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Autor: Más Energía

  • Pluspetrol crece en Vaca Muerta y debuta en el mercado de capitales

    Pluspetrol crece en Vaca Muerta y debuta en el mercado de capitales

    Tras sacudir el mercado con la adquisición de los activos de ExxonMobil, la petrolera argentina Pluspetrol dio otro paso clave en su estrategia de expansión en Vaca Muerta con la emisión de obligaciones negociables (ON) por hasta 1.000 millones de dólares. Este movimiento no solo marca su primera incursión en el mercado de capitales, sino que también refleja su ambición por fortalecer su posición en el shale neuquino.

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    La emisión de las ON es un componente central del plan de Pluspetrol para financiar sus proyectos de expansión en la Cuenca Neuquina. La compañía planea emitir dos tipos de obligaciones: las Clase 1, a 36 meses, y las Clase 2, a 60 meses. Con esta oferta, busca captar los recursos necesarios para continuar con su participación en el desarrollo de yacimientos clave, como el área Bajo del Choique-La Invernada, recientemente adquirida en el paquete de activos de ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA) por 1.700 millones de dólares.

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    Este tipo de emisión es una señal clara de la intención de Pluspetrol de abrir su capital a través de la Bolsa, lo que no solo podría generar mayores flujos de inversión, sino también darle mayor visibilidad en el mercado financiero internacional.

    La expansión de Pluspetrol en Vaca Muerta

    Con la compra de los activos de ExxonMobil, Pluspetrol consolidó su presencia en algunos de los bloques más estratégicos de Vaca Muerta. La compra de esos yacimientos llevó a la compañía a sumarse como accionista al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que conectará las áreas productivas través de un oleoducto con un puerto en Punta Colorada, provincia de Río Negro, lo que aumentará significativamente la capacidad de exportación de crudo no convencional.

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    Con la compra de los activos de ExxonMobil, Pluspetrol consolidó su presencia en algunos de los bloques más estratégicos de Vaca Muerta.

    El oleoducto, con una capacidad de transporte inicial de 550.000 barriles de petróleo por día, es una pieza esencial en la infraestructura para que la Argentina pueda aprovechar al máximo su producción de petróleo, especialmente en una cuenca de tal magnitud como Vaca Muerta.

    La joya de La Calera

    La expansión de Pluspetrol no se limita a la compra de activos. La empresa ha destinado importantes sumas a la ampliación de su capacidad de procesamiento en áreas clave. El proyecto en La Calera, una concesión de explotación no convencional en la provincia de Neuquén, es la joya de su portafolio. Con una superficie de más de 55.000 acres y 70 pozos en producción, Pluspetrol busca aumentar su capacidad de procesamiento de gas de 12 millones a 14,5 millones de metros cúbicos diarios en los próximos años. También cuenta con bloques no convencionales como Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste.

    La emisión de obligaciones negociables representa un paso más en la estrategia de Pluspetrol para diversificar sus fuentes de financiamiento y acceder a capital de largo plazo. Aunque la compañía se reserva la posibilidad de declarar desierta la adjudicación de las ON si las condiciones del mercado cambian, su apuesta por este instrumento refleja la confianza en la solidez de su plan de expansión.

    El proceso de emisión está previsto para el 27 de enero de 2025, y se espera que atraiga tanto a inversores locales como internacionales, interesados en la creciente industria petrolera de Argentina y el impacto que tendrá Vaca Muerta en la economía Argentina tras la desregulación propiciada por el gobierno de Javier Milei.

  • Las multas a las petroleras de Vaca Muerta pueden superar los .000 millones

    Las multas a las petroleras de Vaca Muerta pueden superar los $1.000 millones

    Las empresas petroleras que incumplan las normativas vigentes recibirán multas más elevadas este año. Así lo definió el gobierno de la provincia de Neuquén al actualizar los valores del régimen sancionatorio, que está establecido en la Ley 2453 de Hidrocarburos.

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    El aumento será del 591% respecto a los valores que estaban vigentes desde 2023, iniciando en $3.257.222 y pudiendo alcanzar -según el tipo y grado de incumplimiento- $1.085.738.225.

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    Ese porcentaje surge de la variación acumulada que registró el Índice de Precios al Consumidor de Bienes y Servicios para la ciudad de Neuquén, publicado por la Dirección Provincial de Estadísticas y Censos de la Provincia, desde enero de 2023 -fecha de la última actualización- hasta octubre de 2024.

    La nueva escala rige desde hoy, por la publicación del decreto 53/2025 en el Boletín Oficial.

