Vista Energy marca un récord de 118.000 boe/d en Vaca Muerta

Vista Energy presentó este jueves los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79%. Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/den junio.

El plan de Vista

El EBITDA ajustado del período fue de 404.5 millones de dólares, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

Los ingresos totales alcanzaron los 610.5 millones de dólares, un 54% por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58% del total de ingresos netos.

La ganancia neta fue de 235.3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

El lifting cost fue de 4.7 USD/boe, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356.1 millones de dólares.

Vista compró el 50% de la participación de Petronas en La Amarga Chica

La apuesta por La Amarga Chica

Tal como informó eolomedia, el CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio calificó la operación como “transformadora” y aseguró que representa una mejora sustancial para el perfil financiero de la empresa. El acuerdo con Petronas implicó un desembolso combinado en efectivo, acciones y pago diferido.

Vista pagó 900 millones de dólares en efectivo, sumó un pago diferido de 300 millones sin intereses, y entregó 7,3 millones de acciones de la compañía. El valor presente neto total de la operación asciende a aproximadamente 1.300 millones de dólares. Según Galuccio, “es una transacción altamente rentable, con múltiplos acumulativos para nuestros accionistas”.

La Amarga Chica se encuentra en una zona estratégica, junto a Bajada del Palo Este, uno de los bloques más exitosos de Vista. Con esta operación, se incorporan 46.000 acres productivos, un inventario estimado de 200 nuevos pozos por perforar y una sólida plataforma de infraestructura y reservas.

El pad de cuatro pozos de Rincón de Aranda produjo 7.200 barriles día

Pampa Energía se enfoca en su plan para seguir explorando la ventana petrolera de Vaca Muerta. La compañía atraviesa una transformación histórica. Tradicionalmente enfocada en la producción de gas, Pampa dio un giro estratégico hacia el desarrollo de shale oil. Rincón de Aranda es el proyecto insignia de la operadora, una apuesta que se llevará el 80% del presupuesto de inversión de este año, estimado en alrededor de 1.000 millones de dólares.

“Estamos poniendo el foco en el petróleo. Hicimos los primeros pozos, y actualmente tenemos cinco pads perforados, con un total de 35 pozos en distintas etapas: perforados, en espera de completación o en actividad”, subrayó Rubén Seltzer, gerente de Planeamiento y Estrategia de Exploración y Producción (E&P) de Pampa Energía.

Los primeros resultados de Rincón de Aranda

El primer pad en producción confirmó el potencial del área. Se trata de un conjunto de cuatro pozos que lograron una producción inicial de 7.200 barriles diarios, un volumen que superó las proyecciones de la compañía. “Estamos ensayando el segundo pad y estamos muy entusiasmados con lo que estamos viendo”, aseveró Seltzer en el marco de las Jornadas de Energía, organizadas por el diario Río Negro.

La historia comenzó con un pozo experimental, el Rincón de Aranda 2001, perforado hace un año. Los resultados fueron tan positivos que en agosto de 2023 se tomó la decisión de escalar el proyecto. Desde entonces, Pampa sumó un segundo equipo de perforación, y llegó a operar con cuatro equipos simultáneamente, además de un equipo “spudder” y un set de fractura que hoy trabajan de forma continua.

El plan de corto plazo es claro: alcanzar los 20.000 barriles por día antes de que termine 2025. Para ello, la compañía ya instaló una planta de producción temprana con esa capacidad. “No solo perforamos pozos para alcanzar este objetivo, también construimos infraestructura específica que nos permite escalar de forma ordenada”, explicó Seltzer.

La visión a mediano plazo va aún más lejos. En 2026, Pampa espera contar con una planta de procesamiento definitiva (CPF, por sus siglas en inglés) con capacidad para procesar hasta 45.000 barriles por día. “Somos ambiciosos, pero también realistas. Primero vamos por los 20.000, y después vamos a escalar a 45.000 con infraestructura propia y preparada para ese desafío”, indicó.

Vaca Muerta Oil Sur y exportación

Para poder evacuar la futura producción, Pampa se sumó al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un nuevo sistema de transporte que llevará el crudo hasta el puerto de Bahía Blanca, facilitando la exportación.

