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Vaca Muerta

Las empresas que más invierten en Vaca Muerta

Vaca Muerta es un imán para las inversiones. La formación concentró el 75% del total de la inyección de capitales en el upstream en 2024 y las empresas que se preparan para seguir mostrando parte de su potencial en 2025.

Según el informe elaborado por Aleph Energy en base a información de la Secretaría de Energía de la Nación, se invirtieron aproximadamente 11.400 millones de dólares de inversión en el upstream en 2024. Esto implicó que el 75% de las inversiones que realizaron las empresas estuvieron vinculadas al petróleo donde el 80% estuvieron vinculadas a la Cuenca Neuquina.

Además, se destaca que 467 mil millones de dólares estuvieron vinculados a la exploración de los cuales 306 mil millones de dólares estuvieron vinculados a los proyectos offshore.

El no convencional como marca registrada

El informe de la consultora que comanda Daniel Dreizzen destaca que la provincia de Neuquén concentraría el 76% del total de las inversiones de upstream y allí se puede ver el desempeño de cada compañía en el no convencional.

Como suele suceder, YPF es quien lidera todos los indicadores en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal invirtió 4.406 millones de dólares para sus proyectos shale.

La compañía anunció la adquisición de los bloques La Angostura Sur I y II, Narambuena y Aguada de la Arena y se prepara para seguir avanzando en el desarrollo del petróleo y gas de la formación no convencional.

En segundo lugar se posicionó Pan American Energy (PAE). La empresa invirtió 1.600 millones de dólares para seguir explotando sus tanques de shale oil y shale gas en Vaca Muerta.

El podio fue completado por Vista Energy. La compañía liderada por Miguel Galuccio inyectó 945 millones de dólares para continuar siendo uno de los jugadores de peso en el shale oil.

Muy cerca se posicionó Pluspetrol. La empresa de capitales nacionales se prepara para dar el gran salto en Vaca Muerta tras adquirir los activos de ExxonMobil. En 2024 invirtió 881 millones de dólares.

Vista continúa bajando sus emisiones en Vaca Muerta.

El papel de las supermajors

La primera supermajors que figura en el informe es TotalEnergies. La firma francesa quiere seguir siendo el principal productor de gas del país y en 2024 invirtió 580 millones de dólares.

Tecpetrol es otro jugador de peso en Vaca Muerta. La firma del Grupo Techint que tiene la nave insignia del shale gas invirtió 523 millones de dólares y se prepara para acelerar en el shale oil.

Otro player internacional es Shell. La empresa anglo-holandesa invirtió 491 millones de dólares en el desarrollo del shale oil y buscará seguir marcando el camino en los proyectos vinculados al no convencional.

Chevron también es determinante en el no convencional. La operadora estadounidense invirtió 319 millones de dólares en Vaca Muerta.

Las empresas que buscan el shale

Pampa Energía anunció que este 2025 estará marcado por el desarrollo de la ventana petrolera de Vaca Muerta. Rincón de Aranda será su brújula durante este año. En 2024 invirtió 239 millones de dólares.

Un jugador que sigue creciendo en el shale es Capsa. La compañía que logró hacer eficiente sus proyectos en Chubut invirtió 211 millones de dólares en 2024.

Pese a que puso el cartel de venta de sus activos en Vaca Muerta, Equinor invirtió 190 millones de dólares en 2024.

Por su parte, Phoenix Global Resources sigue con sus proyectos en la lengua rionegrina de Vaca Muerta e invirtió 175 millones de dólares.

Cierra el registro Aconcagua Energía. La firma de capitales nacionales invirtió 46 millones de dólares en proyectos shale. Se espera que este año avance en la exploración de la lengua mendocina de la formación no convencional.

Vaca Muerta pisó fuerte en la cuna del shale

Vaca Muerta pisó fuerte en Estados Unidos. El shale argentino marcó el pulso del CERAWeek, el evento más importante del mundo en materia de energía que se celebra en Houston, Estados Unidos.