    Nuevos montos en las multas para petroleras

    Con esta nueva escala, la sanción mínima será de $3.257.222 y la máxima variará según el caso. El monto mayor establecido, de $1.085.738.225, aplicará si el incumplimiento se refiere a la seguridad en las actividades de fraccionamiento, transporte, distribución y comercialización de gas licuado de petróleo.

    Los trabajadores del sector de gas licuado lograron el acuerdo.
    Los trabajadores del sector de gas licuado lograron el acuerdo.

    Para incumplimientos vinculados a la seguridad en las actividades que realizan las empresas de hidrocarburos las sanciones podrían llegar a $4.342.952.898. En cambio, si se trata de incumplimientos vinculados a las reglamentaciones técnicas sobre exploración, explotación y transporte podrían ser de hasta $217.147.637.

    También se multará con hasta $54.286.909 a quienes no cumplan con las solicitudes de información que emitan las autoridades.

    La lengua rionegrina de Vaca Muerta atrae inversiones y promete buenas perspectivas

    Vaca Muerta extiende sus fronteras. El 2024 fue un año interesante para las provincias que buscan explorar el potencial de la roca madre. Las operadoras demostraron interés por la lengua rionegrina de la formación, que hasta el momento no había sido desarrollada.

    Phoenix Global Resources lideró este impulso, logrando buenos resultados exploratorios y abriendo nuevas expectativas a futuro. Este desempeño generó un efecto multiplicador, atrayendo inversiones en áreas que la provincia puso en licitación durante el año.

    “La formación Vaca Muerta está demostrando un enorme potencial en el lado rionegrino de la cuenca. Las inversiones de Phoenix han sido clave para demostrar que hay oportunidades reales de desarrollo en nuestras áreas”, destacó la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, en una de las presentaciones realizadas a lo largo del año.

    El interés por el shale

    Phoenix Global Resources logró hitos importantes en su desarrollo en el área Mata Mora en Neuquén en el límite interprovincial, lo que no sólo consolidó su apuesta por Río Negro, sino que incentivó el interés a otras empresas como Capex, que presentó una propuesta de inversión para el área Cinco Saltos Norte.

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    “Las operadoras están visualizando el potencial que ofrece nuestro territorio en la formación no convencional. Confiamos en que esta tendencia se mantenga durante el 2025, consolidando a Río Negro como un actor clave en la matriz energética nacional”, destacó Moya.

    Como parte de su compromiso exploratorio en Río Negro, Phoenix registró y procesó 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en las áreas de Confluencia Norte y Sur, datos actualmente en fase de interpretación y fundamentales para la planificación de nuevos pozos.

    La empresa, que invirtió más de 85 millones de dólares en esta primera etapa, ya produce con su primer PAD (plataforma de perforación compartida) de tres pozos horizontales unos 4.500 barriles de petróleo por día (bbl/d), casi el 20% de la producción total de Río Negro.

  • El plan de Caputo para quitar las tasas municipales de las tarifas

    El plan de Caputo para quitar las tasas municipales de las tarifas

    El ministro Luis Caputo tiene decidido utilizar las audiencias públicas de gas y electricidad para elaborar un nuevo sistema que termine eliminando las tasas municipales de las boletas.

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    Como varios intendentes reclamaron ante la Justicia y lograron medidas cautelares que obligaron a reponer estos tributos en las facturas, la idea del Poder Ejecutivo Nacional es crear un mecanismo para inducir a la gente a que no los pague.

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    La clave para eso es eliminar el riesgo de corte del servicio por su incumplimiento. “La facultad de corte por falta de pago sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio”, sostiene un capítulo de la convocatoria del Enargas a su audiencia del 6 de febrero.

    Cómo se implementará

    Según pudo saber este medio, se está pensando un esquema con dos talonarios de pago: uno para las tasas municipales y otro para el resto de la factura que sí seguiría teniendo la obligatoriedad de pago para no sufrir un corte de suministro.

    Tarifas, boleta de electricidad

    Millones de hogares perderán los subsidios por no haberse registrado a tiempo.

    Algo similar se espera para la electricidad en el AMBA que es la única región de jurisdicción nacional. “Estamos a la espera del llamado de audiencia pública para comenzar con el periodo de Revisión Quinquenal Tarifaria”, indicaron respecto al tradicional encuentro anual para autorizar aumentos que se realizaría a fines de febrero.

    El peso en las facturas de estos tributos varía en función de cada municipio. En la mayoría de los casos va del 3% al 6% y el tope establecido por contrato de concesión es del 6,42% en una de las distribuidoras consultadas.

