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Autor: Más Energía

  • Daniel González: “en 2030 vamos a exportar 1 millón de barriles y USD 30 mil millones en minería”

    Daniel González: “en 2030 vamos a exportar 1 millón de barriles y USD 30 mil millones en minería”

    Un millón de barriles diarios de exportación y 30.000 millones de dólares anuales en minerales. Con esas metas sumamente optimistas se presentó el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, en su exposición en el CERAWeek.

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    El funcionario nacional habló sin filtro y tocó varios temas calientes. En primer lugar, dijo que se está por cerrar el segundo barco de GNL para que llegue entre fines de 2027 y principios del 2028. “Vamos a estar en 6 MPTA de exportación de GNL entre ambos proyectos”, sentenció.

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    “La única manera de aprovechar el gas de Vaca Muerta es con el GNL. Hay un segundo proyecto de que está muy cerca de cerrarse. Vamos a ver más de eso. Argentina va a exportar GNL de acá a dos años y es difícil ver el techo”, subrayó.

    Minería

    En minería, anticipó que se van a presentar dos proyectos de cobre al RIGI en el futuro cercano y otros ocho proyectos más a nivel general que se suman a los once que ya estaban en el RIGI. Casi en su totalidad, de energía y minería.

    Otro tema delicado que se está discutiendo mucho entre las empresas argentinas en este CERAWeek es el supuesto sobrecosto que cobran las compañías de servicios. “Son 60% más caras, a veces el doble que en Estados Unidos. Nos falta competencia y lo tenemos que resolver”, dijo González sobre ese tema.

    Subsidios y cepo

    En cuanto a la cuestión de subsidios, como había anticipado +e, confirmó que se mantendrá el actual sistema tarifario y el nuevo quedará para después de las elecciones de este año. “Vamos a ser muy cuidadosos de no afectar al sector más vulnerable”, justificó, aunque no descartó revisar el padrón para detectar irregularidades.

    Además, criticó al Plan Gas, pero dijo que, de todas formas, lo respetarán. “Hace dos meses lanzamos una guía para volver a un sistema de mercado en electricidad, pero es muy difícil. Todo el gas está contractualizado y el único off taker es el Estado. No nos gusta el Plan Gas. Pero lo vamos a respetar porque parte del problema argentino fue el no respeto a las leyes. Si los precios del gas fueran menores, los subsidios también serían menores sin necesidad de aumentos de tarifa”, disparó.

    Finalmente, prometió salir del cepo este año y celebró el rumbo de la economía. “La realidad es que no hubo una recesión como se preveía. La caída fue menor a la que se esperaba y después de cinco meses la economía volvió a crecer. Todos los sectores de exportación están creciendo mucho. Energía y minería son los mayores contribuyentes. El petróleo y el litio más específicamente”, cerró.

  • Harbour Energy: “Argentina está entre los 4 países de nuestro core mundial”

    Harbour Energy: “Argentina está entre los 4 países de nuestro core mundial”

    El panel de Upstream de Latinoamérica en esta CERAWeek tuvo un claro protagonismo argentino, donde el Managing Director de Harbour Energy afirmó que el país está dentro de los cuatro países que conforman el core mundial de la compañía.

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    “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”, destacó Gustavo Baquero.

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    “A diferencia de Europa, la sociedad latinoamericana apoya el desarrollo de oil & gas. Tenemos el recurso humano y buenas universidades. Creo que Argentina está haciendo un gran trabajo en gas con el proyecto LNG”, agregó.

    La visión de Tecpetrol

    Otro de los participantes del panel fue Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol, quien contó cómo fue el proceso de desarrollo de Fortín de Piedra desde cero y avisó que se quiere replicar la misma tarea en el shale oil con Los Toldos II Este.

    “Argentina está en camino a solucionar los problemas de infraestructura. Está apuntando a 1,5 millones de barriles para fin de la década y si el proyecto LNG tiene éxito, el gas también tiene una gran ventana. Tenemos un valor distintivo para el mundo y es la necesidad de diversificación de proveedores de energía que tienen los países”, dijo.