“Nos sumamos al VMOS porque nos ofrecía previsibilidad y capacidad suficiente para nuestros planes. Hoy tenemos una participación de 50.000 barriles en ese sistema, que esperamos nos quede chico en poco tiempo”, dijo el ejecutivo.

La integración al VMOS es estratégica: permitirá no solo abastecer el mercado interno, sino también colocar el crudo neuquino en mercados internacionales, un paso clave para el crecimiento sostenido de la compañía.

El desarrollo de Rincón de Aranda no solo representa una apuesta económica, sino también un cambio interno profundo. “Todo esto es nuevo para nosotros. Estamos aprendiendo de forma acelerada, con mucho entusiasmo y compromiso. Es una etapa de crecimiento para toda la compañía”, aseguró Seltzer.

Vaca Muerta: Pampa bajará a USD 5 el costo en Rincón de Aranda

Rincón de Aranda se posiciona como uno de los activos clave en la estrategia de crecimiento de Pampa Energía. La compañía busca trasladar toda la curva de aprendizaje obtenida en Sierra Chata y El Mangrullo para trasladarla a la ventana petrolera de Vaca Muerta. Pampa quiere que el bloque sea su nueva nave insignia en el shale oil.

Desde marzo, la compañía liderada por Gustavo Mariani y Horacio Turri completó la fractura hidráulica y conexión de la Plataforma N.º 2, lo que marcó el inicio de una etapa de aceleración productiva. El bloque ya produce más de 6000 barriles diarios, todos transportados por ducto, lo que elimina la necesidad de camiones y reduce de manera considerable los costos logísticos.

Producción en crecimiento

La planta de producción temporal (TPF), instalada en el bloque, tiene una capacidad de tratamiento de 20.000 barriles diarios. Esto permite proyectar un crecimiento acelerado en la segunda mitad del año. “Estamos depurando el agua y monitoreando el rendimiento. Todo marcha como esperábamos”, comentó Gustavo Mariani ante inversores.

Horacio Turri detalló que ya se perforaron cinco plataformas, tres de ellas fracturadas. Solo la Plataforma N.º 2 está conectada actualmente. En los próximos días se sumarán la N.º 3 y la N.º 4. El objetivo es cerrar 2025 con seis de las siete plataformas activas.

La producción se irá escalando mes a mes. Actualmente, el bloque genera más de 6000 barriles diarios. Para agosto o septiembre, Pampa estima alcanzar los 12.000 barriles por día. Y hacia fin de año, la meta es llegar a los 20.000. “Todo está funcionando bien. La curva de crecimiento es clara y sustentable”, señaló Turri.

La inversión estimada para alcanzar esos volúmenes es de 460 millones de dólares. De ese total, 360 millones se destinarán a perforación y terminación, y 100 millones a instalaciones de superficie e infraestructura.

Bajada de costos: de USD 24 a USD 5

Uno de los puntos más destacados del desarrollo es la fuerte reducción en el costo de extracción por barril. En la etapa inicial, con transporte en camión, ese costo llegaba a USD 24. La conexión al oleoducto La María Chica Norte bajó el número a unos USD 8.

La próxima etapa, que consiste en conectar el sistema a la red troncal de Vaca Muerta, permitirá reducir aún más los costos. Turri anticipó que podrían llegar a USD 5 por barril, lo que pondría a Rincón de Aranda entre los desarrollos más eficientes de la cuenca neuquina.

“Esa mejora es clave para la competitividad del proyecto, incluso en escenarios de Brent moderados”, explicó el ejecutivo.

 

 

Cada pozo en Rincón de Aranda tiene una producción inicial (IP) estimada de 1600 barriles por día y una producción total recuperable (UR) proyectada entre 1,2 y 1,3 millones de barriles. El costo por pozo hoy se sitúa entre USD 16 y 17 millones.

Sin embargo, la compañía espera reducir esos costos a entre USD 14,5 y 15 millones por pozo una vez que se consolide el modelo de desarrollo tipo fábrica, hacia fines de este año. “Estamos optimizando cada etapa y sumando tecnología”, sostuvo Mariani.

