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Shale oil

Los Toldos II Este fue presentado al RIGI: el proyecto de Tecpetrol sumará 70.000 barriles diarios

Tecpetrol y GyP presentaron el proyecto Los Toldos II Este al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Se trata de un desarrollo de shale oil que prevé una inversión inicial de 2.400 millones de dólares hasta 2028 y permitirá consolidar el crecimiento de la industria hidrocarburífera en Neuquén.

Se ubica en el hub norte de Vaca Muerta, a unos 30 kilómetros de Rincón de los Sauces, una zona que viene ganando protagonismo en la expansión del shale. Será operado por Tecpetrol en asociación con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), con una participación del 90 y 10 por ciento, respectivamente.

Contempla la perforación de aproximadamente 380 pozos y la construcción de infraestructura clave, incluyendo planta de procesamiento, oleoductos, gasoductos e instalaciones complementarias.

Un proyecto marcado por la producción

La meta es alcanzar una producción de 70.000 barriles de petróleo por día. Tendrá dos etapas durante 2027: un primer módulo de 35.000 barriles diarios previsto para marzo, y un segundo que duplicará esa capacidad hacia julio. El esquema de inversión será escalonado, comenzando con los 2.400 millones de dólares iniciales y continuando luego con desembolsos anuales estimados en 370 millones de dólares durante diez años.

Con impacto en la zona de Rincón de los Sauces, está previsto que la dinámica del proyecto demande mayor infraestructura y asistencia de proveedores locales.

Neuquén sigue creciendo

Para la gestión del gobernador Rolando Figueroa, el proyecto ratifica el acompañamiento de las grandes operadoras dispuestas a invertir fuerte en Neuquén. La provincia impulsó a nivel nacional la incorporación de inversiones de upstream al RIGI, buscando mayor previsibilidad y estímulos para incrementar la producción energética.

En ese sentido, el mandatario destacó que el RIGI permite “generar condiciones para que las inversiones lleguen más rápido”, y valoró su aporte para proyectos de gran escala en Vaca Muerta.

La visita de Paolo Rocca

El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, visitó el proyecto Los Toldos II Este junto a Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, y Alejo Calcagno, President South Region en Techint E&C, y supervisaron avances y dialogaron con equipos liderados por Sebastián Novillo. “La legitimidad del Grupo Techint se consigue con proyectos, inversión, compromiso con las comunidades y excelencia”, afirmó Rocca.

“En Argentina, nuestro compromiso con el desarrollo energético y el sistema industrial es total. Hace 80 años estamos construyendo una posición en el mundo que ha contribuido al desarrollo de la Argentina, pero sobre todo en su proyección hacia el exterior”, destacó Rocca.

VMOS: colocan el primer domo geodésico en Punta Colorada

La colocación del primer domo geodésico en el tanque 404 de la Terminal Punta Colorada marcó un nuevo avance en el proyecto VMOS. El hito permitió completar la primera etapa constructiva de una infraestructura diseñada para ampliar la capacidad logística del shale oil de Vaca Muerta, con estándares técnicos inéditos en la región.

Más de 60 trabajadores participaron del operativo, que incluyó maniobras de izaje de alta precisión para posicionar la estructura sobre el tanque. La tarea fue ejecutada con estrictos protocolos de seguridad y un nivel de coordinación que reflejó la complejidad del proyecto. La instalación del techo geodésico representó un desafío operativo y una validación del ritmo constructivo logrado en la terminal.

El tanque 404 destaca por su escala industrial y por los materiales involucrados en su construcción. Con 82 metros de diámetro y 35 metros de altura, se trata de una de las unidades de almacenamiento de mayor dimensión en obras energéticas argentinas.

El domo, íntegramente fabricado en aluminio, pesa 57 toneladas y fue diseñado para optimizar la integridad estructural y la eficiencia operativa del sistema de almacenamiento.

Un avance que consolida al VMOS

La construcción total del tanque demandó 1.500 toneladas de acero, 30.000 bulones y más de un millón de pulgadas de soldadura. Una vez operativo, tendrá capacidad para almacenar 120.000 metros cúbicos de petróleo, reforzando el perfil exportador del shale oil argentino y ofreciendo una plataforma más robusta para el desarrollo sostenido del sector energético.