    Por otro lado, Ferreiro reveló que están analizando oportunidades de inversión en otros países de la región. “Vemos con interés las oportunidades que aparecen en México y Colombia en el no convencional, pero también en Ecuador o Colombia en convencional”.

    De todos modos, la representación mexicana a cargo de Margarita Pérez Miranda, de Pemex, indicó que el gobierno azteca no tiene entre sus planes desarrollar los recursos no convencionales en esta fase.

    Quien sí coincidió con la visión de Tecpetrol de invertir en Colombia fue Sylvia Anjos, Chief Exploration and Production Officer de Petrobras. “Creemos que en 10 años vamos a producir todo el gas que necesita Colombia y si continuamos vamos a tener saldos de exportación”.

  • YPF invertirá 12.915 millones de dólares en nuevas concesiones en Vaca Muerta

    YPF invertirá 12.915 millones de dólares en nuevas concesiones en Vaca Muerta

    El Gobierno de la Provincia de Neuquén otorgó cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales (CENCHs) a la empresa 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.

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    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.

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    Con estas adjudicaciones, la Provincia del Neuquén suma un total de 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, sobre 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.

    Los pagos que recibirá la Provincia

    Los pagos asociados al otorgamiento de las CENCHs que deberá realizar YPF son de 14,2 millones de dólares en concepto de RSE, 3,79 millones de dólares por bono de explotación y 4,76 millones de dólares por Impuesto a los Sellos.

    “Estos bloques nos permitirán aumentar la producción especialmente de petróleo con foco en la exportación. El inicio de las obras del oleoducto Vaca Muerta Sur es la llave para que aceleremos estos desarrollos que nos permitirán generar un aporte de divisas significativo para el país en los próximos años”, afirmó el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín.

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    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). Se sitúa, 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).

    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”.

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    YPF invertirá 12.915 millones de dólares en la perforación de 700 pozos horizontales.

    Aguada de la Arena

    El área tiene una superficie de 111 km2 en la ventana de gas húmedo, condensado y seco de Vaca Muerta. 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).

    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, situadas 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.

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    “Estos bloques nos permitirán aumentar la producción especialmente de petróleo con foco en la exportación», dijo Horacio Marín.

    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 ejecutará YPF

    En el marco de la solicitud de las CENCH, 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.

  • YPF financiará un gasoducto en Añelo y rutas en Neuquén

    YPF financiará un gasoducto en Añelo y rutas en Neuquén

    Como parte del acuerdo por acceder a cuatro nuevas concesiones en Vaca Muerta, la empresa YPF se comprometió a ejecutar obras de infraestructura clave para la provincia.

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    Además de las inversiones comprometidas para la explotación, de alrededor de 12.900 millones de dólares, la empresa deberá derramar recursos mejorando la conectividad y los servicios, llevando el gas a sectores hoy postergados de la localidad de Añelo.

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    La iniciativa responde al lineamiento del gobierno de Rolando Figueroa que promueve la sustentabilidad social con apoyo de las empresas.

    “Con toda la industria estamos armando un programa de necesidades que tiene la región de Vaca Muerta y a partir de ese programa de necesidades vamos a buscar y vamos a trabajar para el financiamiento”, indicó el gobernador.

    Las obras que financiará el acuerdo con YPF

    Con el objetivo de acompañar el crecimiento de la actividad hidrocaburífera y contribuir al desarrollo, se propuso una serie de obras que fueron identificadas durante las mesas de trabajo de Vaca Muerta realizadas durante el año 2024, específicamente en las mesas de infraestructura vial integral y de infraestructura urbana.

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    El gobernador neuquino dijo que ya existe el compromiso de unas 10 empresas que operan en Vaca Muerta para financiar un conjunto de obras viales.

    Con las primeras áreas adjudicadas a YPF, bajo la gestión de Rolando Figueroa (Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II) incluyen el compromiso de ejecución de un gasoducto de 16 kilómetros que llevará gas natural a la meseta de la localidad de Añelo y permitirán multiplicar por 8, el abastecimiento actual y dar factibilidad al crecimiento futuro.

