento del shale oil de Vaca Muerta, informó la compañía.

El EBITDA -beneficios antes de intereses e impuestos- creció 15%, impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los crecientes ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil.

El desempeño de 2024 incluye alrededor de (-US$300 millones) de campos maduros y (-US$85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.

Las inversiones alcanzaron los 5.041 millones de dólares en 2024 en línea con el objetivo planteado enel plan estratégico. El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta.

Finalmente, además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: US$ 800 millones con respaldo de exportaciones a 7 años con rendimiento del 9,75% y septiembre US$540 millones singarantía a 7 años con rendimiento del 8,75%), la compañía emitió en enero último 1.100 millones de dólares en bono internacional sin garantía a 9 años con rendimiento del 8,5% para refinanciar 757millones de dólares y adquirir el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.

La producción top de YPF

En 2024, la compañía se consolidó como el mayor productor de petróleo en Vaca Muerta, donde su producción creció 26%. En tanto, las exportaciones de la petrolera estatal subieron 174%.

Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, un 26% de crecimiento respecto del año anterior y en línea con el objetivo planteado de llegar a más de 120.000 barriles diarios. En los últimos meses del 2024, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.

Las exportaciones de petróleo, principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174% superiores al año anterior.

En tanto, las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854 mil barriles en 2024, un crecimiento del 13% respecto del año anterior.

Hoy representan el 78% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de la compañía durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo.

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.

Vista aumentó su producción total de hidrocarburos un 51%

Vista informó a los mercados una producción total de hidrocarburos de 85.276 boe/d en el cuarto trimestre del año, lo que representó un aumento interanual del 51%. La producción de petróleo en este período alcanzó los 73.491 bbl/d, evidenciando una suba interanual del 52%.

La compañía finalizó el 2024 con una inversión en Vaca Muerta de más de 1.200 millones de dólares

Los objetivos de Vista

La producción total fue de 69.660 boe/d, lo que representó un incremento del 36% con respecto al año pasado.

Vista aceleró su plan de desarrollo en Vaca Muerta, lo que le permitió poner en producción 50 pozos nuevos. Además, aseguró la incorporación de un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura que ya están en funcionamiento para alcanzar los objetivos de desarrollo para este 2025.

Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2024 ascendieron a 375,2 MMboe, una suba del 18% en comparación con los 318,5 MMboe al 31 de diciembre de 2023. El índice de reemplazo fue del 323%.

La compañía exportó 10,6 MMbbl de petróleo, lo que significó un aumento interanual del 29% y un 49% del volumen de ventas de petróleo.

Los ingresos totales durante 2024 alcanzaron 1.647,8 $MM, un incremento del 41% en comparación con los 1.168,8 $MM registrados en 2023, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción de petróleo.

El lifting cost fue de 4,6 $/boe, por debajo de los 5,1 $/boe registrados en 2023, valor que ratifica la base de activos de bajo costo de la compañía y su continuo enfoque en la eficiencia.

El EBITDA ajustado para 2024 fue de 1.092,4 $MM, lo que resultó en un margen del 65% y un aumento del 25% respecto a los 870,7 $MM obtenidos en 2023.

En 2024, la compañía registró un flujo de caja libre negativo de 92,9 $MM.

Resultados cuarto trimestre 2024

Los ingresos totales en el cuarto trimestre de 2024 ascendieron a 471,3 $MM, un aumento interanual del 52% y un 2% por encima del tercer trimestre del 2024. Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas fueron de 246,7 $MM, representando el 55% de los ingresos netos totales.

El lifting cost fue de 4,7 $/boe, un incremento del 8% en comparación con el cuarto trimestre de 2023.

El EBITDA ajustado para el cuarto trimestre de 2024 fue de 273,3 $MM, lo que implica una disminución interanual del 5%. La inversión en el periodo totalizó los 340,1 $MM.

La compañía registró un flujo de caja libre positivo de 57,1 $MM.