Este hito se suma a otro avance relevante del proyecto VMOS: la finalización de la soldadura automática del Ducto Costero de 38”, ejecutada por la UTE Techint-Sacde. El tramo, construido bajo estrictos estándares de calidad (WPS), consolida la infraestructura de transporte que acompañará la expansión productiva y la futura capacidad de despacho desde Punta Colorada.

La continuidad de estas obras confirma el rol estratégico del yacimiento, la terminal y las empresas involucradas. YPF, CB&I y los equipos técnicos y de servicios celebraron el avance como un paso clave para fortalecer la competitividad energética nacional y acelerar la integración de Argentina en el mercado global de hidrocarburos no convencionales.

Pampa emitió ON por 200 millones de dólares a 3 años de plazo

Pampa Energía emitió una nueva serie de Obligaciones Negociables por 200 millones de dólares a tres años. La compañía había lanzado la operación por 100 millones, ampliable a 200 millones, y recibió ofertas por más de 425 millones, más de cuatro veces el monto inicial y más del doble del finalmente emitido. El factor de prorrateo fue de 87,7279%.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Se trata de una colocación destacada en el mercado local por el monto alcanzado, el plazo obtenido y la tasa lograda. Refleja la confianza del mercado en Pampa y nos permite seguir mejorando nuestra estructura de financiamiento para acompañar nuestros planes de inversión”

El capital de las Obligaciones Negociables Clase 27 será amortizado en un único pago en la fecha de vencimiento del 1 de abril de 2029. Además, la emisión recibió de FIX la calificación “AAA(arg)” con perspectiva Estable, que representa la máxima calificación crediticia en la escala local.

Pampa Energía acelera en shale oil.

Seguir creciendo en Vaca Muerta

La operadora confirmó que incrementará su producción de gas en 10 millones de metros cúbicos en los próximos 3 años. Horacio Turri, director E&P de la compañía, sostuvo que Pampa participará en la ampliación del Gasoducto Perito Moreno donde los productores podrán sumar 14 millones de metros cúbicos de capacidad de gas adicional entre Neuquén y Buenos Aires, de los cuales 12 Mm3 van a las zonas del Gran Buenos Aires y 2 Mm3 a Bahía Blanca.

“Estamos con la posibilidad de conseguir del orden de los 3 millones y medio de metros cúbicos sobre esa ampliación a partir de un prepago entre 3.100 y 3.500, todavía tenemos que terminar de definirlo, eso implica una inversión en el prepago de cerca de 240 millones de dólares que nos va a permitir acceder al mercado de invierno con gas adicional”, consideró.

“Tenemos 3.500 a partir de la desregulación, 3.500 más o 3.200 lo que fuera a partir de la IP, estamos casi hablando de 7 millones de metros y adicionalmente a eso somos partícipes también del proyecto del LNG, con lo cual se suman en una primera instancia 2 millones y medio cuando esté el primer barco y hasta 6 en la segunda instancia cuando ya esté el segundo barco disponible”, describió.

“En definitiva, en resumen, lo que estamos diciendo es que Pampa va a cambiar su perfil de producción de gas y lo va a incrementar en aproximadamente 10 millones de metros en los próximos 3 años”, subrayó.

Pampa Energía quiere crecer en el shale oil.

La ventana del shale oil

Por otro lado, Pampa continúa desarrollando su proyecto en Rincón de Aranda. El bloque es el primer desarrollo en la ventana petrolera de Vaca Muerta y genera grandes expectativas en la compañía.

“Arrancamos sobre fines del 24, principios del 25, prácticamente sin producción. Estamos hoy en 22 mil barriles por día, aproximadamente, todo esto con instalaciones temporales de producción que montamos especialmente para esta primera etapa”, aseguró Turri.

“En paralelo, estamos construyendo nuestra planta definitiva de tratamiento de crudo, que va a tener una capacidad de 45 mil barriles por día. Llevamos 40 pozos perforados durante este año, 26 completados. Tenemos para perforar unos 25 adicionales en el 2026 y completar 25 más, con el objetivo de llegar hacia fines del 2026 a los 28o mil barriles, y ya, con la entrada de la planta definitiva, escalar hasta 45 mil barriles hacia mediados del 2027. Así que es una apuesta bastante ambiciosa”, ponderó.

Vaca Muerta: Geopark inicia perforación en el bloque Loma Jarillosa Este

GeoPark anunció este domingo, el inicio de las operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, ubicado en la formación Vaca Muerta de la provincia de Neuquén. Este hito marca un paso decisivo en el plan de crecimiento acelerado de la compañía en Argentina y consolida su posición como uno de los nuevos operadores de referencia en la cuenca neuquina.

