Autor: Mejor Energía

  • Otamérica consolida su nuevo plan de inversiones a partir del proyecto Duplicar X

    Otamérica consolida su nuevo plan de inversiones a partir del proyecto Duplicar X

    Con una visión de expansión que acompaña el incremento de la capacidad de producción y de transporte de Vaca Muerta, la empresa Otamerica inauguró hoy martes en Bahía Blanca la primera etapa de sus obras de ampliación, un hito que marca la continuidad de una nueva era en la capacidad de exportación de shale oil de la Cuenca Neuquina.

    El vicepresidente de la compañía, Guillermo Blanco, destacó las obras en marcha como parte de un proyecto integral que permitirá incrementar las exportaciones del crudo de Vaca Muerta por el puerto del complejo bahiense, pero a la vez anunció el diseño de un nuevo plan de inversiones para acompañar reciente del lanzamiento del proyecto Duplicar X, de Oleoductos del Valle. Este nuevo proyecto que se está diseñando, y pronto a lanzar, se denomina Rosa Negra II.

    Oldelval -luego de habilitar los trabajos de Duplicar+- anunció semanas atrás una nueva traza paralela de 300 kilómetros que sumará 125.000 barriles diarios para junio de 2026 con finalización completa en diciembre de ese año, y una inversión de u$s500 millones a financiar por los dadores de carga que se analiza la posibilidad de sumar al RIGI.

    Tal como ocurrió con Duplicar+, el avance de la capacidad de evacuación que va diseñando Oldelval tiene que tener su correlato en la terminal de almacenamiento que opera Otamerica, nombre con el cual fue rebautizada la empresa Oiltanking.

    La ampliación de Otamérica consistió en la construcción de un nuevo y moderno muelle.

    Ahora, con el lanzamiento de Duplicar X, Otamerica vuelve a requerir la ampliación de sus instalaciones y capacidades. «Este crecimiento permitirá sumar 20.000 m3 más por día a la capacidad de carga, sin necesidad de construir nuevos muelles, ya que el objetivo es cargar las tres terminales en simultáneo», explicó Blanco.

    Si bien por el momento no habrá anuncio a la espera de que Oldelval -compañía cuyos accionistas son varias de las mismas petroleras que operan en Vaca Muerta- defina los detalles de su nuevo proyecto, Otamérica ya tiene una previsión de lo que vendrá con una inversión que podrá superar los u$s100 millones según estimaciones muy preliminares.

    Para lograrlo, la empresa invertirá en nueva infraestructura clave: «Necesitamos tener al menos dos nuevas bombas y dos tanques de almacenamiento más», además de los trabajos asociados, para lo cual se volverá a explorar un esquema de financiamiento con el pago anticipado de los accionistas de la reserva de carga y la emisión de deuda en el mercado local.

    Blanco también señaló que como operador logístico de la planta de Coronel Rosales, gestiona hoy el 70% del crudo producido en el país y que “este proyecto no solo fortalece el sistema midstream argentino actual, sino que sienta las bases para su articulación futura con el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), impulsado por YPF. Hasta que esa megaobra esté en funcionamiento, Puerto Rosales y su infraestructura expandida cumplirán un rol clave como plataforma logística de exportación”.

    En respuesta a la inversión del Duplicar+ de u$s 1.400 millones, Otamerica acompañó con un plan propio de desarrollo de su infraestructura de almacenaje por otros u$s 600 millones, lo que se delineó en tres etapas de las cuales se inauguró hoy la primera.

    Transportar mayores volúmenes de crudo hacia puertos de exportación o refinerías aumenta el ingreso de divisas y fortalece a la Argentina, por eso las obras van a permitir incrementar la exportación de petróleo del país en 300.000 barriles/día equivalentes a u$s 8000 millones al año.

    Las obras de Otamérica están ligadas a la mayor demanda de Vaca Muerta y la ampliación de Oldelval.

    Los trabajos permitirán algunos logros clave de eficiencia a través de la modernización y mayor capacidad técnica para operar, ya que logrará cargar con crudo un buque del tipo Afromax de 160.000 m3 de las actuales 36 horas a poco menos de 20 horas.

    Ese incremento operativo es lo que llevará a la terminal a la posibilidad de despachar de los actuales 9 barcos al mes a unos 25 buques mensuales, según el tipo de carguero que se trate, con destino a mercados como Europa, el Golfo de México y África.

    La Etapa 1 de este plan de ampliación consistió en la construcción de un nuevo muelle con dos posiciones de amarre, dos tanques de 50.000 m3 cada uno, una “casa de bombas” y sistemas de tuberías para recepción, aspiración y exportación. También se construyó infraestructura de seguridad y sistemas eléctricos e instrumentales.