    Tal como lo anunció el gobernador en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias en la Legislatura el 1 de marzo, las inversiones permitirán no solo llevar gas domiciliario sino abastecer todo lo que el parque industrial de la localidad.

    Entre las inversiones está prevista la pavimentación de 116 kilómetros de nuevas rutas, que incluyen un tramo de 90 kilómetros de la Ruta Provincial 7, entre el empalme con Ruta Provincial 5 y el empalme con Ruta Nacional 40.

    Dentro del compromiso se encuentra la pavimentación de 26 kilómetros la Ruta Provincial 7 conocido como Cortaderas, que acercará a las localidades del Alto Neuquén (Norte) con la región capital.

  • Quiénes son los dueños de los perforadores que están activos en el país

    Quiénes son los dueños de los perforadores que están activos en el país

    Los perforadores volverán a jugar un papel fundamental este año. Los equipos estarán en el centro de la escena para cumplir con los planes de inversión en Vaca Muerta y, tal como viene informando este medio, serán necesarios nuevos fierros para darle aire a los taladros que están activos.

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    Se espera que lleguen 4 nuevos rigs durante el año y +e realizó un panorama para conocer quiénes son las empresas que tienen más equipos en el país.

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    El informe de Aleph Energy establece que hay 50 perforadores activos en el país que se dividen entre 39 rigs destinados al shale, 10 al convencional y 1 al tight. El shale concentra el 78% de los rigs que están activos en el país.

    Otro dato para tener en cuenta es que la cantidad total de perforadores activos aún se encuentra alejada de los registrados prepandemia. Además, del total de rigs activos, 37 estuvieron asociados a pozos de petróleo y 13 a pozos de gas.

    Los perforadores por operadoras

    Entre las compañías que más equipos tienen activos, el primer lugar es para YPF. Tal como sucede en casi todos los indicadores de la actividad hidrocarburífera, la empresa de mayoría estatal lleva la delantera en la actividad y posee 14 rigs.

    Muy cerca se encuentra Pan American Energy. La compañía del holding Bulgheroni tiene 11 equipos activos de los cuales se explica por su actividad en Vaca Muerta y la Cuenca del Golfo San Jorge.

    El tercer lugar es compartido por Vista Energy y Pampa Energía. Cada compañía tiene 5 perforadores activos y, según lo anunciado a sus inversores, tienen pensado en acelerar su actividad en el shale.

    Luego se posicionó Pluspetrol con 3 perforadores. La empresa de capitales nacionales se prepara para avanzar en una renovada campaña en Vaca Muerta de la mano de su nave insignia La Calera y los activos que adquirió de ExoonMobil.

    Detrás se ubicaron CGC, Tecpetrol y TotalEnergies con 2 perforadores cada una, Chevron y Phoenix con un rig cada una y un conjunto de operadoras poseen 4 más.

    Quién provee los taladros

    Si se analiza por empresa proveedora se destaca que Nabors es la principal firma que más equipos activos tiene en el país. La compañía posee 11 perforadores donde se destaca la alianza con Vista para bajar la huella de carbono en Vaca Muerta.

    Otro peso pesado es DLS. La empresa no solo abastece al shale sino que tiene renueva las expectativas del convencional. H&P es otro player con presencia en el país. La firma posee 8 taladros activos.

    Un escalón más abajo se encuentra Petreven con 5 rigs activos. Cierran el registro PAE y San Antonio Internacional (SAI) con 4 perforadores activos cada una.

  • Vaca Muerta avanza con la gran apuesta para la exportación de petróleo

    Vaca Muerta avanza con la gran apuesta para la exportación de petróleo

    YPF anunció el avance de la construcción del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la búsqueda de financiamiento de bancos internacionales por 1.700 millones de dólares, una obra de infraestructura fundamental que permitirá aumentar la exportación de petróleo de neuquino hacia mercados internacionales.