    “Hay que aclarar que no todos los impuestos son impropios. El Enargas ya hizo la distinción entre los que tienen que ser trasladados a tarifa porque están vinculados con el servicio y los que son simplemente un mecanismo de recaudación de los municipios que se quieren aprovechar de la baja morosidad que existe en el pago de los servicios públicos”, explicaron a +e.

    Ya hay fecha para la audiencia pública

    El Gobierno convocó a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas junto con la metodología de futuros ajustes periódicos. La convocatoria realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) fue dispuesta para el jueves 6 de febrero a partir de las 9, de manera virtual, tal como vienen realizándose en las últimas oportunidades.

    El llamado a la audiencia se da en el marco del actual procedimiento de revisión tarifaria llevado adelante por el mencionado ente y abarca a todas las Licenciatarias de Transporte y de Distribución de gas de todo el país.

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    La tarifa del gas se discutirá el 9 de febrero en audiencia pública.

    La normativa especificó que la instancia participativa se llevará a cabo con “el objeto de poner a consideración: 1) Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas; 2) Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas; 3) Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”.

    Al argumentar la decisión, aclaró que “la participación de la ciudadanía y de las prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas es previa a la adopción de la decisión pública, y coadyuva a que sean ponderados conforme la normativa de aplicación, las exposiciones o presentaciones que se formulen”.

  • El fracturador a gas y el dilema de cómo abastecer la bomba de 5 mil HP

    El fracturador a gas y el dilema de cómo abastecer la bomba de 5 mil HP

    En 2023 hubo un equipo verde que sobresalía en los bloques de Vaca Muerta. El equipo de fractura a gas que desarrolló QM Equipment se llevó todas las miradas en el shale y despertó grandes expectativas entre las compañías en busca de sumar potencia y disminuir las emisiones de carbono.

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    Las primeras pruebas se hicieron en la planta de QM en el Parque Industrial General Savio, a 15 kilómetros del Puerto de Mar del Plata, y contó con la presencia de técnicos de YPF, CGC, Pluspetrol, TotalEnergies y las empresas de servicios especiales como Schlumberger, Halliburton, Latitud 45 o Baker Hughes.

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    El testeo continuó en el campo de batalla. El equipo fue puesto a prueba en 100 etapas de fractura, con 97 de ellas realizadas para YPF y las restantes 3 para Pluspetrol. La bomba de fractura de 5 mil HP impulsada a gas pasó el examen y se muestra como una posibilidad de cambiar el fracking del no convencional.

    Según los especialistas, el equipo permitirá reducir los 200 millones de litros de gasoil que se utilizan por año en servicios de fractura. Otro punto positivo es que reduciría la cantidad de equipos en los yacimientos ya que se achicarían la cantidad de bombas requeridas por los sets de fractura.

    El siguiente paso

    Los técnicos de las operadoras y los directivos de QM Equipment quedaron satisfechos cuando se exigió al fracturador. Ahora, solo queda encontrar compradores. “Nosotros lo construimos y tenemos la planta para fabricarlo. Estamos esperando que alguien diga: ‘che, haceme un set’. Nosotros estamos listos para hacerlo ya”, subrayó Marcelo Guiscardo, integrante de la firma, en diálogo con +e.

    “Nosotros podemos hacer 50 equipos por año. El tema es que alguien los quiera comprar, entonces hasta que no venga alguien con un pedido no podemos poner a fabricarlos”, consideró el también presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata.

    Fracturador gas equipo de fractura fracking QM Equipament

    YPF probó la bomba a gas en Loma Campana.

    Guiscardo ponderó que se pasaron todas las pruebas posibles tanto en la planta como en territorio y no se presentaron mayores complicaciones. “El equipo fue (a Vaca Muerta), anduvo bárbaro, tuvo algunos problemas que se solucionaron y ahora estamos viendo a ver qué quieren hacer las compañías: si lo quieren comprar o no lo quieren comprar. Estamos en esa disyuntiva”, afirmó.

    El plan inicial era que lo prueben YPF, Pluspetrol y Tecpetrol, pero la compañía del Grupo Techint no logró hacerse de los servicios del fracturador a gas. Sin embargo, el presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata consideró que “muchas compañías fueron a ver las pruebas y tiene la información sobre la capacidad del equipo y lo que se puede hacer y todo lo demás”.

    “Ahora estamos viendo, esperando que las compañías decidan cuándo lo van a necesitar y entonces preparar para fabricarlo”, agregó.