    La etapa 2 previó la incorporación de otros dos tanques de 50.000 m3, mientras que la Fase 3 sumará dos tanques más de igual capacidad, para un total de seis, y una tercera posición en el muelle. Con estas ampliaciones, la capacidad diaria de recepción llegará a los 86.000 m3, y la exportación de excedentes se estabilizará en 44.000 m3 diarios, consolidando a la terminal como la principal salida de crudo nacional.

    Este avance permitirá ampliar la capacidad operativa total de la terminal desde los 480.000 m3 actuales a 780.000 m3, fortaleciendo así su rol como receptor del crudo proveniente de la Cuenca Neuquina. El sistema logístico de Oldelval, con sus proyectos Duplicar Plus y Duplicar X, permitirá evacuar hasta 665.000 barriles diarios hacia Puerto Rosales, por lo que el correlato en capacidad de almacenamiento y despacho por buque es indispensable.

    El nuevo muelle -una obra de 2.000 metros de extensión- permite operar buques Panamax, Aframax y Suezmax de hasta 160.000 toneladas, reemplazando progresivamente las monoboyas actuales. También es motivo de análisis la posibilidad de avanzar con una obra que excede la potestad de Otamerica como lo es el dragado de la ría para facilitar un mayor calado de navegación.

    Se trata de una obra que demandará hasta un año de trabajos pero cuya mayor dificultad reside en definir quién se hará cargo de la obra entre todos los actores del sistema, y cómo se financiará.

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  • Marín promete que YPF va a perforar 2000 pozos en Vaca Muerta hasta el 2030

    Marín promete que YPF va a perforar 2000 pozos en Vaca Muerta hasta el 2030

    El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que la compañía en los próximos cinco años perforará 2000 pozos en Vaca Muerta, lo que le permitirá alcanzar una producción de 820.000 barriles de petróleo y 174 millones de metros cúbicos de gas, lo que le permitirá posicionarse entre las 20 petroleras más grandes del mundo.

    El directivo de la mayor petrolera de la Argentina, bajo control del Estado nacional, participó de un foro del sector agropecuario en la ciudad de Buenos Aires, donde presentó los planes de desarrollo de la compañía que le permitirá posicionarse «entre las mejores del mundo» por inversiones y productividad.

    «De acá a cinco años, YPF va a producir un millón de barriles de petróleo propios y otr millón como operadora, cuando el pico de actividad de la Argentina fue de 850.000 barriles a fines de los 90, y en gas va a llegar a los 174 millones de metros cúbicos cuando hoy toda la industria suma 120 millones», proyectó Marin.

    Ese nivel de producción se va a lograr con «unos 2000 pozos a perforar por YPF al 2030, algo fenomenal si se tiene en cuenta que toda la industria en 10 años hasta ahora hizo 1.600 pozos», dijo al asegurar que esa meta ambiciosa va a requerir muchos rigs de perforación, y una inversión en Vaca Muerta durante todos estos años que va a ser igual a la de las supermajors en todo el mundo.

    «En un año entre YPF y la industria va a igualar a las inversiones de las supermajors en todo el mundo en todo un año en el oil & gas para hacer escala», aseguró, aunque advirtió que si bien «Vaca Muerta es mejor tanto en gas como en petróleo que Estados Unidos, hay que ser muy eficientes para compensar la diferencia de escala de un país con el otro para ser competitivo».

    En ese sentido, Marín manifestó: «Vaca Muerta hoy es más competitiva que cualquier shale americano, sino se le suman pavadas y costos que no tiene sentido y a la larga se convierten en ineficiencias». Así lo expresó al asegurar la competitividad de la roca neuquina por sobre las formaciones no convencionales de de Estados Unidos como Permian Delaware, Permian New México y Permian Midland, Bakken, Eagle Ford y Montney, en shale oil; y Nashville, Montney y Eagle Ford en shale gas.

    Marín, volvió a ratificar el objetivo de la empresa estatal de ir hacia la producción exclusiva de petróleo y gas no convencional con único anclaje en Vaca Muerta, buscando finalizar el proceso de desprendimiento de los yacimientos convencionales maduros en los próximos meses. «El objetivo es que a partir del año que viene o antes, pasar a ser una compañía de no convencionales y producir solamente de Vaca Muerta», reiteró.

    «No es porque uno no quiera hacer otras actividades, pero ahí (en Vaca Muerta) nosotros tenemos un costo operativo de u$s 5 el barril y en las demás áreas maduras teníamos muchas pérdidas. La pérdidas que tenía YPF en campos maduros era igual a la posibilidad de financiamiento que tenían», explicó. Y en ese sentido, destacó que la explotación de shale «es una obligación hacerlo para que YPF tenga futuro y generar crecimiento».