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    La obra, que comenzó en enero de este año, se encuentra en pleno desarrollo con la movilización de contratistas, trabajos de movimiento de tierras y la entrega de tuberías. En paralelo, se está tramitando la autorización gubernamental y la financiación del proyecto.

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    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.

    De qué se trata la obra del proyecto VMOS

    El VMOS prevé la construcción de un oleoducto de 440 kilómetros que conectará la cuenca neuquina con una terminal marítima diseñada para recibir buques superpetroleros, lo que facilitará la exportación de crudo hacia mercados internacionales. La capacidad inicial de envío de YPF será de 120.000 barriles diarios, aproximadamente el 27% de la capacidad comprometida de más de 450.000 barriles diarios prevista para 2027. Además, el diseño del oleoducto permitirá ampliar la capacidad hasta 700.000 barriles por día si la demanda lo requiere.

    El respaldo al proyecto se consolidó con la incorporación de dos gigantes del sector: Chevron y Shell. Estas multinacionales, que ya tienen una fuerte presencia en Vaca Muerta, se sumaron al consorcio empresarial que desarrollará y operará el oleoducto y la terminal, según informó Econojournal.

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    Villa Regina será el epicentro operativo del proyecto Vaca Muerta Sur.

    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 representa la mayor infraestructura de exportación de hidrocarburos de Argentina y requerirá una inversión aproximada de US$ 3.000 millones, la cual será financiada por aportes de los accionistas y financiamientos locales y/o del exterior a ser otorgados a VMOS durante el año 2025.

    Se presentó en el RIGI

    VMOS tiene la intención de desarrollar el Proyecto en el marco del “Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones” (RIGI), conforme la Ley 27.442, el Decreto Reglamentario N° 794/2024 y demás normas que las modifiquen y/o complementen, para lo cual VMOS ha solicitado la adhesión al RIGI con fecha 15 de noviembre de 2024.

    YPF tendrá una capacidad de transporte comprometida de 120.000 barriles por día y una participación accionaria minoritaria en VMOS, simétrica a su participación en los contratos de transporte en firme del proyecto.

    Los porcentajes que tendrá cada compañía en la sociedad son será equivalentes a la carga de crudo que tendrán sobre el oleoducto de 437 kilómetros que irá desde Allen, que se convertirá en el hub de petróleo de Vaca Muerta, hasta la terminal costera.

    En Punta Colorada se instalarán dos monoboyas que podrán cargar buques VLCC, los más grandes del mercado, con capacidad de 2 millones de barriles.

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    Vaca Muerta Sur sigue avanzando. El oleoducto permitirá terminar con uno de los cuellos de botella del shale oil.

    El proyecto podría generar unos 15 mil millones de dólares en exportaciones, y tiene la posibilidad de escalar hasta los 770 mil barriles diarios hacia el año 2028 si la demanda de la cuenca lo requiere.

    Los plazos de la obra

    La obra, que arrancará en enero de 2025 contempla la construcción de dos tanques de almacenaje y cabecera de bombeo en Allen, una estación de bombeo en Chelforó y una terminal con tancaje en Punta Colorada, con dos monoboyas en aguas profundas. El objetivo es que VMOS esté en operación hacia julio-septiembre de 2026. Cada día que se demora la obra -estiman en YPF- la industria pierde la posibilidad de exportar unos 39 millones de dólares.

    Desde YPF aseguran que los productores se verán beneficiados con precios más competitivos del petróleo, sobre todo en los mercados asiáticos, ya que la posibilidad de cargar los tanqueros más grandes del mercado significarán una ventaja de dos a tres dólares por barril de petróleo con respecto a Puerto Rosales.

  • Paolo Rocca en el CERAWeek: “Argentina va a producir 1,5 millones de barriles”

    Paolo Rocca en el CERAWeek: “Argentina va a producir 1,5 millones de barriles”

    Vaca Muerta salió a la cancha en la primera jornada del CERAWeek cuando Paolo Rocca advirtió a todo el auditorio que el shale neuquino le competirá de igual a igual a los Estados Unidos. “Vamos a competirles. Argentina tiene un potencial inmenso y va a producir 1,5 millones de barriles”, sostuvo el empresario.