Los principales referentes del sector hicieron anuncios clave sobre el futuro de Vaca Muerta, que buscará competir de igual a igual con los principales plays del mundo, pero al mismo tiempo se buscó reflejar el interés global por el potencial energético del país y la ambición de consolidarse como un jugador de peso en los mercados internacionales.

El primero en marcar la cancha fue Paolo Rocca. El CEO de Techint destacó: “vamos a competir con Estados Unidos” y adelantó que el país “producirá 1,5 millones de barriles”, lo que generó una gran expectativa en la audiencia.

En diálogo con Kevin Gallagher, CEO de Santos, Rocca aclaró que, si bien Argentina y Estados Unidos competirán en el mercado global, cada país atenderá a distintas necesidades. “Estamos muy lejos uno de otro”, agregó, remarcando que la ubicación geográfica de Argentina y su estructura de costos pueden ofrecer ventajas competitivas en ciertos mercados estratégicos.

Además, el pope de Techint destacó que el gas ocupará un rol clave en la nueva transición energética impulsada tras la llegada de Donald Trump a la Casa Blanca. “Hay que hacer una transición más pragmática. Que en vez de net zero, sea low carbon. Tiene que tener sentido económico y no ser una carga para la sociedad”, explicó, en una clara referencia a la necesidad de combinar sostenibilidad con rentabilidad.

Exportaciones

Continuando en la línea exportadora, el secretario coordinador de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, presentó un ambicioso plan que busca alcanzar el millón de barriles diarios de exportación y generar 30.000 millones de dólares anuales en minerales, una cifra que, de concretarse, podría cambiar radicalmente la balanza comercial argentina.

En cuanto al gas, González confirmó que está por cerrarse el segundo barco de GNL, que llegaría entre fines de 2027 y principios de 2028. “Vamos a estar en 6 MPTA de exportación de GNL entre ambos proyectos”, detalló, mostrando optimismo sobre la consolidación del país como exportador clave en el mercado del gas natural licuado.

Atractivo argentino

Otro anuncio fuerte vino por parte del Managing Director de Harbour Energy, Gustavo Baquero, quien resaltó que Argentina es uno de los cuatro países clave para la compañía a nivel global.

“Estamos en 10 países, pero hay 4 que son nuestro core: Reino Unido, Noruega, México y Argentina. Estamos en 500 mil barriles a nivel mundial y Argentina explica 70 mil barriles con planes de seguir creciendo”, afirmó, evidenciando el peso estratégico de la región en la estrategia de expansión de la compañía.

Baquero también subrayó el apoyo social al desarrollo del Oil&Gas en la región, diferenciándolo de Europa. “Tenemos el recurso humano y buenas universidades. Creo que Argentina está haciendo un gran trabajo en gas con el proyecto LNG”, agregó, poniendo en valor el talento técnico y la capacidad de innovación del país.

En tanto, Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol, anunció que la compañía busca replicar el éxito de Fortín de Piedra en el shale oil con Los Toldos II Este. “Argentina está en camino a solucionar los problemas de infraestructura. Si el proyecto LNG tiene éxito, el gas también tiene una gran ventana”, dijo Ferreiro, resaltando que la infraestructura es clave para el desarrollo sostenible de la industria.

 

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

 

YPF y su plan de expansión en Vaca Muerta

Horacio Marín fue quién realizó los anuncios más preponderantes. En el marco del “CEO Series Breakfast”, que realiza el IAPG Houston en esa ciudad, el CEO de YPF presentó una serie de anuncios clave que abarcan proyectos de gas natural licuado (GNL), infraestructura, la venta de campos maduros y el desarrollo de sistemas en tiempo real.

El pope de la compañía de mayoría estatal destacó que la empresa tuvo reuniones con dos super majors interesadas en el proyecto Argentina LNG y anticipó que en abril se anunciaría la decisión final de inversión (FID) para la primera fase, que incluirá dos barcos con un total de 6 MPTA. “Podría ser un notición que cambiaría completamente lo pensado hasta el momento”, dijo Marín, generando expectativas sobre el impacto de la inversión.