    Según Marín, el costo de producción por barril en los pozos maduros escalaba hasta los u$s 28, mientras que en Vaca Muerta es de u$s 5. No obstante, marcó que la inversión inicial necesaria para poder explotar shale son significativamente mayores a las de los pozos convencionales maduros. Los yacimientos de los que YPF se está desprendiendo se encuentran en Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

    «Hoy estamos en más de 700.000 barriles y la cuenca neuquina puede sacar 1,5 millones de barriles. Para el desarrollo de Vaca Muerta, lo único que se necesita es capital, porque ya no hay cuello de botella de infraestructura, y eso se está haciendo sin el estado bobo, sino que lo están haciendo las compañías privadas», sentenció.

    El plan de eficiencia y productividad de la compañía contempla referencias estandarizadas en la industria como llevar el tiempo de entrega del pad de cuatro pozos de los 312 días que demandaban en 2023, a 215 que se estiman mejorarán los equipos para este año y reducirlo aún más hasta los 170 días en 2029, es decir una mejora del 45,5%.

    El otro objetivo en desarrollo es la mejora en la eficiencia en la velocidad del drilling, para la cual se midió que en 2023 los equipos de la compañía realizaban en promedio unos 272 metros por día de perforación, un valor que se pretende elevar a 360 metros por día en hacia fines de 2025 y escalar hasta los 439 metros diarios, es decir una mejora del 61,4% para el período.

    Otro valor clave para la competitividad del hidrocarburo de Vaca Muerta es la velocidad de fractura, la técnica que se aplica en el no convencional para estimular la roca madre. Allí, la proyección de YPF es pasar de las 202 etapas por mes realizadas en los bloques del core hub de Vaca Muerta, a 260 a finales de este año y 310 etapas al 2029, es decir una mejora del 53,4% en la performance.

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  • Referentes de la industria debaten sobre energía y producción en un evento clave en Bariloche

    Referentes de la industria debaten sobre energía y producción en un evento clave en Bariloche

    La ciudad de San Carlos de Bariloche será este miércoles 4 de junio el epicentro del debate energético nacional e internacional con la realización del Encuentro de Energía y Producción 2025, un evento que reunirá a figuras clave del sector energético, entre empresarios, funcionarios, académicos y expertos.

    La jornada, que comienza hoy a las 9.00 en el Hotel NH Edelweiss, cuenta con la participación de representantes de YPF, Pan American Energy, Shell, Pluspetrol, Vista, Genneia, INVAP, Schneider Electric, entre otras empresas, así como funcionarios de energía de las provincias de Río Negro, Mendoza y Buenos Aires.

    Las palabras de apertura estarán a cargo del vicegobernador de Río Negro, Pedro Pesatti, y uno de los momentos más esperados será la exposición del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien brindará detalles inéditos sobre dos de los proyectos más ambiciosos del país: el Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) y el plan Argentina LNG, que busca posicionar al país como un actor central en el mercado global de gas natural licuado.

    El oleoducto VMOS contempla la construcción de un ducto de 437 kilómetros que unirá Vaca Muerta con la costa atlántica rionegrina, además de una terminal portuaria de exportación de clase mundial.

    Además, el evento tendrá una delegación brasileña de alto nivel, con representantes del Ministerio de Energía y Minas, el BNDES y empresas del sector, que analizarán las oportunidades de integración energética entre Argentina y Brasil.

    Durante la jornada se desarrollarán paneles temáticos sobre hidrocarburos, energías renovables, nuclear, digitalización y tecnología aplicada al desarrollo productivo, con eje en la sustentabilidad, la participación de proveedores locales y el impacto comunitario.

    Uno de los paneles destacados será “Energías del futuro: cuál es el potencial argentino”, moderado por el periodista Fernando Castro, director de Mejor Energía, y con la participación de Javier Gort (Genneia), Sergio Ferrari (Schneider Electric) y Santiago Pérez Ghiglia (INVAP).

    También participarán Juan José Carbajales (Instituto del Petróleo y Gas, UBA), Roberto Kozulj (UNRN) y Mariano Cantero (Instituto Balseiro), con una mirada de largo plazo sobre el papel de Argentina en el contexto energético regional y global.

    El evento podrá seguirse en vivo vía streaming a través del canal de YouTube de Ámbito Financiero y sus redes sociales. Se espera una audiencia de más de 120 personas en sala y una amplia repercusión en medios especializados

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  • Con una inversión de U$S 240 millones, Genneia inauguró su octavo parque eólico

    Con una inversión de U$S 240 millones, Genneia inauguró su octavo parque eólico

    Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, inauguró oficialmente el Parque Eólico La Elbita, su tercer desarrollo eólico en la provincia de Buenos Aires.

    El parque se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil, sobre una extensión de 1.464 hectáreas, y cuenta con 36 aerogeneradores Vestasde última generación, una potencia instalada de 162 MW y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales bajo el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

    El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa.

    Por parte de las autoridades,además del intendente de Tandil, Miguel Lunghi, participaron representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, el ENRE, CAMMESA, el Subsecretario de Energía y representantes del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, entre otras autoridades locales, provinciales y nacionales, además de clientes, proveedores y representantes de la comunidad.