Para llevar adelante esta campaña, GeoPark vinculó a más de 30 empresas contratistas de distintas especialidades de servicios, a través de la suscripción de 40 acuerdos comerciales, generando un significativo impacto en la cadena de valor local y regional.

La compañía está destinando entre USD 80 y 100 millones durante 2026 para el desarrollo del bloque, con el objetivo de escalar su producción en Argentina de alrededor de 1.500 barriles de petróleo por día hasta alrededor de 5.000 o 6.000 barriles por día hacia finales de este año, multiplicando entre 3 y 4 veces su producción actual en el país.

El plan de mediano plazo es aún más ambicioso, ya que GeoPark apunta a multiplicar por diez la producción de los bloques en los próximos tres años, alcanzando cerca de 20.000 barriles por día hacia fines de 2028.

Las autoridades de la empresa sobre Vaca Muerta

“Vaca Muerta es uno de los yacimientos no convencionales más dinámicos del mundo y estamos construyendo aquí una posición que será central dentro del portafolio regional de GeoPark. Es el activo que está redefiniendo nuestra escala como compañía, con el objetivo de consolidarnos como un operador relevante en la cuenca y alcanzar una plataforma de producción rentable y sostenible en el largo plazo. Cada pozo que perforamos nos acerca a ese objetivo”, afirmo Ignacio Mazariegos, Country Director de la Unidad de Negocios de GeoPark en Argentina.

La compañía ya cuenta con oficina propia en Neuquén y un equipo local de cerca de 30 empleados, que continúa creciendo para acompañar el ritmo de las operaciones. GeoPark destacó el acompañamiento de las autoridades provinciales, cuyo respaldo ha sido clave para cumplir con el exigente cronograma operativo. En materia de responsabilidad social empresarial, empresa dio un primer paso concreto con su reciente adhesión al programa de Becas Gregorio Álvarez con un aporte de USD 250 mil, reconociendo la relevancia de la educacion para el desarrollo sostenible de la Provincia.

Con este inicio de perforación, GeoPark reafirma su apuesta por Argentina como uno de sus principales focos de expansión, aportando inversión, empleo y desarrollo tecnológico al corazón de Vaca Muerta.

Acerca de GeoPark

GeoPark es una compañía independiente de petróleo y gas con más de dos décadas de trayectoria exitosa en Latinoamérica, que cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014. En Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector.

Desde su fundación, GeoPark cuenta con el Sistema Integrado de Valores SPEED (Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario), que refleja su compromiso con la sostenibilidad en todos los territorios en donde opera.

Vaca Muerta: sube el gas y el shale oil mantiene su expansión

La producción de Vaca Muerta sigue marcando el camino de la nueva etapa de la industria hidrocarburífera. Las empresas incrementan su actividad en sus proyectos y Neuquén se encamina a ser la llave para abastecer la demanda de gas durante los días más fríos.

Según el reporte del Ministerio de Energía de Neuquén, la producción de gas en febrero fue de 97,79 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento del 7,14% respecto a enero y una suba interanual del 0,18%. Sin embargo, el acumulado de enero y febrero presenta una leve caída del 0,55% en comparación con el mismo período de 2025.

El incremento mensual en gas se vincula principalmente al desempeño de áreas clave de Vaca Muerta como Sierra Chata, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Aguada Pichana Este y Aguada Pichana Oeste.

El gas no convencional de Neuquén

El segmento no convencional continúa siendo predominante en la matriz productiva de Neuquén. En febrero, representó el 96,92% de la producción de petróleo, con 585.182 barriles diarios, y el 90,01% en gas, con 88,02 millones de metros cúbicos diarios.

Dentro de este segmento, el shale gas aportó el 80,03% del total provincial, mientras que el tight gas representó el 9,99%, consolidando el rol estratégico de estos recursos en el desarrollo energético de Vaca Muerta.

El impulso del shale oil

En cuanto a la producción de petróleo, Neuquén alcanzó en febrero de 2026 los 603.793 barriles diarios, lo que representa una leve disminución del 1,13% en comparación con enero. No obstante, en términos interanuales, se registró un incremento del 30,36% respecto al mismo mes de 2025.

En el acumulado del primer bimestre, la producción creció un 31,23%, impulsada principalmente por el desarrollo del shale oil en Vaca Muerta.

