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Vaca Muerta

Categoría: Patagonia Shale

Oleoducto Vaca Muerta Sur: una española ganó un contrato por USD 440 millones
La compañía española Técnicas Reunidas resultó adjudicataria de la ingeniería y gestión del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), que será la principal vía exportadora de petróleo de Vaca Muerta, a través de la provincia de Río Negro.
Llevará a cabo también las compras y gestión de la construcción para el desarrollo de una terminal de almacenamiento y despacho de hidrocarburos. El contrato adjudicado a Técnicas Reunidas alcanzará un importe de unos 440 millones de dólares y exigirá la dedicación de 1 millón de horas de trabajo.
Se trata del segundo proyecto reciente de la empresa española en Argentina, pues se encuentra en este momento terminando con éxito el proyecto de mejora de la refinería de Luján de Cuyo.
El contrato de Vaca Muerta está en línea con el plan estratégico SALTA que Técnicas Reunidas presentó el pasado mes de mayo, en su apuesta por participar en proyectos minimizando el riesgo de construcción.
Cómo es el contrato
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 una terminal de almacenamiento y despacho de hidrocarburos que estará ubicada en Punta Colorada, en la costa de la provincia de Río Negro.
La terminal tendrá una capacidad de almacenamiento de 600.000 m3, una cifra muy relevante a escala internacional, y estará dividida en cinco tanques. Su capacidad de despacho será de 62.000 m3 diarios por medio de dos monoboyas que podrán cargar buques tanque del tipo VLCC (very large crude carriers).
El contrato adjudicado a Técnicas Reunidas alcanzará un importe de unos 440 millones de dólares, de los cuales más de 70 millones corresponderán a los servicios de ingeniería y gestión del proyecto. A su vez, la inversión total que deberán afrontar YPF y sus socios para la plena ejecución de la terminal será de unos 1.800 millones de dólares.
Los trabajos de Técnicas Reunidas serán realizados por ingenieros de los centros que la empresa posee en Madrid, Argentina y Chile. Su ejecución exigirá la dedicación de casi 1 millón de horas de trabajo.
El trabajo previo de YPF
En una etapa anterior de este mismo proyecto, Técnicas Reunidas se encargó de optimizar la ingeniería conceptual desarrollada previamente por YPF. Estos trabajos permitieron reducir las cifras de inversión y los plazos de ejecución de las infraestructuras previstas, con el objetivo de que la empresa argentina estuviera en condiciones de exportar combustible a capacidad reducida lo más rápidamente posible, una vez cubierta la demanda local.
La adjudicación del nuevo contrato da continuidad a la relación de Técnicas Reunidas con este cliente, dado que la empresa española está terminando en este momento con mucho éxito el proyecto para la mejora de la refinería de Luján de Cuyo que YPF le adjudicó recientemente.
El contrato de Vaca Muerta está en línea con el impulso que Técnicas Reunidas da actualmente a su involucración en proyectos en los que se minimiza el riesgo de construcción, en línea con el plan estratégico SALTA que presentó el pasado mes de mayo.
Sobre VMOS S.A.
Esta sociedad, participada por YPF, Vista Energy Argentina S.A.U, Pampa Energía S.A. y Pan American Sur S.A, se encarga de todo el desarrollo del proyecto de Vaca Muerta y de la infraestructura que ha de iniciar su operación comercial en julio de 2027.
Ello incluye la construcción del oleoducto de exportación de crudo, con una extensión de 437 km, y la terminal de carga y descarga, con monoboyas interconectadas y un patio de tanques y almacenaje, lo que supone una inversión total de 3.000 millones de US$.
Además, VMOS ha concedido opciones a Chevron, Pluspetrol y Shell, entre otros, para que puedan formar parte de la sociedad, dando lugar a una ampliación adicional de capacidad.
Técnicas Reunidas, una compañía global
La compañía española Técnicas Reunidas es una empresa global de ingeniería, con presencia en 25 países y una trayectoria que suma más de 1.000 plantas industriales a lo largo de sus más de 60 años de experiencia.
Está especializada en el diseño y construcción de grandes plantas industriales dedicadas principalmente a la producción de combustibles limpios, gas natural y productos químicos. La compañía está también a la vanguardia en las tecnologías y soluciones relacionadas con la transición energética, la economía circular y la descarbonización de instalaciones.