    El parque generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de COâ‚‚ al año.

    Estará destinado en su totalidad a abastecer clientes industriales, que se suman a los más de 60 clientes corporativos con los que ya cuenta la empresa. Y, además, empleó a más de 450 personas en su etapa de construcción.

    Con una inversión superior a los U$S 240 millones, el proyecto fue posible gracias a un esquema de financiamiento mixto que combinó inversores locales e internacionales.

    A nivel global, Genneia obtuvo el respaldo de FMO (Banco de Desarrollo de los Países Bajos) y FinDev Canadá, que otorgaron un préstamo corporativo de U$$ 85 millones a 10 años. Y en el plano local, se sumaron inversores a través de emisiones de bonos verdes, consolidando a la compañía como referente en finanzas sostenibles.

    Jorge Brito, accionista de Genneia, afirmó que «este proyecto sintetiza lo que creemos: inversión productiva, visión de largo plazo y trabajo conjunto entre el sector privado, el público, los inversores y las comunidades. La Elbita no es solo un parque eólico: es una señal clara de hacia dónde queremos que avance la Argentina. Seguimos sumando más y mejor energía para el país, imprescindible para sostener el crecimiento de la economía”.

    Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, expresó: “la puesta en marcha de La Elbita refuerza nuestro orgullo de ser uno de los principales referentes del Mercado a Término (MATER), donde más de 50 empresas líderes de diversos sectores confían en nosotros para avanzar en sus metas de descarbonización. Este parque fue concebido para abastecer con energía renovable, eficiente y competitiva a grandes usuarios industriales”.

    Esta inauguración forma del plan de inversiones 2022–2026 de la empresa, que suma un total de U$S 900 millones, y que incluye, además, a los desarrollos solares de Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

    Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la expansión de las energías limpias y el crecimiento sostenible en distintas regiones del país. De esta manera, Genneia proyecta que, hacia finales de 2026,continuará liderando el sector renovable en Argentina, con 15 centros de generación renovables- 8 eólicos y 7 solares -, con una capacidad instalada superior a los 1,7 GW (945 MW eólicos y 800 MW solares).

    La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita (provincia de Buenos Aires) y del Parque Solar Malargüe 1 (Mendoza) ha elevado la capacidad total de generación renovable de Genneia a 1.256 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y marcando un hito sin precedentes en el panorama energético argentino.

    En energía eólica, la compañía cuenta con una capacidad instalada de 945 MW, distribuidos entre sus parques en Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita.

    En cuanto a energía solar, Genneia avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris (Mendoza), con una potencia proyectada de 180 MW, y ha anunciado una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en la provincia, ubicado en San Rafael, también con una capacidad de 180 MW. A estos se sumará un nuevo proyecto: San Juan Sur, con una capacidad instalada de 130 MW.

    Entre sus cuatro parques solares en operación (Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1) y los tres actualmente en construcción, Genneia alcanzará una capacidad total de 310 MW en energía solar.

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  • El mercado global de GNL, ante un escenario de redefiniciones

    El mercado global de GNL, ante un escenario de redefiniciones

    El comercio mundial de gas natural licuado (GNL) mostró un crecimiento casi plano en 2024, alcanzando los 406 millones de toneladas (MT), apenas un 1% más que el año anterior, según el informe anual de la GIIGNL (Grupo Internacional de Importadores de GNL).

    Esta ralentización consolida la desaceleración iniciada en 2023 y refleja un panorama global complejo, marcado por tensiones geopolíticas, transformaciones regulatorias y cambios en la demanda regional.

    Europa experimentó una caída del 19% en sus importaciones de GNL, debido a una menor demanda del sector eléctrico, impulsada por el crecimiento de las energías renovables y el repunte de la generación nuclear en Francia.

    A pesar de ello, el gas natural sigue siendo un pilar clave para mantener la estabilidad de las redes eléctricas y avanzar en la transición energética del continente.

    Sin embargo, la regulación ambiental europea, como la nueva normativa sobre metano y la Directiva de Diligencia Debida en Sostenibilidad Corporativa, está elevando los estándares de sostenibilidad para los proveedores de GNL, lo que podría influir en las estrategias de abastecimiento.

    El mercado también enfrenta incertidumbre por los vaivenes políticos en Estados Unidos, donde se combinan avances en autorizaciones para nuevos proyectos de exportación con llamados a priorizar el suministro interno. Esta dualidad genera preocupación en Europa, su principal comprador de GNL, frente a eventuales restricciones comerciales o subas arancelarias.

    A esto se suma la decisión reciente de la Comisión Europea de avanzar hacia un veto formal a las importaciones de GNL ruso, que representan aproximadamente el 19% del suministro europeo, profundizando la reconfiguración del portafolio de abastecimiento del bloque.