La variación mensual se explica por la baja en áreas como Loma Campana, La Angostura Sur I, La Amarga Chica, Rincón de Aranda y Bajo del Toro Norte, todos bloques clave dentro de la Cuenca Neuquina.

Otro indicador clave de Vaca Muerta

La formación Vaca Muerta continúa rompiendo estándares y se prepara para una nueva etapa marcada por las exportaciones de energía. Un indicador central para medir la actividad en la formación son las etapas de fractura o fracking.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero.

Las punciones se distribuyeron entre 464 destinadas al gas y 1.907 vinculadas al petróleo, reflejando el dinamismo de la actividad en Vaca Muerta.

Además, la cifra se posiciona entre los mejores registros del fracking en Vaca Muerta. El máximo histórico fue de 2.588 punciones en mayo del año pasado, seguido por enero con 2.401 etapas de fractura, consolidando un nivel de actividad elevado en la Cuenca Neuquina.

Dónde está el pozo más productivo de Vaca Muerta

El mapa productivo de Vaca Muerta volvió a ofrecer una sorpresa para la industria petrolera argentina. El pozo más productivo de la formación no se encuentra en Neuquén, el corazón histórico del shale, sino en la provincia de Río Negro.

Según el informe de GtoG ENERGY, el pozo PET.RN.CoS.x-3(h), operado por Phoenix Global Resources en el bloque Confluencia Sur, registró una producción cercana a 2.720 barriles diarios. Con ese nivel de rendimiento se posicionó como el pozo petrolero más productivo de Vaca Muerta durante el primer mes de 2026.

Más allá del ranking productivo, el dato revela una tendencia relevante para el desarrollo de la cuenca. Phoenix fue una de las compañías que decidió apostar de forma temprana al sector este de Vaca Muerta, dentro del territorio rionegrino, una zona que durante años quedó fuera del foco principal del shale argentino.

El shale empieza a cambiar la matriz petrolera de Río Negro

Los resultados obtenidos en los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur comienzan a respaldar esa estrategia. Al analizar la evolución de la producción de la provincia se observan tres tendencias claras que muestran un cambio estructural en la actividad petrolera.

Durante más de una década la producción total de Río Negro registró un proceso de declinación sostenida. Sin embargo, el crecimiento reciente proviene principalmente del desarrollo no convencional, mientras que los bloques del área Confluencia empiezan a consolidarse como el nuevo núcleo productivo del shale provincial.

En la actualidad el petróleo no convencional aporta cerca de 10.000 barriles diarios dentro de una producción total que ronda los 24.000 barriles por día. Esto significa que más del 40% del crudo provincial ya proviene del shale, con Phoenix posicionándose como uno de los principales motores de ese crecimiento.

El desempeño del pozo PET.RN.CoS.x-3(h) también deja una señal más amplia para la industria energética. En Vaca Muerta, cada nuevo pozo excepcional no solo suma producción, sino que también redefine el mapa del potencial y abre la posibilidad de descubrir nuevos sweet spots fuera de las áreas históricamente desarrolladas.

El CEO de SLB recorrió Loma Campana y firmó la adhesión al IVM

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, recorrieron las operaciones de YPF en Loma Campana. También participaron Carmen Rando Bejar, presidente para las Americas de SLB, y Patricio Whitney, director general para Argentina, Bolivia y Chile.

La comitiva recorrió un equipo de perforación y un set de fractura, donde observaron de primera mano las operaciones en el shale de Vaca Muerta y el trabajo conjunto entre ambas compañías en su desarrollo.

“Es un orgullo mostrar los resultados que alcanzamos en Vaca Muerta que nos ubican en una posición muy competitiva a nivel mundial. Quiero agradecerle a Olivier Le Peuch su presencia en Vaca Muerta, una señal de la relevancia que tiene la Argentina en el mapa productivo del mundo”, expresó Marín.

“Vaca Muerta representa una de las oportunidades de energía no convencional más importantes del mundo. Estamos orgullosos de acompañar a YPF en este desarrollo y de contribuir con nuestra tecnología y experiencia a alcanzar estos niveles de eficiencia de clase mundial“, destacó Olivier Le Peuch, CEO de SLB.