    El dilema del gas

    Otra de las cuestiones que deben resolver las compañías es la provisión de gas. “Ese es un tema que tienen que definir porque una cosa es hacerlo para un equipo, que hicimos nosotros para la prueba con SLB, que salió muy bien, pero otra cosa es hacerlo para 10. Entonces, vos tenés que tener todo un sistema de provisión de gas que hoy no existe”, afirmó.

    “Eso lo que están haciendo las compañías antes de decir: ‘bueno, dame un set’. Esa sería la principal traba que existe hoy en día, pero la tecnología anda y estamos súper capacitados para construirlo”, aseveró Guiscardo.

  • Palermo Aike: CGC prepara el informe del primer pozo shale y Santa Cruz hará un roadshow

    Palermo Aike: CGC prepara el informe del primer pozo shale y Santa Cruz hará un roadshow

    Comenzó la cuenca regresiva. La hora de la verdad se acerca para Palermo Aike. Los técnicos de CGC (Compañía General de Combustibles) ultiman detalles sobre los informes del primer pozo shale que se presentarán a las autoridades del Gobierno de Santa Cruz.

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    El proyecto se llevó a cabo en el yacimiento Cañadón Deus, un área dentro de la Concesión El Cerrito, con una inversión que rondó los 60 millones de dólares, representando el primer pozo no convencional tipo shale, a través de la asociación entre YPF y CGC.

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    Contó con una profundidad vertical de aproximadamente 3.400 metros, una rama horizontal de 700 metros e implicó 12 etapas de fracturas. La perforación comenzó el día 20 de octubre de 2023 y finalizó el 21 de febrero de 2024.

    Si bien las expectativas eran altas, los desafíos que se le presentaron a las operadoras fueron diversos, pero los resultados iniciales han sido altamente positivos, tanto en gas como en condensados.

    “Este es el primer pozo no convencional de la formación Palermo Aike, y los resultados han sido muy buenos, a pesar de las dificultades en su perforación. Actualmente, CGC y YPF están evaluando los datos obtenidos y preparando nuevas campañas de perforación para este año”, subrayó Jaime Álvarez, ministro de Energía de Santa Cruz, en diálogo con +e.

    La perforación no estuvo exenta de desafíos. Uno de los principales inconvenientes fue que el equipo utilizado estaba al límite de su capacidad. Se empleó un rig de 1.100 caballos para alcanzar los 3.400 metros y trabajar en horizontal, lo que representó una operación técnica compleja. Además, 300 metros de la rama lateral planificada no pudieron ser utilizados debido a problemas estructurales.

    “Es importante destacar que estamos en una etapa inicial de conocimiento de la formación, similar a lo que sucedió en Vaca Muerta en 2013-2014. Aún no contamos con un desarrollo local de proveedores ni con equipos plenamente adaptados a las condiciones de la zona”, explicó Álvarez.

    Asimismo, la profundidad mayor a la de Vaca Muerta y las bajas temperaturas de la región, que a veces son inferiores a las de la Antártida, plantean retos adicionales. “En el futuro, los equipos deberán estar ‘winterizados’ para operar todo el año”, subrayó el funcionario santacruceño.

    “No tenemos la expertise que hay en Vaca Muerta. Se está comenzando a conocer la formación, no tenemos un desarrollo local de proveedores para todas las actividades de perforación y terminación, han venido empresas de otros lugares, de Neuquén fundamentalmente, equipos técnicos de otros lugares, y también hubo dos criterios diferentes al momento de llevarla adelante, que eran dos empresas que estaban trabajando en forma conjunta”.

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    YPF continuará explorando el potencial de Palermo Aike.

    Potencial geológico

    La hermana menor de Vaca Muerta, tal como “la bautizó” este medio, está ubicada en una zona de transición entre áreas de petróleo liviano y gas con condensados y presenta un alto potencial geológico.

    Tanto CGC como YPF encabezan los estudios sísmicos en la zona y planean realizar nuevas perforaciones en agosto de 2025, tras el invierno. La empresa de mayoría estatal planea realizar trabajos en las áreas La Azucena y El Campamento Este abarcando con sísmica 3D más de mil kilómetros cuadrados.

    “Estas perforaciones permitirán validar si las predicciones geológicas coinciden con la realidad. Además, se espera que los equipos que lleguen para las perforaciones de YPF también sean aprovechados por CGC”, afirmó el ministro.

    En paralelo, se está trabajando para mejorar las condiciones operativas y desarrollar una red de proveedores locales que permita reducir los costos de perforación. “Hoy los costos son altos, similares a los de los primeros pozos en Vaca Muerta, que rondaban los 50-60 millones de dólares. Sin embargo, confiamos en que, con el tiempo, lograremos reducirlos al igual que sucedió en Neuquén”, aseguró Álvarez.