    En contraste, Asia continuó liderando la demanda global, con un fuerte crecimiento en China e India, donde las importaciones aumentaron un 23%, gracias a una mayor actividad industrial y demanda energética. En conjunto, los países asiáticos compensaron la caída en Europa, manteniendo estables los volúmenes globales.

    El informe también destaca una nueva ola de capacidad de licuefacción en desarrollo, especialmente en Estados Unidos, Mozambique, México y Qatar. Entre 2025 y 2028, se espera que entren en operación 180 MTPA de nueva capacidad, lo que podría redefinir el equilibrio del mercado si la demanda acompaña.

    En este contexto de transformación global, Argentina comienza a consolidarse como un actor emergente. En diciembre de 2024, YPF y Shell firmaron un acuerdo para avanzar en la primera fase del proyecto Argentina LNG, que prevé la licuefacción de gas de Vaca Muerta en una terminal ubicada en Sierra Grande, Río Negro.

    Esta etapa inicial contempla una capacidad de 10 MTPA, y Shell reemplazará a Petronas como socio en el proyecto.

    Además, en julio de 2024, Golar LNG firmó un acuerdo por 20 años con Pan American Energy para desplegar dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) frente a las costas argentinas.

    El proyecto, liderado por la sociedad conjunta Southern Energy, contempla la exportación desde 2027 con la unidad Hilli Episeyo, y una segunda fase en 2028 con una unidad MKII. Golar tendrá una participación del 10% en el emprendimiento.

    Estos desarrollos representan un hito clave para el país, que aspira a integrarse a la red global de exportadores de GNL y aprovechar su vasto potencial no convencional para diversificar sus fuentes de ingreso y reforzar su matriz energética.

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  • «Si bien no es lo único, en la industria lo más importante es el precio del barril»

    «Si bien no es lo único, en la industria lo más importante es el precio del barril»

    En el marco del foro «Energía Chubut 2050: Tierra de Futuro», organizado por el gobierno chubutense en el Hotel Four Seasons de la ciudad de Buenos Aires, el CEO de Pan American Energy Group, Marcos Bulgheroni, repasó los desafíos de la industria energética, haciendo foco en el petróleo y el gas convencional, tanto en el plano internacional con el precio del barril o en el local con la estabilidad de la macroeconomía.

    El directivo comentó los avances que está haciendo la compañía en la aplicación de tecnología en un yacimiento maduro con más de 70 años de explotación, como es Cerro Dragón en Chubut, y las expectativas positivas del desarrollo del shale gas en el Golfo San Jorge. En ese contexto, Bulgheroni indicó que la industria presta mucha atención a la volatilidad del precio del Brent aunque también con otro ojo miran la situación política argentina.

    «En la industria del petróleo no va a ser ni la primera ni la última vez en la cual los precios suban y bajan, pero hoy estamos. La perspectiva a futuro es un ciclo de precios relativamente bajos, un barril a 60. Cuando yo empecé en la industria, hubiera sido un número fantástico porque estábamos en 25, pero de 90/80, que fue el promedio del año pasado, a baja abrupta en abril, claramente entramos en un ciclo de precios bajos», describió.

    «La realidad es que para nosotros en la industria, no voy a decir que es lo único, pero lo más importante es el precio del barril. Esa es la verdad. Después, si los gobiernos provinciales y nacionales hacen mejor o peor su trabajo, nos lo hace más fácil o más difícil. La realidad es que lo que manda es el barril», afirmó Bulgheroni.

    «El barril manda para bien y para mal porque obliga a tomar decisiones difíciles», expresó. Y recordó que buena parte de la producción del Golfo lo llevan a la refinería Axion, parte del grupo empresario.

    «En este ciclo de precios bajos, nuestra obligación es ser competitivos. Claramente le vamos a pedir a los gobiernos otras cosas, pero nuestra responsabilidad es invertir y ser competitivos», señaló Bulgheroni en su exposición. «La parte importante tiene que ver esa eficiencia a través de la transformación tecnológica. En Pan American, y en la industria, no podemos hacernos los distraídos respecto de la revolución tecnológica, la inteligencia artificial, la digitalización y otras tecnologías en los procesos productivos», manifestó.

    Bulgheroni reflexionó sobre cómo la Internet de las Cosas o la ingeligencia artificial pueden contribuir a acelerar procesos, dejar de lado tareas repetitivas y realizar análisis predictivos para una mejor productividad. Como ejemplo, el CEO de PAE Group conto que en Cerro Dragón, un extenso yacimiento de casi 4000 kilómetros cuadrados de superficie que cuenta con pozos, plantas y ductos, entre otros activos, empezaron a monitorearse con cuatro drones que sobrevuelan en busca de anomalías.

    «Eso baja los costos y mejora la productividad de los activos, porque están siempre funcionando, y profundizar hacia adentro la mirada respecto a todos los desafíos que plantea la geopolítica y los precios internacionales», analizó.