 

 

Con más de 200.000 barriles diarios de producción propia, YPF alcanzó niveles de productividad y eficiencia que le permiten competir con operaciones similares en los Estados Unidos. El lifting cost en las operaciones core de YPF en Vaca Muerta hoy se sitúa en torno a los 4.2 dólares por barril y el precio de breakeven se ubica en la zona de los 40 dólares. En materia de eficiencias, YPF logró aumentar en un 66% la velocidad de perforación y un 61% la velocidad de fractura entre enero de 2023 y enero de 2026.

SLB ha sido un socio tecnológico clave en este proceso, aportando soluciones de perforación y fractura que contribuyeron a las mejoras de eficiencia alcanzadas en Vaca Muerta.

SLB se suma al IVM

Como parte de la visita, Marín y Le Peuch firmaron la carta de adhesión al IVM, una iniciativa entre las principales empresas petroleras del país, en conjunto con el gobierno de la provincia del Neuquén y el municipio de la ciudad capital, que busca formar nuevos trabajadores para los desafíos que presenta el crecimiento de Vaca Muerta.

Su inauguración está prevista para el próximo 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén.

La nueva institución brindará formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa y la excelencia técnica.

Explotación Dual: la opción que analiza YPF para tener revancha en el shale de Chubut

El potencial no convencional de Chubut es lo más parecido a un mito. Los proyectos de exploración no brindaron buenos resultados en la Cuenca del Golfo San Jorge y llevó a diferentes pesos pesados de la industria a considerar que “la D-129 no sirve”.

La reconversión de Cerro Dragón y los pozos no convencionales que realiza Pan American Energy (PAE) cambiaron las perspectivas en los últimos meses. Sin embargo, el anuncio de Horacio Marín sorprendió a más de uno de los presentes en New York. En el marco de la Argentina Week, el presidente y CEO de YPF sostuvo que la compañía “proyecta explorar el potencial del D-129 en Chubut”. La declaración de Marín hizo ruido en Estados Unidos, pero también la Cuenca del Golfo San Jorge.

Un interés que no es nuevo

El presidente de YPF remarcó en más de una oportunidad que la compañía sería 100% no convencional y que la salida de los campos maduros representaba una estrategia de crecimiento para la operadora. Pero en el evento Chubut Energía 2050, Marín dejó la puerta abierta para otros proyectos en la provincia.

“Hay que saber salir y Manantiales Behr está en el momento preciso para salir. ¿Para qué? Para que ingresen compañías medianas y tomen el control, porque Manantiales Behr produce 4 mil metros del cúbicos por día, tiene mucho futuro en la terciaria, e YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, subrayó el ejecutivo sobre el mítico bloque que aun posee la empresa.

No obstante, Marín valoró la exploración en la formación D-129 que lleva adelante PAE y adelantó que se guardaría un as bajo la manga. “En la licitación (de Manantiales Behr) nos vamos a quedar con la opción de pedir la reversión no convencional, y espero que te vaya bien (a Marcos Bulgheroni, CEO de PAE) en Aurora Austral porque eso sería un cambio muy importante”, destacó.

YPF vendió Manantiales Behr.

YPF y la chance de una Explotación Dual

Hay una posibilidad de que Chubut rompa la estructura petrolera y avance con una explotación dual. Esto significa que una operadora se dedique al no convencional y otra explote el convencional. Esa es una de las variables que maneja YPF y que contaría con el visto bueno del Gobierno de Chubut.

La venta de Manantiales Behr todavía no está sellada. Si bien hay avances entre YPF y PECOM, falta que se presente la operación de venta formal ante la administración de Ignacio Torres.

En este sentido, el gobernador de Chubut destacó la posibilidad de que empresas de los Estados Unidos se asocien a firmas locales para potenciar y fortalecer la exploración no convencional. Sumando más condimentos a la posibilidad de que la explotación dual o la conformación de UTE sea una realidad.

El modelo que mira Chubut es el que se aplica en Canadá. Alberta y British Columbia fueron las primeras jurisdicciones en avanzar con estas medidas. Allí, la regulación permite que los derechos sobre el subsuelo se asignen considerando distintas formaciones geológicas o profundidades.

Esto ocurre dentro de Western Canada donde existen múltiples capas con petróleo y gas, algunas explotadas con técnicas convencionales y otras mediante etapas de fractura.

Gracias a esa diversidad geológica, es posible que diferentes compañías desarrollen reservorios ubicados a distintas profundidades. Una empresa puede producir shale, mientras otra explota recursos convencionales. Este esquema no solo permite ampliar la producción, sino también aprovechar infraestructura existente y reducir riesgos de inversión.