    Promoción internacional

    Para acelerar el desarrollo de la roca madre de la Cuenca Austral, Santa Cruz planea organizar un “roadshow” internacional que promocionará la cuenca y buscará atraer inversiones extranjeras. “Estas operaciones requieren capital intensivo y un conocimiento especializado. Muchas empresas con experiencia en no convencional ya están en Vaca Muerta y podrían replicar su trabajo en Palermo Aike. Necesitamos captar inversores nacionales e internacionales que tengan la capacidad financiera para sumarse a este desarrollo inicial”, destacó el ministro.

    Según Álvarez, el 2025 será un año clave para consolidar el desarrollo de Palermo Aike. “Habremos avanzado significativamente en la exploración y recopilación de datos geológicos. Se realizarán más perforaciones y los equipos estarán mejor adaptados a las condiciones locales. También comenzaremos a desarrollar proveedores confiables que contribuirán a reducir los costos operativos”, explicó.

    Palermo Aike: una nueva oportunidad

    Este desarrollo no solo representa una oportunidad económica para Santa Cruz, sino también un aporte significativo a la matriz energética nacional. Palermo Aike podría convertirse en el próximo gran polo shale de Argentina, replicando el éxito de Vaca Muerta.

    Para tomar dimensión, la formación tiene una superficie de 14.240 kilómetros cuadrados dentro de la Cuenca Austral, posicionándose en el tercer lugar del continente por sus recursos potencialmente recuperables, con estimaciones de 8,9 mil millones de barriles de petróleo (BBO) y 177 billones de pies cúbicos de gas (TCF).

    La hermana menor de Vaca Muerta puede aprovechar la curva de aprendizaje que se adquirió Neuquén en los últimos 10 años. Ese es uno de los aspectos positivos que tiene el shale del sur, pero también se deben sumar la capacidad ociosa que hay en las obras de infraestructura de la región.

    Un ejemplo son los casi 13 millones de metros cúbicos disponibles en el Gasoducto San Martín o los oleoductos que conectan con el Puerto Punta Loyola.

    Tampoco hay que olvidarse de la salida por los mares que se posiciona Palermo Aike. Una es por el Atlántico y otra por el Pacifico a través del Estrecho de Magallanes. Si los resultados son los esperados, la industria tiene todo listo para avanzar con un nuevo polo exportador.

  • La lengua rionegrina de Vaca Muerta atrae inversiones y promete buenas perspectivas

    La lengua rionegrina de Vaca Muerta atrae inversiones y promete buenas perspectivas

    Vaca Muerta extiende sus fronteras. El 2024 fue un año interesante para las provincias que buscan explorar el potencial de la roca madre. Las operadoras demostraron interés por la lengua rionegrina de la formación, que hasta el momento no había sido desarrollada.

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    Phoenix Global Resources lideró este impulso, logrando buenos resultados exploratorios y abriendo nuevas expectativas a futuro. Este desempeño generó un efecto multiplicador, atrayendo inversiones en áreas que la provincia puso en licitación durante el año.

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    “La formación Vaca Muerta está demostrando un enorme potencial en el lado rionegrino de la cuenca. Las inversiones de Phoenix han sido clave para demostrar que hay oportunidades reales de desarrollo en nuestras áreas”, destacó la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, en una de las presentaciones realizadas a lo largo del año.

    El interés por el shale

    Phoenix Global Resources logró hitos importantes en su desarrollo en el área Mata Mora en Neuquén en el límite interprovincial, lo que no sólo consolidó su apuesta por Río Negro, sino que incentivó el interés a otras empresas como Capex, que presentó una propuesta de inversión para el área Cinco Saltos Norte.

    “Las operadoras están visualizando el potencial que ofrece nuestro territorio en la formación no convencional. Confiamos en que esta tendencia se mantenga durante el 2025, consolidando a Río Negro como un actor clave en la matriz energética nacional”, destacó Moya.

    Como parte de su compromiso exploratorio en Río Negro, Phoenix registró y procesó 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en las áreas de Confluencia Norte y Sur, datos actualmente en fase de interpretación y fundamentales para la planificación de nuevos pozos.

    La empresa, que invirtió más de 85 millones de dólares en esta primera etapa, ya produce con su primer PAD (plataforma de perforación compartida) de tres pozos horizontales unos 4.500 barriles de petróleo por día (bbl/d), casi el 20% de la producción total de Río Negro.