    En relación al desarrollo del proyecto piloto Aurora Austral, que es la exploración de shale gas en la formación D-129 con pozos que atraviesan la concesión Cerro Dragón, Bulgheroni reconoció que el declino de los yacimientos convencionales también venía afectando a este bloque histórico del petróleo argentino con más de 70 años de explotación. Es así que surgió la decisión de buscar objetivos no convencionales.

    «Hace un par de años nos planteamos cambiar esta realidad, y dijimos que teníamos que encontrar la forma de revitalizar el yacimiento y darle una nueva vida, una sobrevida, a esto que fue un gran yacimiento convencional de Cerro Dragón», recordó. Y añadió: «se planteó un pozo primero vertical, después un pozo horizontal, es el primer pozo horizontal que navegó la D-129 o Aurora Austral, como la vamos a bautizar, y se hizo este descubrimiento muy importante».

    «Y lo encontramos. Se determinó que las condiciones petrofísicas, el contenido orgánico, la presión, entre otros factores, son compatibles con un desarrollo no convencional», aseguró. 

     

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  • Vaca Muerta y el desafío habitacional en Neuquén: «A la ciudad llegan a vivir más de 10 familias por día»

    Vaca Muerta y el desafío habitacional en Neuquén: «A la ciudad llegan a vivir más de 10 familias por día»

    El crecimiento exponencial de Vaca Muerta como polo productivo y de empleo en la región ha convertido a la ciudad de Neuquén en un epicentro de atracción poblacional sin precedentes.

    En este contexto, el presidente del Instituto Municipal de Urbanismo y Hábitat (IMUH), Marcos Zapata, dialogó con Mitre Patagonia AM 950 sobre el impacto urbanístico y social que este fenómeno representa para la capital provincial.

    “Neuquén es un pueblo de atracción. Las familias eligen esta ciudad no solo por las oportunidades laborales, sino por el acceso a servicios de salud, educación y una calidad de vida que la hace deseable para radicarse”, explicó Zapata.

    Sin embargo, ese atractivo tiene su contracara. El crecimiento desordenado y la presión sobre la infraestructura urbana representan uno de los mayores desafíos que enfrenta la administración municipal.

    Según los datos del IMUH, más de 10 familias por día se instalan en la ciudad, muchas de ellas con la expectativa de insertarse laboralmente en el entramado de Vaca Muerta.

    Zapata repasó la historia reciente de Neuquén en materia habitacional. Desde la década del 70, la ciudad ha crecido “a fuerza de presionar sobre el periurbano, muchas veces de manera irregular”. Hoy existen 48 asentamientos en la ciudad: la mitad sobre tierras municipales y el resto en terrenos de dominio provincial.

    Desde la creación del IMUH en 2020, bajo la gestión del intendente Mariano Gaido, el municipio decidió asumir un rol activo en el ordenamiento urbano. “Nos propusimos generar suelo urbano y regularizar asentamientos. Entregamos más de 3.500 lotes y construimos seis barrios completos”, afirmó Zapata.

    Para este año, el objetivo es entregar tres nuevos loteos: uno de 32 lotes, otro de 418 y sumar además nuevos 403 lotes.

    Zapata destacó también un cambio en la demanda habitacional: “Cuando empezamos, el 90% de los inscriptos pedía una vivienda. Hoy muchas familias prefieren un lote: es más accesible, más rápido y les permite autoconstruir su casa”.

    La ciudad que crece y se transforma

    La expansión urbana en Neuquén ya no es solo horizontal. Si bien el Estado gestiona tierras en la periferia, Zapata plantea que la ciudad debe orientarse también al crecimiento vertical y a la consolidación de barrios con servicios cercanos, lo que se enmarca en la visión impulsada por la actual gestión.

    En paralelo, el municipio avanza con la regularización de los asentamientos más consolidados. “De los que están en tierras municipales, solo cinco restan ser regularizados con servicios. La idea es completarlo en el primer cuatrimestre del próximo año”, anticipó el titular del IMUH.

    Además de los desafíos estructurales, el crecimiento descontrolado ha expuesto zonas vulnerables a fenómenos climáticos. “No se negocia la seguridad. Si hay familias en lugares inundables o sobre canales, trabajamos para reubicarlas. Nadie quiere repetir lo que pasó en 2014”, señaló Zapata en referencia a las trágicas inundaciones de ese año.

    En todos los nuevos desarrollos se exige el cumplimiento de los estudios de impacto ambiental y se garantiza el respeto por los parámetros urbanísticos establecidos por las ordenanzas municipales y la ley ambiental provincial.

    Zapata fue claro en que la solución al problema habitacional no depende solo del Estado: “El desarrollo urbano requiere del compromiso de todos: el municipio, las empresas, y sobre todo los vecinos, que son quienes deben apropiarse de su barrio, pagar impuestos, servicios y aportar al círculo virtuoso que permite seguir urbanizando”, concluyó.