Pampa también contabiliza las líneas de flujo desde el pozo hasta la planta en el CapEx, lo que eleva el número respecto de otras compañías, pero otorga mayor precisión. “Algunos muestran costos de USD 12,5 millones por pozo, pero sin contar esa infraestructura. Nosotros preferimos mostrar el gasto completo”, aclaró Turri.

Próximos hitos en Vaca Muerta

En este momento, Rincón de Aranda tiene un pozo perforado y terminado (Plataforma N.º 5), y se están perforando las plataformas N.º 10 y N.º 11. También hay dos plataformas (N.º 7 y N.º 8) que fueron perforadas hasta el aterrizaje en Vaca Muerta, pero sin completar el tramo horizontal.

La estrategia busca evitar interferencias entre perforación y terminación, especialmente en pozos vecinos (padre-hijo). En junio se perforará un pozo DUC, mientras que en septiembre y noviembre se completarán las plataformas N.º 10 y N.º 11.

El punto de equilibrio del proyecto, incluyendo infraestructura, está por debajo de los USD 40 por barril Brent. Este número incluye tanto costos operativos como inversión en líneas de flujo, que no siempre se contemplan en los modelos de otras petroleras.

Con una estrategia de desarrollo escalonada, foco en eficiencia y reducción de costos, Rincón de Aranda se perfila como uno de los bloques de shale oil más prometedores de Pampa Energía. La compañía ya comenzó a mostrar resultados y avanza con metas claras para 2025 y 2026.

“Estamos construyendo un desarrollo competitivo, sostenible y rentable. Rincón de Aranda es clave en nuestra hoja de ruta en Vaca Muerta”, concluyó Mariani.

El crudo de Vaca Muerta quiere expandirse en India y China

En los últimos cinco años, el desarrollo de Vaca Muerta ha dado un giro histórico. La cantidad de equipos de perforación se duplicó y la producción no solo abastece al mercado interno, sino que comenzó a generar exportaciones estructurales. Así lo destacó Pablo Vera Pinto, Co-Founder y CFO de Vista, en el marco de AmCHam Summit 2025.

“Este año ya estamos generando exportaciones estructurales tanto a Chile como vía el Atlántico a Estados Unidos y a Europa”, remarcó el ejecutivo.

Un nuevo puerto para conquistar Asia

Uno de los hitos clave mencionados por Vera Pinto es la aprobación del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá llevar el shale oil a los grandes mercados asiáticos como India y China.

“Es un consorcio que reúne a prácticamente todos los operadores de petróleo de la Argentina”, explicó. Según detalló, es la primera vez en 15 años que se logran alinear los incentivos de toda la industria en torno a un objetivo común.

Consultado sobre el oleoducto, Vera Pinto fue claro: “El deseo de crecer y la posibilidad de hacerlo rentablemente. La oportunidad de negocios es enorme”.

También enfatizó que la demanda mundial de petróleo seguirá siendo sólida durante los próximos años y que el crudo argentino tiene especificaciones de alta calidad que lo hacen muy demandado a nivel global.

“La necesidad nos llevó a alinearnos, y en el camino se generó un afecto societatis que hoy impulsa al proyecto a un ritmo muy acelerado”, aseguró.

Competitividad y eficiencia en Vaca Muerta

En un contexto de precios internacionales más bajos y creciente volatilidad, el CFO de Vista planteó un cambio de enfoque. Luego de años de expansión, ahora es clave trabajar sobre la eficiencia operativa y contractual.

“Tenemos que renegociar contratos para que los costos en Argentina se alineen con los del jugador más competitivo, que es Estados Unidos”, advirtió.

Según sus estimaciones, hoy existe una brecha del 30 al 40% en los costos, una diferencia que debe reducirse para que el país pueda producir más barriles exportables, generar más divisas y fortalecer la economía.

VMOS: la mega obra enfrenta sus desafíos críticos

Las obras de infraestructura son clave para lo que viene en Vaca Muerta. Argentina tiene la oportunidad de escalar en las exportaciones de petróleo y gas y llegar a facturar 30.000 millones de dólares de cara al 2030. Uno de los proyectos en ejecución es el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra más importante de la industria.

El vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, explicó que si bien el VMOS ya es una realidad, el desafío principal está en superar los cuellos de botella. “Para que Argentina pueda lograr esta aspiración, hay que hacer proyectos importantes, fundamentalmente en el tratamiento y la evacuación de hidrocarburos”, aseguró. El ducto permitirá exportar gran parte del crudo que hoy no puede salir de la cuenca por limitaciones logísticas.

El VMOS no es solo una obra de YPF. Se trata de una iniciativa compartida por siete de las principales productoras del país. “Nos vemos día por medio porque todos estamos trabajando en esto. Es el desafío de la Argentina: entender que como industria tenemos que trabajar unidos para este desarrollo”, afirmó Gallino.

En términos de obra, el avance del VMOS ronda el 10%, considerando ingeniería, compras y ejecución. Ya hay más de 80 kilómetros de zanja abiertos, 200 kilómetros de pista liberada y 80 kilómetros de tubería soldados en doble junta. También avanzan las estaciones de bombeo de Allen y Chelforó, y ya comenzaron los trabajos en la terminal de Punta Colorada.

Los desafíos del VMOS

En el marco del evento Energía & Minería, organizado por Ámbito, Gallino describió que el mayor cuello de botella está en la obra submarina y en las boyas de evacuación del crudo. “Ya se cerró la compra de la boya y estamos muy enfocados en eso. No se trata de equipos estándar; hay que traer barcos, buzos, hacer una logística muy compleja”, explicó. También se avanza en acuerdos con proveedores para aprovechar sinergias con otros proyectos como el de SESA y los flotantes Hilli y MKII.

Otro reto técnico relevante es la construcción de tanques de almacenamiento gigantes. En total, se necesitan cinco en Vaca Muerta y uno más en Punta Colorada. Cada uno mide 87 metros de diámetro y más de 30 metros de altura, dimensiones comparables con las de un estadio de fútbol. La empresa encargada es Chicago Bridge, y las primeras chapas ya llegaron a Puerto Madryn.

CB&I construirá los tanques del Vaca Muerta Sur.

Cronograma exigente

A pesar de los desafíos, Gallino sostuvo que el cronograma se está cumpliendo con exigencia. “Queremos que la terminación mecánica esté lista hacia fines del tercer trimestre de 2026 y tener una puesta en marcha temprana con capacidad para 180.000 barriles diarios en el cuarto trimestre del mismo año”, detalló.

Todos los contratos de montaje y compra de materiales ya están firmados. “El proyecto está totalmente lanzado”, enfatizó Gallino. Sin embargo, destacó que el éxito dependerá del trabajo conjunto de toda la industria para sortear obstáculos logísticos y técnicos.

Una oportunidad estratégica

Gallino subrayó que el país debe aprovechar esta oportunidad no solo para evacuar más crudo, sino también para bajar costos y mejorar la eficiencia. “No son equipos de estantería. Hay que planificar bien y optimizar recursos. Por eso hablo de trabajar como industria, no como empresas aisladas”, remarcó.

La infraestructura que aportará el VMOS será clave para sostener el crecimiento de la producción en Vaca Muerta y consolidar a Argentina como exportador energético. “Es una realidad que ya se empieza a ver. Y cada vez se va a ver más”, aseguró el ejecutivo de YPF.

Vaca Muerta: los bloques que más crecieron en marzo

La producción de petróleo sigue creciendo de la mano de la concreción de las obras de infraestructura alrededor de Vaca Muerta. Marzo repitió la tendencia de los últimos meses donde un grupo de bloques concentró el grueso de la producción de crudo del país.

Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por FS&IP Cons, los diez principales bloques del país aportaron el 55,09% del total nacional, con predominio de la Cuenca Neuquina, tanto en volumen como en número de activos destacados.

El área más productiva fue Loma Campana. El mítico bloque de YPF que marcó el inicio de Vaca Muerta con una extracción diaria promedio de 92.126 barriles de petróleo. El área representa el 12,35% de la producción nacional y mostró un crecimiento intermensual del 1,33%.

El segundo puesto fue para Anticlinal Grande – Cerro Dragón. La nave insignia de Pan American Energy (PAE) en la Cuenca del Golfo San Jorge alcanzó los 67.053 bbl/d, con un peso relativo del 8,99% y una mejora del 1,26% frente a febrero.