Además, anunció que YPF invertirá 20.000 millones de dólares en 1.050 pozos con las nuevas cuatro concesiones adquiridas en Neuquén. “En 2026 vamos a hacer una compañía dedicada totalmente al no convencional y queremos ser mejor que cualquier empresa americana”, aseguró. También confirmó la entrada de Chevron y Shell en el proyecto VMOS y su apoyo al Duplicar X, una alternativa para ampliar la capacidad de evacuación de Vaca Muerta.

Otra novedad destacada fue su crítica a la arena de Río Negro, señalando que su uso genera una pérdida del 20% en las reservas. Por ello, propuso una inversión en infraestructura, posiblemente un tren, para trasladar arena desde Entre Ríos sin saturar las rutas. “Tenemos que optimizar toda la cadena logística si queremos ser más competitivos”, sentenció.

Otra posible venta de activos

El anuncio de TotalEnergies también generó sorpresas en Houston y generó un fuerte cimbronazo en la escena local. El CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanne, confirmó que la empresa está evaluando la venta de activos en Neuquén, incluyendo La Escalonada y Rincón de la Ceniza.

“No estamos interesados en desarrollar petróleo no convencional por diferentes razones”, explicó, aunque no descartó mantener inversiones en otros segmentos estratégicos dentro de la región.

El proceso de venta es gestionado por el banco Jefferies, que llevó adelante la operación de ExxonMobil con Pluspetrol. La compañía espera recibir ofertas no vinculantes en las próximas semanas y evaluar el interés del mercado.

Integración energética

Asimismo, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, destacó la importancia de la integración energética en la región y propuso nuevas infraestructuras para exportar gas de Vaca Muerta a Brasil a través de Bolivia. “Bolivia va a necesitar el gas de Argentina y también queremos terminar el gasoducto Uruguayana – Porto Alegre”, comentó, subrayando la oportunidad que representa una mayor interconexión entre países.

Markous también subrayó la necesidad de inversiones en Vaca Muerta, estimadas en 19.000 millones de dólares anuales, y destacó el uso de inteligencia artificial para mejorar la eficiencia operativa. “Siempre nos comparamos con Estados Unidos. Tenemos un Real Time Operation Center en Buenos Aires donde controlamos todo lo que hacemos”, reveló.

En este marco, elogió las políticas económicas de Javier Milei. “El gobierno está en el camino correcto. La roca de Vaca Muerta a veces es mejor que la de Permian. El problema era la superficie y ahí el gobierno hizo un gran trabajo”, aseveró.

Marín confirmó que YPF deja el convencional y dio detalles del proyecto de GNL

En el marco del “CEO Series Breakfast” que realiza el IAPG Houston en esa ciudad, el presidente de YPF, Horacio Marín trazó una hoja de ruta para la compañía de cara a lo que será la actividad para este año. El directivo presentó una serie de anuncios clave que abarcan proyectos de gas natural licuado (GNL), infraestructura, la venta de campos maduros y el desarrollo de sistemas en tiempo real.

El CEO de YPF destacó reuniones estratégicas con dos grandes compañías petroleras, interesadas en el proyecto Argentina LNG.

Según Marín, los avances son prometedores y en los próximos meses podría confirmarse un acuerdo que transformaría el panorama energético del país. Por lo pronto, la primera fase del proyecto, que contempla la operación de dos barcos con una capacidad conjunta de 6 MPTA, está en una etapa avanzada y se espera que en abril se tome la decisión final de inversión (FID). Alemania aparece como el principal candidato a convertirse en el comprador de este volumen.

El plan contempla una expansión progresiva: una segunda fase de 10 MPTA con Shell como socio y comprador, y una tercera etapa con un volumen estimado de entre 10 y 14 MPTA. Incluso, Marín no descartó la posibilidad de una cuarta fase.