    Seguir explorando

    Por otra parte, con la apertura de sobres para el área Cinco Saltos Norte se cerró el año. Allí, Capex presentó una oferta económica de 6,85 millones de dólares, que incluye un plan de exploración con trabajos de reprocesamiento sísmico 3D y la perforación de un pozo con rama lateral sobre la formación Vaca Muerta. Actualmente se están culminando los procedimientos previos para la adjudicación correspondiente, con el fin de que pueda iniciar su plan de trabajo.

    De ese modo, con una estrategia que combina el trabajo técnico del gobierno de Río Negro y la apuesta del sector privado, Río Negro cerró el 2024 afianzando su rol en el desarrollo de recursos no convencionales y proyectando un 2025 lleno de oportunidades para la inversión hidrocarburífera.

  • Vuelan las acciones de Vista: ya tocan los 60 dólares

    Vuelan las acciones de Vista: ya tocan los 60 dólares

    La acción de Vista Energy, la petrolera liderada por Miguel Galuccio, alcanzó un hito histórico esta semana al tocar casi 60 dólares por unidad, un récord que pone en evidencia el sólido desempeño de la compañía en la formación no convencional de Vaca Muerta.

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    Ayer la acción de la compañía en la bolsa de Nueva York alcanzó ayer un pico de 59,83 dólares, lo cual refleja un período de crecimiento significativo para la empresa, con una variación anual explosiva del 92,5% del valor de los papeles en la Gran Manzana.

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    Este ascenso es impulsado por una combinación de factores: una producción sostenida en Vaca Muerta, la mejora en la eficiencia operativa de la empresa y el crecimiento de sus exportaciones de petróleo neuquino, que la posiciona con fuerza en los mercados internacionales.

    Vista encara 2025 con metas de crecimiento

    Para este año, se espera continuar la senda de crecimiento. En el marco de la presentación de los resultados del tercer trimestre de 2024, Galuccio, presidente y CEO de Vista, anunció que la compañía proyecta invertir más de 1.100 millones de dólares en 2025 para continuar con su expansión en Vaca Muerta.

    Esta inversión se destinará principalmente a la conexión de 60 nuevos pozos y al objetivo de alcanzar una producción total de 100.000 barriles equivalentes diarios (boe/d), consolidándose como uno de los grandes motores de la producción energética en Argentina. Además, Vista proyecta un EBITDA de 1.650 millones de dólares para 2025, lo que representa un crecimiento interanual superior al 40%.

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    Vista Energy proyecta invertir más de 1.100 millones de dólares en 2025.

    El plan de expansión está alineado con las prioridades de asignación de capital de la empresa, presentadas en el último Investor Day. Este aumento en las inversiones refleja la confianza de Vista Energy en la fortaleza y el potencial de Vaca Muerta, así como su capacidad para continuar incrementando su producción y presencia en los mercados internacionales.

    Un 2024 marcado por hitos clave

    Durante el tercer trimestre de 2024, la empresa alcanzó una producción total de 72.825 boe/d, lo que representa un incremento del 47% en comparación con el mismo periodo de 2023. La producción de petróleo alcanzó los 63.499 barriles por día (bbl/d), con un aumento interanual del 53%, impulsado por la conexión de 51 nuevos pozos en los últimos doce meses. Esta expansión y la mejora en la productividad de los pozos han sido clave para el crecimiento de la empresa.

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    El liderazgo de Galuccio fue fundamental en este proceso de expansión y crecimiento. Desde su creación en 2017, implementó una serie de estrategias que han permitido a Vista Energy no solo aumentar su producción, sino también mejorar sus márgenes de rentabilidad y posicionarse de manera destacada en el mercado internacional.

    El incremento en la capacidad de transporte de crudo es otro de los hitos que marcará el futuro de Vista. La empresa se sumó al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), para construir un nuevo oleoducto y terminal exportadora de crudo en Río Negro, sociedad con YPF, Pampa, Shell, Chevron, Pluspetrol y PAE .

    En ese contexto es que el mercado sigue respondiendo positivamente a los esfuerzos de la petrolera por incrementar su producción, reducir costos y optimizar sus procesos operativos, lo cual se refleja en la cotización de los papeles en las bolsas de Nueva York, México y Buenos Aires.

  • Una empresa texana fabricará los tanques del Vaca Muerta Sur

    Una empresa texana fabricará los tanques del Vaca Muerta Sur

    La compañía norteamericana CB&I resultó adjudicada con un contrato relevante para el proyecto de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que se convertirá en la principal vía de exportación del petróleo no convencional neuquino, a través de la construcción de un nuevo oleoducto y una terminal exportadora en Punta Colorada, Río Negro.