Bandurria Sur, también operada por YPF en Vaca Muerta, se ubicó tercera con 58.351 bbl/d, equivalente al 7,82% del total nacional. A pesar de su volumen, presentó una leve contracción del 0,57% respecto al mes anterior.

El empuje de Vaca Muerta

En el análisis se destaca que YPF controló seis de los diez bloques con mayor producción del país. Esto refuerza su peso específico en la matriz energética argentina, especialmente en Vaca Muerta.

La Amarga Chica, otro activo shale gestionado por YPF, produjo 56.816 bbl/d, lo que representa el 7,61% de la producción nacional. En este caso, la variación mensual fue positiva, con un incremento del 1,27%.

Otro jugador de peso es Vista Energy. Con Bajada del Palo Oeste, la compañía de Miguel Galuccio generó 46.738 bbl/d, equivalente al 6,26% del total. Esta área sufrió una leve baja del 0,67%, aunque se mantiene en el quinto lugar del ranking.

El sexto lugar fue para Manantiales Behr, el último bloque que le queda a YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge. El área símbolo de la recuperación terciaria aportó 25.487 bbl/d, es decir, el 3,42% del total. Sin embargo, su rendimiento cayó un 2,96% respecto a febrero.

Movimientos en el ranking

Entre los movimientos más relevantes del mes figura La Calera, operada por Pluspetrol en Vaca Muerta. Su producción alcanzó los 21.592 bbl/d, pero retrocedió -13,59%, una de las caídas más marcadas entre los diez primeros.

La Angostura Sur I, también de YPF, ingresó al listado con 17.761 bbl/d. Esta área fue considerada parte de Loma La Lata hasta febrero, por lo que no cuenta con datos comparativos previos.

Aguada del Chañar, con 12.769 bbl/d, mejoró su posición en el ranking, subiendo un escalón respecto al mes anterior. En contraste, Bajada del Palo Este, de Vista Energy, descendió una posición con 12.433 bbl/d, afectada por una baja del 6,15%.

Vista Energy logró ingresos por U$S 438 millones en el primer trimestre

Vista Energy dio a conocer los resultados financieros correspondientes al primer trimestre de 2025, destacándose por un aumento interanual del 47% en su producción total de hidrocarburos. La compañía alcanzó un volumen de 80.913 barriles equivalentes por día (boe/d), consolidando su expansión operativa.

Este importante avance se explica principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo, que también subió un 47% interanual. Vista produjo 69.623 barriles diarios de crudo (bbl/d), un dato que refleja el impacto positivo de su estrategia de desarrollo en Vaca Muerta.

Ingresos y rentabilidad en alza

Los ingresos totales del trimestre llegaron a 438.5 millones de dólares, lo que representa un incremento del 38% en comparación con el mismo período del año pasado. Este resultado fue impulsado por la suba en los volúmenes de producción, en especial los relacionados con el petróleo.

Otro dato destacado fue el desempeño en exportaciones. Los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas alcanzaron los 222.3 millones de dólares, lo que equivale al 53% de los ingresos totales de Vista en el trimestre.

Por su parte, el EBITDA ajustado se ubicó en 275.4 millones de dólares, con un crecimiento del 25% interanual. Este indicador reafirma la solidez de la compañía en términos operativos y financieros.

El aumento de la rentabilidad de Vista

En cuanto al lifting cost —el costo de extracción por barril— Vista mantuvo un nivel competitivo de 4.7 dólares por barril equivalente, sin variaciones respecto al trimestre anterior. Esta eficiencia en los costos contribuye directamente a la rentabilidad del negocio.

La ganancia neta del trimestre fue de 82.8 millones de dólares, superando levemente los 78.7 millones registrados en el primer trimestre de 2024. Este crecimiento moderado en la utilidad refleja una mayor eficiencia operativa y la capacidad de capitalizar los aumentos en producción sin incrementar los gastos de forma proporcional.

Con estos resultados, Vista Energy refuerza su posición como uno de los jugadores clave del sector energético argentino. El crecimiento sostenido de su producción, combinado con una estrategia de exportación robusta y un control eficiente de costos, la posicionan favorablemente para afrontar los desafíos y oportunidades que presenta el 2025.

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.