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14/01/2025
Río Negro prorrogó concesiones a Petróleos Sudamericanos
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro firmó dos nuevos acuerdos de prórroga de concesiones hidrocarburíferas con la empresa Petróleos Sudamericanos (PS), en uno de los casos en sociedad con JCR S.A., para la explotación de seis áreas ubicadas al norte de la provincia.
Los convenios incluyen inversiones totales por casi USD 96 millones y un bono de prórroga más aporte al desarrollo social de USD 8,2 millones. Próximamente, los acuerdos serán remitidos a la Legislatura para su aprobación.
El acto se llevó a cabo en la sede de la Secretaría en Cipolletti, donde el titular del área, junto a representantes de las concesionarias, rubricaron los acuerdos que extienden por diez años las concesiones en los bloques «Centro Este», «Loma Montosa Oeste», «Bajo del Piche», «Barranca de los Loros», «El Medanito» y «El Santiagueño».
Estas áreas, con una producción consolidada a noviembre de 2024 de 2.275 barriles diarios de petróleo equivalente (BOE), son clave para la matriz energética provincial. En conjunto, representan el 9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino.
El plan de inversión
Entre los compromisos asumidos por las empresas destacan un plan de inversiones por USD 95,69 millones, que incluye la perforación de 9 pozos, más de 70 intervenciones en pozos existentes y obras de infraestructura para mejorar la capacidad extractiva.
“Estos nuevos acuerdos son fundamentales para fortalecer la actividad hidrocarburífera en nuestra provincia, no sólo por la inversión que impulsará el desarrollo de las áreas, sino también por el impacto directo en el empleo local y las oportunidades que generarán para las empresas rionegrinas, especialmente en servicios asociados a la industria”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.
El representante de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto, explicó que “este acuerdo representa diez años más de concesión que nos permitirán viabilizar las inversiones pendientes y seguir trabajando para mantener la curva de producción en la provincia. Una vez que la Legislatura lo ratifique, comenzaremos una campaña de perforación y desarrollo en El Santiagueño y avanzaremos con reparaciones en Medanito y Centro Oeste, priorizando siempre la mano de obra local y reforzando nuestra relación con la comunidad de Catriel».
Los acuerdos seguirán ahora el mismo camino que los dos ya aprobados a fin de año por la Legislatura para otras áreas, y que marcan una política provincial orientada a consolidar la actividad hidrocarburífera como motor económico, promoviendo inversiones sostenibles y priorizando el empleo local. En breve serán elevados por el Gobernador Alberto Weretilneck al ámbito legislativo para su tratamiento.
Datos clave de los acuerdos firmados
Inversión total: USD 95,69 millones.
Bono de prórroga + Aporte al Desarrollo Social: USD 8,2 millones.
Producción actual áreas: 2.275 BOE/día (9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino).
Áreas involucradas: «Centro Este», «Loma Montosa Oeste», «Bajo del Piche», «Barranca de los Loros», «El Medanito» y «El Santiagueño».
Plazo de prórroga: 10 años, hasta 2036 y 2037 según el bloque.

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13/01/2025
Vaca Muerta sigue en ascenso: las empresas y áreas más productivas
La producción de hidrocarburos en Argentina presenta una dinámica mixta, con un crecimiento impulsado principalmente por la producción no convencional, tanto en petróleo como en gas natural. Esta tendencia refleja la transformación estructural que atraviesa el sector energético del país, gracias al desarrollo de Vaca Muerta.
La producción total de petróleo alcanzó en noviembre pasado alcanzó los 761 mil barriles por día (kbbl/día), con un aumento del 1.5% respecto al mes anterior y un notable crecimiento interanual del 11.7%. Este ascenso se debe en gran medida a la expansión del shale oil, que representó el 57% del total, según indica el informe mensual de la consultora Economía & Energía.
El análisis por tipo de explotación muestra que el convencional se situó en 328 kbbl/día, con una disminución interanual del 4.2%, mientras que el shale oil ascendió a 433 kbbl/día, lo que implicó un aumento del 27.7% respecto al mismo mes de 2023.
Por cuenca, la Neuquina se destacó como la más productiva, con 433.4 kbbl/día, con un aumento tanto mensual como interanual del 2.9% y 27.7%, respectivamente. En contraste, otras cuencas, como Austral, San Jorge, Cuyana y NOA, registraron descensos interanuales en su producción.