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    CB&I ganó el contrato para la ingeniería, adquisición, fabricación y construcción (EPC) de 630,000 metros cúbicos (4 millones de barriles) de almacenamiento total onshore en la costa rionegrina.

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    «Vaca Muerta es una de las mayores reservas de petróleo y gas no convencionales del mundo y una iniciativa estratégica para Argentina, destinada a impulsar las exportaciones de crudo del país hacia los mercados regionales e internacionales», destacó la empresa en un comunicado.

    Se espera que el oleoducto Vaca Muerta Sur tenga una extensión de 437 km, transportando petróleo desde la formación Vaca Muerta hasta un terminal de exportación en la costa. El proyecto está siendo desarrollado por VMOS, una empresa petrolera de propósito especial en el sector medio, dirigida por la empresa bajo control estatal YPF, con Pan American Energy, Vista Energy y Pampa Energía como accionistas iniciales.

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    CB&I apoyó la optimización del proyecto de la instalación de almacenamiento desde la fase FEED hasta la competencia EPC para reducir los costos y el cronograma generales del proyecto.

    Qué dijeron desde CB&I

    «Estamos emocionados de ser el socio de soluciones de almacenamiento de VMOS para este importante proyecto de infraestructura de exportación en Argentina», dijo Mark Butts, CEO de CB&I.

    «CB&I aporta a cada cliente que servimos un liderazgo en seguridad, calidad y profesionalismo en la ejecución de proyectos. Esperamos cumplir con nuestros compromisos con YPF y los socios y accionistas asociados con el proyecto VMOS», agregó.

    Se espera que las actividades de construcción comiencen en el segundo trimestre de 2025. El proyecto tiene como objetivo su finalización en el cuarto trimestre de 2026.

    Fundada en 1889 y con sede en The Woodlands, Texas, CB&I diseña, fabrica e instala tanques de almacenamiento y terminales, junto con una variedad de otras estructuras industriales.

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    Llegan los primeros caños del oleoducto Vaca Muerta Sur, el mayor proyecto de transporte de petróleo.

    Otra adjudicación

    Días atrás, la compañía española Técnicas Reunidas resultó adjudicataria de la ingeniería y gestión del Oleoducto Vaca Muerta Sur. Llevará a cabo también las compras y gestión de la construcción para el desarrollo de la terminal de almacenamiento y despacho. El contrato es de 440 millones de dólares y exigirá la dedicación de 1 millón de horas de trabajo.

    Los trabajos encargados a la empresa española incluyen los servicios de ingeniería, compras y gestión de la construcción, según un contrato del tipo EPCm (engineering, procurement and construction management), de la terminal que estará ubicada en Punta Colorada.

  • Aconcagua busca inversores para su incursión en Vaca Muerta

    Aconcagua busca inversores para su incursión en Vaca Muerta

    Aconcagua presentará este viernes un ambicioso plan de producción a un grupo de potenciales inversores y jugadores del mercado financiero, en el que proyecta multiplicar su producción hasta llegar a los 50.000 barriles día a fines de esta década.

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    A diferencia de los últimos años donde se concentró en los campos convencionales, ahora empezará una fuerte apuesta por el shale de Vaca Muerta. El puntapié inicial será el bloque Loma Guadalosa, ubicado en la provincia de Río Negro, por ser la zona más desriskeada.

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    Según explicaron a +e, la empresa está en conversaciones con varios majors locales para asociarse en esta inversión que comenzaría con dos pads de unos cinco pozos con la idea de entrar en desarrollo masivo en menos de dos años.

    La Vaca Muerta mendocina

    El objetivo de Aconcagua es que este bloque permita duplicar la producción de Aconcagua en pocos años para superar los 25.000 barriles diarios. Ya la siguiente etapa será focalizarse en Payún Oeste, que se encuentra dentro de la lengua norte de la Vaca Muerta mendocina.

    Luego de las obras en oleoductos tanto hacia Chile como para ampliar la capacidad de transporte a la refinería Luján de Cuyo, los activos de Payún se revalorizaron en términos logísticos, con el agregado de tener varias zonas de navegación testeadas.

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    “Hay tres diferentes zonas de navegación. Lo que se llama la cocina, que es la zona más profunda, después tenés el orgánico superior y el orgánico inferior. Lo que nosotros estamos viendo acá en Payún es que el pozo que está hecho actualmente testeó el horizonte de la cocina y YPF, con actividad cercana, ya testeó los otros dos horizontes de navegación, con lo cual entendemos que esa área en particular podría tener mucho potencial por kilómetro cuadrado”, indicaron.