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  • Rucci y las paritarias: «Vaca Muerta funciona por el esfuerzo de los trabajadores»

    Rucci y las paritarias: «Vaca Muerta funciona por el esfuerzo de los trabajadores»

    Marcelo Rucci, el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, informó que las negociaciones por la paritaria del 2024/2025 todavía no terminó y que después junto con las empresas deberán abrir la correspondiente a 2025/206.

    En concreto, al gremio petrolero de la Cuenca Neuquina le queda definir el aumento de los meses de enero, febrero y marzo. Después, comenzaría la de este año, retroactivo a abril. No obstante, las discusiones  entre los gremios y las cámaras vienen siendo extensas.

    «No solamente en esto está lo que nosotros podemos pedir o que las empresas puedan dar, está también un gobierno que está fichando números de inflación mensual. Nos habían dicho que no iba a ser más del 1%, pero en el primer mes que se dio ese resultado, ese número no fue del 1%, fue del 3,5%. Entonces, hay que tener cuidado en esto», expresó Rucci en diálogo con Modo Shale por Radio Mitre Patagonia.

    «Arreglar por 12 meses el 12% y quedar en un desfasaje de un 20 o un 25 significa pérdida salarial en el bolsillo de los trabajadores. Nosotros no estamos dispuestos a perder absolutamente nada», indicó el titular del gremio petrolero.

    «Nosotros en los momentos difíciles de la industria acompañamos. No nos olvidemos que estuvimos en una adenda en 2023 donde los compañeros cobraron la mitad del salario. Creo que hoy es momento que las empresas también reconozcan eso. Todo lo que es Vaca Muerta funciona por el esfuerzo de los trabajadores», explicó el referente sindical.

    «Cuando nos tocó hacer el esfuerzo nosotros, lo hicimos. Sacamos la industria adelante. Bueno, hoy estamos en el mejor momento de la industria. Me parece que los señores empresarios tienen que tener un poquito de memoria», remarcó Rucci en el contacto con la radio.

    Marcelo Rucci continuará por cuatro años como secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa luego de que se oficializara una sólo lista para las elecciones del próximo 22 de julio.

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  • Fracking: Vaca Muerta dio un histórico salto en mayo

    Fracking: Vaca Muerta dio un histórico salto en mayo

    Vaca Muerta cerró mayo con un histórico número de etapas de fractura, clave para aprovechar la productividad de los pozos horizontales. Si bien la mayoría estuvieron orientadas a la ventana del petróleo, y continuar las exportaciones pese a los vaivenes del precio internacional, hubo más objetivos de gas por el inicio de los meses más fríos del año.

    La Fundación Contactos Energéticos difundió el informe mensual, elaborado por el ingeniero Luciano Fucello, que da cuenta de un total de 2588 etapas de fractura en mayo. Nada menos que un 16,8% de incremento en relación al mes anterior y un salto de 64,3% interanual.

    Yendo a los números finos, el 51,5% de las etapas de mayo las realizó YPF. Esas 1333 fractuas las repartió con sets de Calfrac y de Halliburton  en áreas como La Amarga Chica, Bandurria Sur, Loma Campana y Aguada del Chañar -uno de sus proyectos en el que más fichas está colocando la empresa encabezada por Horacio Marín. Todos estos pozos fueron ha objetivos de shale oil.

    Vista continúa dándole prioridad a sus dos yacimientos estrella: Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este. Entre ambos bloques, la empresa que lidera Miguel Galuccio realizó 227 etapas de fractura en el quinto mes del año son equipos de SLB. Los dos bloques están en la ventana del petróleo y le permitieron a la compañía convertirse en el segundo productor de ese segmento a nivel nacional, detrás de YPF.

    La sorpresa este mes la dio Chevron con 196 etapas de fractura, siendo mayo del 2025 su segunda marca más alta después de las 208 que concretó en junio del 2024. No obstante, este trabajo con Halliburton da cuenta de la apuesta grande que quiere la estadounidense en su concesión no convencional El Trapial y convertirse en un jugador fuerte de Vaca Muerta por fuera de su sociedad con YPF en Loma Campana.

    Pampa Energía apuntó al petróleo y el gas con un total de 289 etapas. En Sierra Chata concretó 106 fracturas en pozos gasíferos con un quipo de SLB, mientras que en Rincón de Aranda, uno de los bloques donde aceleró el desarrollo con sets de Halliburton. De este modo, la empresa del grupo que administra Marcelo Mindlin sigue subiendo escalones en Vaca Muerta.

    Pan American Energy (PAE), la segunda compañía más grande del sector después de YPF, le solicitó a Calfrac un total de 175 etapas de fractura en Lindero Atravesado, repartiendo en partes casi idénticas el trabajo en pozos con objetivo gas y petróleo.