YPF, Vista y Pluspetrol como líderes
En cuanto a la producción por empresas, YPF sigue siendo la líder indiscutida, con 360.3 kbbl/día, con un crecimiento interanual del 5.2%. Sin embargo, otras compañías han mostrado incrementos más significativos. Vista, con una producción de 72.2 kbbl/día, presentó un aumento del 42.9%, mientras que Pluspetrol experimentó el mayor crecimiento interanual, con un 62.2%, alcanzando los 44.3 kbbl/día.
A nivel de producción no convencional, YPF sigue dominando, con 235.2 kbbl/día de shale oil, aunque Pluspetrol destacó por su impresionante crecimiento del 291.6% interanual, al alcanzar 24.7 kbbl/día.
Hay 5 áreas que concentran el 70% de la producción total de crudo de Vaca Muerta: Loma Campana ( 87 kbbl/día), La Amarga Chica (76 kbbl/día), Bajada del Palo Oeste (67 kbbl/día), Bandurria Sur (55 kbbl/día) y La Calera (23 kbbl/día).
Estabilidad en la producción de shale gas
La producción total de gas natural alcanzó los 127 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día), con un leve aumento interanual del 0.7%, a pesar de una caída mensual del 4.5%. En este sector, el shale gas representó el 49% de la producción total.
Por tipo de explotación, la producción convencional de gas natural fue de 50 MMm3/día, con un aumento del 0.1% interanual, mientras que la producción de tight gas registró una caída del 14.9%. La producción de shale gas fue de 62 MMm3/día, con un crecimiento interanual del 5.8%.
En términos de cuencas, la cuenca neuquina Shale y Tight lideró la producción con 73.9 MMm3/día, con un aumento interanual del 1.3%.
Liderazgo gasífero de YPF y crecimiento de Pampa y PAE
YPF se mantuvo como la empresa líder en la producción de gas natural, con 31.3 MMm3/día, y un crecimiento del 16.4% interanual. En cambio, PAE reportó una leve caída del 0.7%, produciendo 18 MMm3/día, mientras que Pampa logró un notable aumento del 18.7%, con 11.1 MMm3/día.
Tecpetrol es la mayor productora de gas de Vaca Muerta.
En lo que respecta a la producción de shale gas, YPF sigue siendo la principal productora con 19.7 MMm3/día, aunque registró una caída interanual del 0.7%. Por su parte, Pampa experimentó el mayor crecimiento con un aumento del 38.7%, con 4.5 MMm3/día.
En este caso, 5 áreas concentraron en noviembre el 66% de la producción total de shale gas: Aguada Pichana Este (10 MMm3/día), Aguada Pichana Oeste (9 MMm3/día), Fortín de Piedra (9 MMm3/día), La Calera (8MMm3/día) y La Calera (5 MMm3/día).
03/01/2025
Se aprobó el traspaso de áreas de YPF a Pecom y Quintana Energy
YPF logró las aprobaciones de Río Negro y Chubut para el traspaso de dos nuevas áreas convencionales maduras, que puso en venta dentro del denominado “Proceso Andes”, que busca hacer más eficientes las inversiones de la compañía y generar oportunidades para nuevas operadoras en todo el país.
La Legislatura de Río Negro aprobó la cesión y prórroga de la extensión del contrato del yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), lo cual es un paso clave en el proceso de cesión de la operación del bloque a Quintana Energy.
Por otro lado, en Chubut, el gobernador Ignacio Torres, firmó el decreto que autoriza la cesión del área Campamento Central – Cañadón Perdido a la compañía PECOM, quien ya está operando el bloque El TrébolEscalante, transferido en el mes de octubre.
Pecom se queda con las áreas maduras de YPF en Chubut.
Más áreas en venta
El Proceso Andes actualmente lleva la firma de un total de 9 acuerdos que comprendieron 25 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Río Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut. Además, se abrió una nueva etapa al sumar 7 bloques ubicados en la cuenca austral en la provincia del Tierra del Fuego.
Esta iniciativa, que es uno de los 4 pilares del plan estratégico 4×4, fue lanzada al mercado en abril del 2024 para optimizar el portfolio de áreas del Upstream convencional con la premisa de buscar la eficiencia del capital de inversión de YPF y abrir un nuevo proceso de inversión y actividad. La petrolera nacional pondrá foco en sus activos más rentables, sobre todo en los yacimientos de Vaca Muerta.