    La meta de producción

    Con ambos bloques en producción, la meta es llegar a los 50.000 barriles para 2030, pero para eso es necesario que el plan esté acompañado por una sólida pata financiera. El encuentro de este viernes va en ese sentido y el siguiente paso será el lanzamiento de una Obligación Negociable para juntar unos 25 millones de dólares en el mercado. Como anticipó +e, también está la idea de salir a cotizar en Wall Street para poder conseguir el capital suficiente.

    Por último, la empresa también apunta a ampliar su negocio de generación eléctrica que actualmente cuenta con unos 570 MW. La gran parte de eso se sustenta en la represa Planicie Banderita, que buscarán mantener cuando el gobierno defina el proceso licitatorio. Además, tienen previsto construir un parque solar en Luján de Cuyo de unos 110 MW junto a una compañía internacional que ayudará en el financiamiento.

  • Santa Cruz le pide a Nación dejar “las mezquindades de lado” y reactivar las represas hidroeléctricas

    Santa Cruz le pide a Nación dejar “las mezquindades de lado” y reactivar las represas hidroeléctricas

    Las represas hidroeléctricas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner están paralizadas desde hace más de un año y no se sabe cuándo se reactivarán los trabajos. La falta de novedades llevó al Gobierno de Santa Cruz a exigirle al Ejecutivo nacional y a la UTE a dejar de lado las mezquindades políticas para dar viabilidad al proyecto.

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    “Es extremadamente preocupante que, a la fecha, el Gobierno Nacional y la Unión Transitoria de Empresas Represas Patagonia, no hayan podido reactivar esta obra, que lleva más de un año paralizada, con la incertidumbre que esta situación genera tanto en trabajadores, como en la cadena de proveedores y para el propio Estado provincial, dado que es una obra central, estratégica, que ya debería estar generando energía, que tanto hace falta para el desarrollo de nuestras comunidades”, subrayó Jaime Álvarez, ministro de Energía de Santa Cruz.

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    Llegar a un acuerdo

    En este marco, el funcionario santacruceño sostuvo: “es urgente y necesario que las partes lleguen a un acuerdo, y de una vez por todas se terminen las mezquindades políticas y económicas, y finalmente se resuelvan las cuestiones administrativas que están pendientes, y que hoy repercuten en la paralización de estas obras”.

    Asimismo, Álvarez reclamó a las autoridades nacionales y a los directivos de la empresa “terminar con esta incertidumbre, y hacerse cargo de los compromisos asumidos para que, de una vez por todas, esta obra que lleva tanto tiempo paralizada, finalmente sea puesta en funcionamiento, y podamos contar con energía limpia abundante para los santacruceños y para todo el país”.

    Represas paralizadas

    Tal como informó +e, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, cuestionó a la UTE (Gezhouba, Electroingeniería e Hidrocuyo) por detener los trabajos de forma “unilateral” desde noviembre de 2023, generando una controversia técnica, económica y legal. Aunque hay conversaciones con la UTE, no hay compromiso de firmar una enmienda al contrato, y cualquier decisión dependerá del interés público.

    El Ministerio de Economía informó que no hubo nuevos desembolsos, y, según el contrato de préstamo, la solicitud debe ser suscripta por el contratista, lo que no ocurrió. Además, no se cuenta con una evaluación final del posible deterioro causado por la paralización. Nación aclaró que, preliminarmente, no se evidencian daños en las estructuras, pero la responsabilidad del cuidado de la obra recae en la UTE, que no cumplió con los estándares de calidad requeridos.

    Sobre los trabajadores, el principal interrogante es su futuro, ya que llevan inactivos desde noviembre. El Gobierno indicó que la relación laboral depende del contratista, quien el 5 de febrero solicitó un Procedimiento Preventivo de Crisis en la Secretaría de Trabajo debido a la falta de fondos. En la obra había 2858 trabajadores: 2014 de UOCRA, 505 de UECARA y 339 fuera de convenio. Las medidas propuestas incluyeron neutralizar la obra y reducir personal.

    Nación realizó audiencias en febrero para evitar despidos, pero no hubo acuerdo, y el procedimiento finalizó el 8 de marzo. Además, señaló que este trámite no aplica al personal de UOCRA, que debe regirse por la Ley 22.250, sin emitir juicios sobre salarios, indemnizaciones o alteraciones contractuales, ya que exceden sus facultades legales.