Continental Resources ingresa a tres áreas clave de Vaca Muerta con participaciones de hasta el 20%

El Ministerio de Energía de Neuquén aprobó el ingreso de Continental Resources Argentina S.A.U. a tres áreas no convencionales de Vaca Muerta mediante la cesión de participaciones por parte de Pan American Energy (PAE): un 18% en cada uno de los contratos de Unión Transitoria de Coirón Amargo Sur Este (CASE) y Aguada Cánepa, y un 20% en la concesión de explotación no convencional (CENCH) Bandurria Centro. PAE mantiene la operación en los tres proyectos. La incorporación se formalizó mediante adendas a los contratos vigentes, en el marco de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y la Ley Provincial 2453, sin objeciones de las áreas técnicas, ambientales, legales y económicas del gobierno neuquino.

El movimiento consolida la presencia de la firma estadounidense en la cuenca neuquina apenas cinco meses después de su primer ingreso formal a la provincia. A fines de diciembre de 2025, Continental había adquirido el 90% del área Los Toldos II Oeste, absorbiendo la participación de Pluspetrol y asumiendo la operación, mientras Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) retuvo el 10% restante. Con las tres nuevas incorporaciones, Continental ya opera o participa en cuatro áreas de Vaca Muerta en menos de un semestre, un ritmo de expansión inusual incluso para una formación que en 2025 superó los 700.000 barriles de petróleo equivalente por día de producción combinada de petróleo y gas no convencional. El ingreso de un operador norteamericano con experiencia directa en las formaciones Bakken y Anadarko añade diversificación técnica al portafolio de desarrolladores activos en la cuenca.

Continental Resources, Inc. —controlante de la subsidiaria local— es una compañía fundada en 1967 y con sede en Oklahoma, históricamente vinculada al desarrollo de Bakken en Dakota del Norte, una de las formaciones de shale oil más productivas de Estados Unidos. Su experiencia en perforación horizontal y en el diseño de pad drilling (pozos múltiples desde una misma locación) es relevante para Vaca Muerta, donde el costo de perforación por pozo horizontal oscila entre 8 y 12 millones de dólares según profundidad y completación. La nueva estructura accionaria de CASE y Aguada Cánepa queda con GyP al 10%, PAE al 72% y Continental al 18%, mientras que en Bandurria Centro la distribución es PAE 80% y Continental 20%. En los dos primeros casos, GyP es titular de la concesión; en Bandurria Centro, la titularidad corresponde a PAE. Las tres áreas se ubican en bloques con potencial de desarrollo en la formación Vaca Muerta, aunque con distintos grados de madurez productiva.

Para Neuquén, la llegada de un operador norteamericano con capital propio y capacidad técnica en no convencionales tiene implicancias concretas. La provincia depende del sector hidrocarburífero para financiar aproximadamente el 35% de sus ingresos fiscales a través de regalías, canon y participaciones de GyP. Cada área que avanza en su curva de desarrollo amplía la base imponible y el volumen de regalías —actualmente fijadas en el 12% para producción convencional y no convencional en Neuquén, con posibilidad de negociar incrementos en contratos nuevos—. Bandurria Centro, en particular, integra un bloque contiguo a Bandurria Norte, donde YPF lidera uno de los desarrollos de shale oil con mayor densidad de pozos por kilómetro cuadrado en la cuenca. La proximidad geológica sugiere que Continental y PAE apuestan a replicar resultados similares en ese sector. En el plano de la balanza energética nacional, la producción incremental de petróleo no convencional en áreas como estas es central para sostener las exportaciones de crudo Medanito y Escalante, que en 2025 representaron ingresos de divisas superiores a los 5.000 millones de dólares anuales para el país.

La pregunta que queda abierta es qué compromisos de inversión y perforación asumió Continental en cada uno de los tres contratos como condición para la aprobación provincial. En el caso de Los Toldos II Oeste, el ingreso con operación directa implicó un programa de trabajo específico. Para CASE, Aguada Cánepa y Bandurria Centro, donde PAE retiene la operación, el rol de Continental como socio no operador sugiere que su aporte es principalmente financiero en esta etapa, aunque su know-how técnico podría influir en decisiones de completación y espaciamiento de pozos. El sector deberá seguir si estos ingresos derivan en solicitudes de adhesión al RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), dado que los proyectos de exportación de hidrocarburos con inversiones superiores a los 200 millones de dólares califican para ese régimen. Cualquier declaración de proyecto RIGI para estas áreas cambiaría sustancialmente la ecuación fiscal y regulatoria para Continental y PAE en el mediano plazo.

Puntos clave

• Continental Resources ingresa a tres áreas de Vaca Muerta: con 18% en Coirón Amargo Sur Este y Aguada Cánepa, y 20% en Bandurria Centro; PAE mantiene la operación en los tres bloques.
• En menos de seis meses, la firma estadounidense pasó de cero presencia en Neuquén a participar en cuatro áreas no convencionales, incluyendo la operación directa de Los Toldos II Oeste.
• La estructura accionaria resultante coloca a GyP con el 10% en CASE y Aguada Cánepa, reforzando el rol de la empresa estatal provincial como socio estratégico en contratos de Unión Transitoria.
• La producción no convencional de Vaca Muerta superó los 700.000 barriles de petróleo equivalente diarios en 2025, contexto que explica el interés de operadores norteamericanos con experiencia en Bakken.

Preguntas del sector

La cesión simultánea del 18% y 20% a Continental sin resignar la operación es una operación de monetización parcial de activos: PAE recupera capital que puede redirigir a perforación u otras áreas, mientras mantiene control técnico y la relación directa con GyP y la provincia. Es una práctica habitual en cuencas maduras para financiar planes de desarrollo sin endeudamiento adicional, pero implica que Continental ingresa como socio financiero sin capacidad de decisión operativa en esta etapa.

La elegibilidad depende del monto de inversión comprometido en cada bloque y de si los proyectos contemplan exportación de hidrocarburos como destino principal. Si los planes de trabajo superan los 200 millones de dólares por área y califican como Vehículo de Proyecto RIGI, las empresas acceden a estabilidad fiscal por 30 años, reducción de alícuotas del impuesto a las ganancias y libre disponibilidad de divisas. Para Neuquén, el RIGI implica resignar parte de la presión tributaria nacional sobre los proyectos, pero a cambio obtiene mayor certeza de inversión y regalías sostenidas en el largo plazo.