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29/12/2024
En su balance del 2024, Rolando Figueroa anunció cambios en el Gabinete
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, realizó hoy un balance de su primer año de gestión, destacando los avances en áreas clave como energía, infraestructura y educación, y anunció nuevas designaciones y proyectos para el próximo año.
Durante la conferencia de prensa, Figueroa dio a conocer la designación de Rubén Etcheverry como nuevo titular del Ministerio de Planificación, Innovación y Modernización. Esta cartera, creada recientemente tras la aprobación de su proyecto en la Legislatura en octubre, será un pilar para las políticas de desarrollo de la provincia.
El gobernador destacó las cualidades de Etcheverry, quien hasta ahora se desempeñaba como ministro de Infraestructura. «Tiene una visión estratégica y una mirada muy importante», señaló Figueroa.
En cuanto al futuro del Ministerio de Infraestructura, que quedará vacante por la salida de Etcheverry, el gobernador indicó que, de manera transitoria, dependerá del Ministerio de Economía, Producción e Industria, a cargo de Guillermo Koenig, hasta que se designe un nuevo titular.
Exportaciones a Chile
El gobernador también abordó el panorama energético de la provincia, un tema clave en el desarrollo económico de Neuquén. Se mostró optimista sobre las perspectivas de la provincia en cuanto a la exportación de gas, particularmente a Chile, país con el que se está trabajando para restablecer relaciones comerciales que habían sido afectadas por la crisis energética de hace algunos años.
El mandatario destacó que, a pesar de las dificultades pasadas, «hemos logrado recuperar la confianza» tanto a nivel nacional como internacional, y subrayó el potencial de Neuquén para abastecer de gas natural no solo a Argentina y Chile, sino también al mercado global. En este sentido, adelantó que se espera un gran crecimiento en las inversiones en energía, con proyecciones que alcanzarían los 10.000 millones de dólares en 2025.
Figueroa enfatizó que las inversiones en el sector energético son cruciales para la provincia, pero también para la Argentina en su conjunto. «Tenemos que monetizar nuestro subsuelo de la mejor manera posible, atrayendo inversiones», dijo. En este contexto, no descartó que en el futuro se vea el uso de barcos para licuar gas natural (GNL), lo que podría abrir nuevas posibilidades de exportación tanto hacia el Atlántico como hacia el Pacífico.
Las rutas de Vaca Muerta
La infraestructura vial es otra de las áreas que ha ocupado un lugar central en la gestión de Figueroa. En este primer año de gobierno, se han avanzado en diversos proyectos, algunos de los cuales se financiarán con fondos provenientes de las compañías productoras de Vaca Muerta, a travesee un fideicomiso.
Entre las principales obras viales destacadas por el gobernador se encuentran la circunvalación de Añelo, la Ruta 8hacia el Rincón de los Sauces, y la Ruta 6 desde Octavio Pico hasta Rincón de los Sauces, que comenzará con una repavimentación de 54 kilómetros antes de abril de 2024. Estas obras, que beneficiarán tanto a los habitantes de la región como al sector productivo, están orientadas a mejorar la conectividad y la seguridad vial en una de las zonas más productivas de la provincia.
Las obras en las rutas de Vaca Muerta llevan años de demoras.
Figueroa también destacó la importancia de las inversiones provinciales en infraestructura, que se sumarán a las de las empresas productoras de petróleo y gas. «Estamos invirtiendo un 12% de los fondos en rutas clave para mejorar el acceso a las áreas de producción y facilitar el tránsito de mercancías», explicó.
En cuanto a las finanzas provinciales, Figueroa anunció que se ha logrado algo histórico: la presentación de un presupuesto provincial con el marco salarial acordado, lo que otorga previsibilidad económica para el próximo año. En este sentido, el gobernador destacó que las inversiones en educación estarán muy alineadas con las necesidades de infraestructura escolar.

27/12/2024
Vaca Muerta: las petroleras deberán reportar sus emisiones en 2025
El gobierno de la provincia de Neuquén busca controlar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI),particularmente metano, que producen las operadoras de Vaca Muerta, y desarrollar un sistema de información robusto que permita a las autoridades y empresas gestionar de manera eficiente su impacto ambiental.
Funcionarios del Ministerio de Energía señalaron que trabajan en un programa que, a partir del próximo año, obligará a las empresas del sector hidrocarburífero a reportar sus emisiones de GEI. Este sistema será clave para diseñar políticas públicas orientadas a mitigar el impacto ambiental del sector, que representa un porcentaje significativo del total de emisiones provinciales.