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

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

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

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

El crecimiento petrolero de Pampa Energía

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

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

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

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

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

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

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

Pampa Energía marcó un récord de producción en Vaca Muerta.

Plan de perforación y metas de producción

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

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

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

  • Primer trimestre de 2026: alrededor de 19.000 barriles diarios.

  • Marzo-abril de 2026: objetivo de 25.000 barriles por día.

  • Mediados de 2026: cerca de 28.000 barriles diarios, impulsados por la instalación de una nueva planta de procesamiento temporal.

  • Plateau previsto para 2027: 45.000 barriles diarios.

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

El cambio silencioso que puede convertir a Vaca Muerta en una potencia shale.

Financiamiento con recursos propios

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

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

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

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

Una oportunidad para los proyectos marginales de Vaca Muerta

La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a sacudir al mercado energético global. Las tensiones en torno al Golfo Pérsico y el temor a interrupciones en rutas clave de transporte de crudo impulsaron el precio del petróleo a niveles que no se veían desde hace años. El Brent superó los 100 dólares por barril y llegó a rozar los 109 dólares en los últimos días.

El alza del crudo se trasladó rápidamente a los mercados internacionales de combustibles y generó una nueva ola de incertidumbre en la economía global. Las preocupaciones se concentran especialmente en el posible impacto que tendría un bloqueo del Estrecho de Ormuz, uno de los corredores energéticos más importantes del mundo.

En este marco, el vicepresidente para América Latina de la consultora Rystad Energy, Ernesto Díaz, publicó un análisis en LinkedIn en el que advierte que el mercado petrolero está enviando señales más complejas de lo que sugieren los titulares.

“El Brent superó los US$100 por barril esta semana. Esto todos lo ven, pero hay tres capas de análisis que los titulares no están alcanzando”, consideró.

El analista aseguró que uno de los factores que limita una escalada sostenida del precio del petróleo es que el mercado global todavía arrastra un excedente de oferta estructural que existía incluso antes de la crisis en Medio Oriente.

“El mercado petrolero en 2026 venía con un excedente estructural de 2,6 millones de barriles por día antes del conflicto. Incluso con el Estrecho de Ormuz bloqueado esa sobreoferta no desaparece”, explicó.

Asimismo, Díaz señaló que incluso en escenarios de conflicto prolongado el mercado tendería a acercarse al equilibrio sin entrar en un déficit sostenido. “En un escenario de conflicto de dos meses, el excedente se reduce a unos 1,4 millones de barriles diarios; en cuatro meses, a unos 0,9 millones”, afirmó.

Pluspetrol avanza en Vaca Muerta

La señal que favorece al shale fuera de Medio Oriente

Más allá del comportamiento del precio del petróleo, Díaz identificó otro indicador que considera clave para entender el nuevo escenario energético global: el diferencial entre el Brent y el WTI.

El analista destacó que el spread entre ambos marcadores internacionales se redujo de forma abrupta en pocos días, lo que reflejaría un cambio en la demanda global de crudo.

“El diferencial Brent-WTI colapsó de US$7 por barril el miércoles a apenas US$2 el viernes ante la compra masiva de WTI como sustituto del crudo Murban asiático”, explicó.

“El mercado está enviando una señal clara: el crudo americano y por extensión el latinoamericano y africano se vuelve estratégicamente más valioso cuando Oriente Medio se cierra”, agregó.

Vaca Muerta sigue creciendo.

Qué puede pasar con Vaca Muerta

En este sentido, Díaz planteó que el nuevo escenario energético podría funcionar como un acelerador para el desarrollo de Vaca Muerta. “Con Brent en US$100 o más, los proyectos de shale oil en Vaca Muerta que antes eran marginales entran en zona de retorno atractivo. El breakeven promedio de la formación está bien por debajo de estos niveles”, afirmó.

“Esto puede activar nuevos proyectos, nuevas licitaciones y más actividad de fusiones y adquisiciones”, añadió.

Díaz también señaló que la reorganización de los flujos globales de crudo, impulsada por sanciones y tensiones geopolíticas, abre una oportunidad para países que pueden ofrecer suministro estable.

“El mundo está reorganizando sus cadenas de suministro energético. Argentina tiene una ventana geopolítica única como proveedor confiable y no OPEP”, subrayó.