La curva de petróleo y del gas
Pampa Energía completó diez pozos en Rincón de Aranda durante julio y los termina de conectar a producción en agosto.
Con ese refuerzo, la compañía espera terminar el tercer trimestre con una tasa de salida de 28.000 barriles diarios, un escalón que la deja a mitad de camino de la meseta de 45.000 que persigue para el año que viene. Ninguno de esos números está en el informe escrito del martes: salieron de la videoconferencia del miércoles.
El bloque llega a esta etapa con la curva más empinada de su corta historia.
Promedió 22.200 barriles diarios entre abril y junio, tres veces el volumen de un año atrás, con 43 pozos en producción contra los 17 que tenía en el mismo trimestre de 2025. Es el único activo de petróleo relevante de la compañía y ya explica prácticamente la totalidad de los 23.400 barriles diarios que Pampa produjo en el trimestre.
La aceleración no fue lineal, y la propia empresa explicó por qué.
El bloque tocó su máximo diario el 21 de mayo, con 27.000 barriles, y cerró el trimestre en 16.000. El registro oficial de producción por pozo de la Secretaría de Energía muestra el mismo movimiento en escala mensual: 25.638 barriles diarios en mayo, el máximo de la serie, y 20.558 en junio, una baja del 19,8%. La compañía no conectó pozos nuevos desde marzo, de modo que los 43 que estaban activos en abril son los mismos que sostuvieron mayo y junio.
Detrás de ese movimiento hay una decisión de ingeniería de reservorio.
Durante el trimestre la operadora cerró el paso a varios pozos mientras completaba locaciones vecinas, para evitar el golpe de fractura entre pozos contiguos y la interferencia con los perforados antes, lo que la industria conoce como efecto padre-hijo. Sacrificar caudal durante algunas semanas protege la productividad de largo plazo de toda la zona. Los diez pozos que se conectan en agosto son justamente los que estaban esperando del otro lado de esa decisión.
Adolfo Zuberbuhler, director ejecutivo de Finanzas dijo haber leído un informe según el cual la compañía contenía terminaciones hasta obtener la aprobación en el régimen de incentivos para grandes inversiones, y lo negó de manera expresa. El argumento es de encuadre normativo: el expediente aprobado el 21 de julio alcanza a los pozos perforados desde esa fecha en adelante, y los diez en cuestión son anteriores, de modo que esperar no habría cambiado su tratamiento fiscal.
Ese expediente fija el horizonte de la década que viene. Compromete 259 pozos y u$s 4.500 millones de inversión desplegados hasta 2041, con estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por treinta años.
Dos equipos de perforación y un set de fractura hasta fin de año
Para el resto de 2026 la operadora mantiene dos equipos de perforación de alta especificación y un set de fractura asignados al bloque.
La infraestructura de superficie es la variable que gobierna el resto de la curva. La compañía puso en servicio una segunda planta de tratamiento temporal que llevó la capacidad de procesamiento de crudo de 20.000 a 28.000 barriles diarios, exactamente el techo que necesita para el objetivo del tercer trimestre. Son instalaciones alquiladas, con un costo cercano a u$s 5 millones mensuales, y conforme a las normas internacionales de información financiera su arrendamiento se reclasifica dentro del costo de extracción.
Eso explica el comportamiento de los costos. El costo de extracción del petróleo se ubicó en u$s 15 por barril en el trimestre, un 28% menos que un año atrás, aunque subió contra los tres meses previos por la entrada de la segunda planta temporal. Zuberbuhler proyectó que bajará a u$s 5 por barril hacia el segundo trimestre de 2027, cuando entre en operación la planta central de tratamiento, prevista para el primer trimestre de ese año, y el volumen diluya la estructura. El objetivo de meseta de 45.000 barriles diarios está condicionado a esa planta y a la puesta en marcha del oleoducto que evacúa la producción hacia el Atlántico.
La inversión acompaña ese calendario. La compañía destinó u$s 900 millones al bloque el año pasado y prevé unos u$s 700 millones más este año. En el trimestre invirtió u$s 228 millones en el conjunto de sus negocios, con el 72% asignado a Rincón de Aranda. Para 2027 proyecta una inversión del orden de los u$s 700 millones, también concentrada en el bloque, y luego un régimen de mantenimiento cercano a los u$s 200 millones anuales.
Sierra Chata desplazó a El Mangrullo como principal bloque de gas
Rincón de Aranda también empezó a aportar gas. Junto con el pozo exploratorio Parva Negra Este sumó 0,3 millones de metros cúbicos diarios de gas asociado en el trimestre, un 40% más que en los tres meses previos. Es un volumen menor frente a los 14,3 millones de metros cúbicos diarios de la compañía, pero crece con la perforación.
El grueso del gas viene de otro lado, y ahí también hubo cambio de guardia. Sierra Chata alcanzó un récord trimestral de 7,4 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a 43,3 kboe diarios a tenencia de Pampa, con una suba del 95% interanual impulsada por la conexión de cuatro pozos de shale en abril. Con ese salto pasó a ser el bloque más productivo de la compañía.
El Mangrullo, que ocupaba ese lugar hace un año, aportó 5,2 millones de metros cúbicos diarios, unos 30,8 kboe diarios, con una caída del 30% interanual. La razón es de calendario de inversión: no conecta un pozo nuevo desde julio de 2024 y viene operando en declino natural. Entre los dos bloques explican el 88% del gas que produce Pampa.
Ese reparto interesa porque la compañía ya tiene comprometido su gas para los próximos años. Zuberbuhler presentó lo que definió como un presupuesto y no una proyección: una meseta de 20 millones de metros cúbicos diarios sostenidos, con 10 destinados a sus propias centrales térmicas, 3,3 de promedio anual a la planta de urea de Bahía Blanca, 6 al proyecto flotante de licuefacción y 1,5 a exportación, con un precio interno de transferencia de u$s 3 por millón de BTU. La compañía calcula que sus reservas probadas y probables alcanzan para sostener ese nivel unos 25 años, sin contar recursos ni reservas posibles, con una inversión de mantenimiento de entre u$s 250 y 300 millones anuales.
La distancia entre los 14,3 millones que produce hoy y los 20 del presupuesto es la medida de la campaña de perforación gasífera que viene, y explica por qué Sierra Chata concentra la actividad.