El Observatorio del Metano
El programa de mitigación de emisiones de GEI no se limitará únicamente al metano, aunque este gas es una de las principales preocupaciones. La Secretaría de Ambiente, que dirige Leticia Esteves, trabaja en el desarrollo de un Observatorio de Metano, que permitirá detectar grandes fugas de este gas, responsable de un impacto significativo en el calentamiento global.
«Es un paso importante porque tener esas notificaciones en un lapso de tiempo muy rápido permite operar y poder mitigar esas grandes emisiones que tienen un aporte muy significativo al calentamiento global», dijo Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, días atrás durante la presentación de balance del año del área de Energía, que conduce Gustavo Medele.
El foco, sin embargo, se extiende a otros gases de efecto invernadero. Según los responsables del programa, la iniciativa abarcará todos los tipos de emisiones, y se pondrá en marcha con un sistema de información energético-ambiental, que servirá como base para la formulación de políticas públicas.
Estandarizar las mediciones
Uno de los mayores desafíos que enfrenta la provincia es la heterogeneidad de los datos sobre emisiones. Actualmente, existen empresas que ya calculan sus emisiones, pero lo hacen utilizando metodologías diversas y en algunos casos, sin los instrumentos adecuados para medir de manera precisa.
En respuesta a esta disparidad, el gobierno provincial ha propuesto una fase piloto que comenzará en 2025 y se extenderá hasta 2026. Durante este período, se buscará estandarizar las metodologías de medición y crear un procedimiento de reporte que permita comparar los datos y dar forma a las futuras políticas ambientales.
“Este primer paso es fundamental para garantizar la coherencia de la información y permitirnos diseñar estrategias de investigación y mitigación más efectivas”, indicó Nogueira.
El proceso culminará en 2026, cuando se espera tener un primer reporte con datos definitivos y estandarizados. A partir de allí, las autoridades provinciales -aseguran- podrán diseñar políticas públicas más específicas y efectivas para reducir las emisiones de GEI en Neuquén, alineadas con los objetivos del Plan de Acción Climática provincial.
Además, la provincia planea fortalecer su colaboración con las operadoras y empresas, estableciendo canales de comunicación y acuerdos para que el proceso de reporte sea «fluido y transparente».
Desafíos en la medición
Uno de los principales obstáculos en la medición precisa de las emisiones de GEI es la tecnología utilizada para ello. Los sensores más comunes, que emplean técnicas físicas como la interferencia de rayos láser, pueden verse afectados por factores como el vapor de agua, el dióxido de carbono y el metano, lo que dificulta la exactitud de los resultados. En este sentido, las autoridades provinciales están trabajando para lograr una estandarización en las técnicas de medición, garantizando que todos los actores involucrados utilicen metodologías compatibles.
“Lo primero es ponernos de acuerdo sobre cómo vamos a medir las emisiones. Si no contamos con datos coherentes, es muy difícil sumar los totales de las emisiones en la provincia de manera precisa”, Nogueira.

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26/12/2024
Oldelval llenó un oleoducto estratégico para Vaca Muerta
Oldelval alcanzó un nuevo hito en su proyecto emblema para incrementar la capacidad de transporte del petróleo de Vaca Muerta: Duplicar. La empresa completó el llenado con petróleo de los 525 kilómetros en el tramo que va desde su estación de bombeo ubicada en Allen, Río Negro, hasta Puerto Rosales, en Buenos Aires.
Este nuevo logro, que se suma a los anteriores, como los cruces dirigidos del río Colorado (Rio Negro) y de Arroyo Parejas en Puerto Rosales (Buenos Aires)y la culminación de la etapa de soldadura del ducto, deja al Proyecto Duplicar muy cerca de su puesta en marcha.
«La carga total del ducto se vivió como un día histórico para Oldelval y sus colaboradores, que celebraron este avance que marca un antes y un después en su trayectoria profesional. Además, porque representa el esfuerzo, la dedicación y el trabajo en equipo, valores que trazaron el desarrollo de la obra del Proyecto Duplicar desde su inicio», indicó la compañía, a través de un comunicado.