Expansión en Vaca Muerta

En cuanto al desarrollo de Vaca Muerta, Marín informó que YPF ha incorporado cuatro nuevas concesiones en Neuquén, lo que implicará una inversión de 20.000 millones de dólares y la perforación de más de 1.000 pozos. El objetivo es escalar la producción hasta alcanzar 1,5 millones de barriles y exportaciones anuales por 30.000 millones de dólares en 2031.

Sobre el proyecto VMOS, celebró la participación de Chevron y Shell y confirmó que, tras cerrar los acuerdos, se dará luz verde a la iniciativa Duplicar X, una propuesta alternativa para incrementar la capacidad de evacuación de hidrocarburos.

Hacia un modelo 100% shale

Marín también adelantó que para 2026 YPF se convertirá en una compañía completamente enfocada en el desarrollo no convencional, con el propósito de competir con las grandes petroleras estadounidenses. Además, aseguró que están en la fase final de traspaso de campos maduros en distintas provincias.

Uno de los puntos más llamativos de su exposición fue su observación sobre la arena de Río Negro, al señalar que los estudios realizados evidencian pérdidas del 20% en las reservas. Como alternativa, propuso una inversión en infraestructura para transportar arena desde Entre Ríos mediante un tren, evitando la sobrecarga en las rutas.

Por último, Marín presentó un innovador sistema de monitoreo en tiempo real para el segmento downstream. Este plan, que contempla la instalación de cuatro unidades con una inversión de 80 millones de dólares, busca aumentar hasta 20 veces la rentabilidad de las estaciones de servicio.

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.

Vaca Muerta en el centro de la escena del CeraWeek

En el marco del CERAWeek 2025 -el mayor encuentro mundial de energía que se desarrolla en Houston, Texas-, Argentina despertó muchas expectativas por el acelerado crecimiento que está teniendo la explotación de Vaca Muerta.

Entre los principales pronósticos, se indicó que la producción petrolera del país se duplicará para el 2027. El presidente y CEO del grupo Techint, Paolo Rocca, dijo que se estarán produciendo 1,5 millón de barriles por día para ese año.

La producción se ubica en torno a los 760.000 barriles diarios de crudo y sigue en ascenso, lo que llevó a YPF a mostrar un balance récord.

Cuando esté a activo el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, a principios de 2027, la producción experimentará un crecimiento exponencial.

En el encuentro realizado en Texas, habló Rocca, y entre los participantes estaban el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea; y el CEO de Transportadora de Gas del Norte (TGN), Daniel Ridelener.

Rocca se mostró muy optimista y también evaluó las políticas que está aplicando el presidente de los Estado Unidos, Donald Trump.

“Trump está tratando de controlar el poder dominante de China y reindustrializar a Estados Unidos, lo cual veo razonable. Están usando a las tarifas (aranceles a las importaciones) como política para reorientar la industria”, dijo Rocca.

En este sentido, el secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, sostuvo el gas es la energía que crece a un ritmo más rápido a nivel global y es clave para la seguridad energética del mundo, que se provee en un 85% de hidrocarburos.

“El gas natural es responsable del 43% de la producción de electricidad de Estados Unidos. Simplemente no hay forma física de que la energía eólica, solar y las baterías puedan reemplazar los innumerables usos del gas natural”, afirmó.

Para acelerar el desarrollo de GNL, confirmó el fin “a la pausa en los permisos de exportación” de Joe Biden y anunció “nuestra cuarta acción en este sentido, mejorando la terminal de exportación de GNL Dolphin Offshore Louisiana”.

Neuquén le otorgó cuatro nuevas concesiones a YPF

El Gobierno de Neuquén otorgó cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales (CENCHs) a YPF. Se trata de las áreas Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II, las primeras adjudicadas bajo la gestión de Rolando Figueroa.

En total, estas cuatro CENCHs abarcan 675,79 km². YPF invertirá 12.915 millones de dólares en la perforación de 700 pozos horizontales. Para la etapa piloto, la inversión será de 340,3 millones de dólares, con la perforación de 27 pozos horizontales. En el caso del área Narambuena, YPF está en sociedad con Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.