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    En diálogo con Kevin Gallagher, CEO de la empresa Santos, quien relataba las buenas noticias en el desarrollo de los hidrocarburos de Alaska, Rocca brindó una señal de paz dando a entender que cada formación apuntará a un mercado distinto. “Estamos muy lejos uno de otro”, agregó.

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    Más allá de la chicana, el gas ocupó una parte central del discurso del fundador de Techint. Primero, dijo que ocupará un rol clave en la nueva transición energética que se programa desde la llegada de Trump.

    “Hay que hacer una transición más pragmática. Que en vez de net zero, sea low carbón. Tiene que tener sentido económico y no ser una carga para la sociedad. Para eso, el gas es muy competitivo y las renovables son muy buenas para una parte del suministro eléctrico”, destacó.

    Para Rocca, Tenaris es una de las empresas con menor huella de carbono tras incrementar el porcentaje de abastecimiento del renovables cerca del 60% a partir de contratos Mater. “No nos gusta invertir en subsidios, sino en fundamentos económicos”.

    El mundo, según Rocca

    En cuanto a su visión internacional, destacó que los cambios de Trump son importantes para frenar la dominancia china. “Si Estados Unidos continua con la dominancia en el Oil & Gas contra la dependencia de la transición energética, va a tener un impacto en todo el mundo. Creo que la política de aranceles se basa en querer frenar a China. Que tenía un control absoluto en sectores como renovables y fabricación de autos eléctricos”, cuestionó.

    Si bien se mostró preocupado por los efectos en la economía mundial de esta guerra comercial de aranceles, indicó que puede iniciar un proceso de “reshoring” positivo para una alianza de países cercanos a los Estados Unidos y en contra de China, para volver a diseñar las cadenas de proveedores en todo el mundo y tener una mayor participación industrial

  • CERAWeek: El secretario de Energía de EEUU prometió más GNL y menos renovables

    CERAWeek: El secretario de Energía de EEUU prometió más GNL y menos renovables

    La presidencia de Trump inicia una nueva era de política energética con cambios globales que tendrán un gran impacto en Vaca Muerta. El secretario de Energía, Chris Wright, confirmó la nueva visión del gobierno en su discurso de apertura en el CERAWeek, el evento de Oil & Gas más grande del mundo que se celebra todos los años en Houston.

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    “Pondremos fin a las políticas irracionales y cuasi religiosas de la administración Biden sobre el cambio climático que impusieron sacrificios interminables a nuestros ciudadanos”, manifestó en un apoyo total al GNL y una fuerte crítica a las renovables.

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    Según Wright, 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 Biden y anunció “nuestra cuarta acción en este sentido, mejorando la terminal de exportación de GNL Dolphin Offshore Louisiana”.

    La búsqueda de más gas

    También dijo que hay 1600 plataformas de gas y unas 100 buscando nuevos yacimientos dado que la Inteligencia Artificial demandará una enorme cantidad de energía adicional en todo el mundo, de acuerdo a su análisis.

    “La administración Trump tratará el cambio climático como lo que es: un fenómeno físico global que es un efecto secundario de la construcción del mundo moderno. Las políticas de Biden fueron económicamente destructivas para nuestras empresas y políticamente polarizadoras”, subrayó.

    Para Vaca Muerta, la buena noticia es que esto anticipa un crecimiento de la demanda de GNL y un alargamiento de la cantidad de años en la que el mundo comprará este insumo. No obstante, también representa una gran competencia con los Estados Unidos.

    Por un lado, la incertidumbre de la industria petrolera argentina pasa por cómo evolucionarán los precios y hasta qué punto la buena relación de Milei con Trump ayudará a que nuestro país no reciba sanciones tarifarias en sus exportaciones de Oil & Gas y tampoco sufra la pérdida de mercados por la presión de Estados Unidos hacia otros países para que compren hidrocarburos made in USA.