    Después, Tecpetrol del Grupo Techint, que preside el empresario ítalo-argentino Paolo Rocca, concluyó el mes de mayo con 137 etapas de fractura realizadas con los equipos de Tenaris, empresa que también de Techint. Si bien hubo tareas en Fortín de Piedra en busca de optimizar los pozos de shale gas, el trabajo fuerte estuvo volcado en Puesto Parada, en el norte neuquino, en busca de shale oil.

    Más atrás quedaron Pluspetrol con 95 etapas de fractura pedidas a Calfrac (en pozos de gas), Phoenix Global Resources con 91 a Tenaris (pozos petroleros) y la francesa Total Energies con 45 también a Tenaris (gas).

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  • El gas del offshore espera incrementar su participación este invierno

    El gas del offshore espera incrementar su participación este invierno

    A las puertas del invierno, toda molécula adicional que pueda sumarse al sistema permitirá un ahorro al fisco en importaciones de Gas Natural Licuado y combustibles líquidos, por lo cual el aporte del flujo que pueda dar el offshore en los próximos meses se hará sentir ya con la reciente entrada en operación de la nueva plataforma Fénix, ubicada frente a las costas de Tierra del Fuego.

    Apenas como referencia, de acuerdo a los últimos datos disponibles, en el primer cuatrimestre del año la producción aguas adentro del extremo sur alcanzó unos 21,7 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), y en abril fue prácticamente lo mismo con 21,3 MMm3/d.

    Es decir que el offshore aportó en el cuarto mes del año el 15,7% del total nacional, que alcanzó los 136,5 MMm3/d, una participación que año a año se va disminuyendo por el crecimiento acelerado que está mostrando el shale gas de Vaca Muerta.

    Allí la producción gasífera está en manos del consorcio de empresas encabezado mayoritariamente por TotalEnergies, junto a Pan American Energy y Wintershall, con 19,5 MMm3/d, y por la chilena ENAP, que está formalizando su desinversión en el país, con 1,8 MMm3/d, de acuerdo a cifras de la Secretaría de Energía.

    En la comparación interanual, este año la Cuenca está aportando desde el offshore un 22% más de gas que en abril del año pasado, y se espera que cuando la demanda aumente, la diferencia sea más notoria con la puesta en producción a comienzos de enero de la plataforma Fénix, un desarrollo en el cual el consorcio de Total invirtió u$s700 millones.

    Actualmente, los yacimientos más productivos son Fénix, Carina, Orion Norte y Oeste, con unos 17,4 MMm3/d, a lo que se suma el aporte menor de áreas como Cañadón Alfa, Aries, Hidra, Vega Pléyade y Kraus, que complementan el total mensual de 21,3 MMm3/d.

    En particular en los meses del pico, Total no podría aportar mucho más de 23 MMm3/d debido a la capacidad de su planta de tratamiento onshore, desde donde inyecta su producción al Gasoducto San Martín, que se extiende hasta el corazón de la provincia de Buenos Aires.

    El offshore tuvo una producción total en 2024 de 50.729 millones de metros cúbicos, es decir, un promedio de 17,7 MMm3/d. El mejor mes en términos de producción fue octubre, con un promedio de 19,5 MMm3/d, aunque todavía lejos del récord de 26 MMm3/d de julio de 2019.

    No obstante, ese récord puede recuperarse y superarse cuando estén a pleno los tres pozos horizontales del Proyecto Fénix, la sexta plataforma que tiene el consorcio en el Mar Austral, y cuyo aporte sería equivalente al 8% de la producción argentina, de acuerdo a las compañías involucradas.

    A lo largo de los últimos seis años, la producción de gas natural se expandió a una tasa anual acumulativa del 0,9%, en tanto que la producción de shale gas traccionó la expansión al crecer al 15,4% anual acumulativo en dicho período.

    De acuerdo a un informe de la consultora especializada Economía y Energía (EyE), la participación del shale gas sobre la producción total de gas natural pasó del 23% en 2019 al 50% durante los primeros meses del corriente año.

    El aumento de la producción en la Cuenca Neuquina a lo largo de los últimos años estuvo limitado por la disponibilidad de capacidad de transporte. En este sentido, la culminación del gasoducto Perito Moreno permitió incrementar la producción al expandirse la capacidad desde la cuenca en 21 MMm3/d.

    En 2024, la producción total de gas natural en Argentina se incrementó en un 5,1% con relación a 2023. Esto se logró gracias al crecimiento interanual de la producción de shale gas del 20,3%, que más que compensó la caída del convencional y del tight (-6,5% y -6,7%, respectivamente).

    Durante el primer cuatrimestre del año, la producción total promedió los 138 MMm3/d, de los cuales 69 MMm3/d correspondieron a shale gas, incrementándose un 14,1% respecto al promedio enero-abril de 2023. Por su parte, la producción convencional creció un 2,4%, mientras que el tight gas se redujo un 19%.

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