Con estas adjudicaciones, la Provincia del Neuquén suma un total de 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, cubriendo una superficie de 10.657,5 km², lo que equivale al 36 % del total de Vaca Muerta dentro del territorio provincial. En la etapa de desarrollo continuo, se prevé una inversión de 214.600 millones de dólares y la perforación de más de 14.877 pozos.
Las 51 concesiones no convencionales otorgadas a las empresas seguirán impulsando el crecimiento de la producción de petróleo y gas, contribuyendo a la consolidación de nuevos récords en el sector.

Narambuena

El área Narambuena tiene una superficie de 212,79 km2 y la titularidad corresponde en un 50% a la empresa YPF y el 50% restante, a Compañía de Desarrollo No Convencional SRL (CDNC). Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo negro.

Durante la etapa piloto, con una duración de 4 años, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 14 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de entre 1.100 y 2.000 metros, entre 15 y 28 etapas de fractura y un distanciamiento de 300 metros entre pozos, distribuidos en 5 PAD, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción. La inversión total estimada para esta etapa es de 181,2 millones de dólares.

Una vez transcurrido el periodo de cuatro años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 206 pozos. La inversión total del proyecto es de 3.330 millones de dólares.

Se estima una producción total de 246 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOES) a lo largo del proyecto. Como resultado, las regalías proyectadas para la provincia alcanzarán aproximadamente los 1.569 millones de dólares (542 millones a valor actual).

Antecedentes

Originalmente, el área Narambuena formaba parte de Chihuido de la Sierra Negra, que abarcaba una superficie total de 667,13 km2. A fines de 2008, YPF acordó extender el vencimiento de la prórroga; sin embargo, en mayo de 2024, las empresas solicitaron el otorgamiento de la concesión hidrocarburífera no convencional denominada “Narambuena”.

Aguada de la Arena

El área tiene una superficie de 111 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de gas húmedo, condensado y seco.

Durante la etapa piloto, se prevé perforar, completar y poner en marcha 6 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 1.500 metros, con 25 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en 2 PADs, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción. La inversión para esta etapa es de 63,22 millones de dólares. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 205 pozos nuevos. La inversión total de proyecto es de 4.184 millones de dólares.

Se estima una producción total de 463 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOES) a lo largo del proyecto. Como resultado, las regalías proyectadas para la provincia alcanzarán aproximadamente 1.539 millones de dólares (657 millones a valor actual).

YPF terminó la etapa del Vaca Muerta Norte.

La Angostura Sur I y La Angostura Sur II

Se trata de las otras dos nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales. El área “La Angostura Sur I” tiene una superficie de 249 km2; mientras que “La Angostura Sur II” posee una superficie de 103 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo volátil y petróleo negro.

En lo que respecta al plan piloto de La Angostura Sur I, se prevé perforar, completar y poner en marcha 4 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros, con 28 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en cuatro locaciones. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 175 pozos horizontales.  Respecto a la inversión, el total del proyecto es de 3.450 millones de dólares.

En lo que se refiere a La Angostura Sur II, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 3 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2000 metros y con 28 ramas de fractura.  Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 87 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es 1.951 millones de dólares.

Se estima una producción total de 267 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOES) a lo largo del proyecto. Como resultado, las regalías proyectadas para la provincia alcanzarán 1.922 millones de dólares (821 millones a valor actual).

Obras que se compromete YPF

En el marco de la solicitud de las CENCH, la empresa YPF se comprometió a ejecutar las siguientes obras para la Provincia del Neuquén: construcción de un gasoducto de 16 kilómetros que llevará gas natural a la meseta de la localidad de Añelo; una obra de infraestructura vial que consiste en la pavimentación de un tramo de 90 km de la Ruta 7, entre el empalme con ruta 5 y el empalme con Ruta Nacional N° 40 hacia el norte de Neuquén; otra obra de infraestructura vial consiste en la pavimentación de un tramo de 26 kilómetros  de Ruta 7 o a determinar por parte de la Provincia.

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.