  • Vaca Muerta: las barreras que limitan su potencial exportador y el RIGI en cámara lenta

    Vaca Muerta: las barreras que limitan su potencial exportador y el RIGI en cámara lenta

    Las obras de infraestructura para el transporte de petróleo y gas, sumadas al cepo cambiario, son los principales frenos que impiden que Vaca Muerta desate todo su potencial productivo y exportador. A pesar de que esta formación ha sido clave para revertir el déficit de la balanza energética y generar divisas, el sector aún enfrenta grandes desafíos.

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    Uno de los proyectos que busca potenciar la capacidad de transporte es la ampliación del Gasoducto Néstor Kirchner (ex Perito Moreno). La reciente licitación internacional, formalizada por la Resolución 169/2025 del Ministerio de Economía, busca aumentar su capacidad en 14 millones de metros cúbicos diarios, con una opción adicional de 6 millones. Esta iniciativa permitirá reducir la dependencia de importaciones de gas natural licuado (GNL) y combustibles líquidos, con un ahorro estimado de 570 millones de dólares anuales.

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    Obstáculos y demoras en la ejecución del gasoducto

    El proyecto, que demandará una inversión de 700 millones de dólares, ha sufrido retrasos. La iniciativa privada fue presentada en junio de 2024 por Transportadora de Gas del Sur (TGS), pero la burocracia gubernamental demoró su puesta en marcha.

    A pesar de sus beneficios, la ampliación del gasoducto no mejorará la distribución de gas hacia el norte del país, un paso clave para aumentar las exportaciones a Chile y Brasil a través de Bolivia. Esto genera incertidumbre sobre si el sector privado presentará proyectos dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para cubrir estas falencias de infraestructura.

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    El RIGI y la incertidumbre del mercado

    El gobierno de Javier Milei promueve el RIGI como un mecanismo clave para atraer inversiones energéticas y mineras. Sin embargo, hasta la fecha solo un proyecto ha sido aprobado bajo este esquema: el parque solar El Quemado de YPF Luz.

    La falta de inversión responde a la escasez de dólares en las reservas del Banco Central, lo que obliga al Gobierno a establecer requisitos estrictos, como la liquidación del 40% de las inversiones en los primeros dos años. A esto se suman restricciones que generan desconfianza en los inversores, como las recientes modificaciones regulatorias promovidas por el Decreto 70/23, que redefine el rol de ENARSA y CAMMESA en el mercado energético.

    Los proyectos petroleros clave en el radar del RIGI

    Dentro de los principales proyectos de infraestructura vinculados al RIGI, destacan dos iniciativas estratégicas:

    • Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS): Impulsado por YPF, en asociación con PAE, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell, busca construir un ducto y una terminal portuaria en Río Negro para duplicar las exportaciones de petróleo. La inversión inicial será de 2.500 millones de dólares.

    • Planta de licuefacción de gas de PAE y Golar LNG: Este proyecto, que cuenta con la participación de Pampa, YPF y Harbour Energy, prevé instalar un buque licuefactor en el Golfo de San Matías, con una inversión de 2.900 millones de dólares en los próximos 10 años.

    El futuro del RIGI y el sector energético

    El informe de la consultora Paspartú, dirigida por Juan José Carbajales, advierte que el RIGI podría sufrir modificaciones debido a la presión de empresas nacionales que consideran que otorga mayores ventajas a inversores extranjeros.

    El sector energético sigue siendo clave para la economía argentina, pero las demoras en la ejecución de proyectos y la incertidumbre regulatoria dificultan el despegue de inversiones que podrían consolidar a Vaca Muerta como un proveedor global de gas y petróleo.

  • Pampa Energía planea conectar 28 pozos en Rincón de Aranda

    Pampa Energía planea conectar 28 pozos en 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.

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    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.

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    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.

    Inversión en Rincón de Aranda

    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.

    Crecimiento en reservas

    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.