La puesta en marcha del oleoducto
La carga del ducto se enmarca en el plan de puesta en marcha escalonada del proyecto Duplicar. Desde el inicio del llenado en septiembre, el equipo de Oldelval trabajó de forma consistente en las cinco etapas de este proceso. «Cada fase requirió de la colaboración y el compromiso de todos los involucrados: la coordinación con los cargadores, la Secretaría de Energía de la Nación y el equipo de la Terminal de Oiltanking fueron actores fundamentales para alcanzar este importante objetivo», explicó la transportista.
El llenado es un paso necesario para poner en servicio el sistema de oleoductos y realizar su puesta en marcha definitiva. Para completar esta tarea fundamental, se necesitaron 170.000 m³ de crudo, suministrados por los cargadores que ingresan al sistema de oleoductos.
«Podrán producir todo lo que se propongan»
«El año que viene será un año bisagra. Para la Cuenca neuquina y para la industria en general porque una vez finalizada la obra del Proyecto Duplicar en marzo, los operadores, o sea nuestros clientes, podrán producir todo lo que se propongan. Sin restricciones”, remarcó Ricardo Hösel, CEO de Oldelval.
El Proyecto Duplicar tiene como objetivo aumentar de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de Vaca Muerta. Con la obra en marcha, Oldelval pasará de transportar 36.000 m3/día de crudo a 86.000 m3/día, es decir, 50.000 m3/día de petróleo adicionales por día.
Con Duplicar en funcionamiento, se podrán exportar 310.000 barriles por día, otorgar previsión a las compañías productoras, y generar ingresos significativos para el país.
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23/12/2024
Pluspetrol se suma al Vaca Muerta Sur, tras comprar las áreas de Exxon
Pluspetrol informó que ejecutó su opción para ser accionista en el proyecto Vaca Oil Muerta Sur (VMOS), una obra fundamental para el desarrollo del shale neuquino, en sociedad con YPF, PAE, Pampa y Vista.
Esta iniciativa implica la construcción de un oleoducto de 437 km que conectará el hub de crudo de Allen con Punta Colorada, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje. El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil.
Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios. A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.
«Esta participación será un pilar estratégico para la compañía y requerirá una inversión aproximada de U$D 3000 millones. La misma se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027», indicó Pluspetrol, a través de un comunicado.
Las socias de Vaca Muerta Sur
YPF y seis de las principales productoras de Vaca Muerta aprobaron el 13 de siembre la construcción del VMOS, un ambicioso proyecto que se convertirá en la principal y exclusiva vía de exportación de crudo del país, y la creación de una empresa que llevará adelante la ,mayor obra de infraestructura petrolera de las últimas décadas . El proyecto incluye la construcción de una nueva terminal portuaria en Punta Colorada, en la provincia de Río Negro, y un oleoducto que permitirá exportar unos 15 mil millones de dólares al año.
La obra comenzará en enero próximo, con el objetivo de que la operación comercial comience el en el segundo semestre de 2027. La capacidad inicial comprometida por las compañías socias será de aproximadamente 355.000 barriles diarios.
Los socios que ya pusieron la firma para la creación de la nueva empresa, que tendrá una estructura similar a Oldeval, son YPF, Vista, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y Pampa Energía, que se encargarán de la construcción, operación y mantenimiento tanto del oleoducto como de la terminal portuaria. En los próximos meses se sumarán al proyecto como accionistas las compañías Chevron y Shell.
YPF se aseguró 120.000 barriles diarios de capacidad de transporte. Mientras que Vista se comprometerá a transportar 50.000 barriles diarios (9% de la capacidad inicial), con la posibilidad de aumentar su participación si el proyecto se amplía en el futuro. PAE asumirá el 15%, Pampa Energía tendrá unos 22.500 barriles diarios y Pluspetrol 80 mil. Entre Shell y Chevron sumarán otros 195 mil barriles.
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20/12/2024
Argentina LNG: Shell ingresa al megaproyecto de YPF y sale Petronas
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un acuerdo para el desarrollo de Argentina LNG en La Haya, Países Bajos.
El PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) implica que Shell se incorporará a la iniciativa liderada por la compañía argentina para exportar gas de Vaca Muerta a través del proceso de licuefacción en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.
Las empresas se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA).
“Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo», afirmó el presidente de YPF.
Gira de Marín en busca de compradores
En los primeros días de enero de 2025, Marín iniciará una gira por Asia y Europa para avanzar acuerdos de compra del LNG con países interesados.
El acuerdo con Shell proyecta la exportación a partir de dos buques licuefactores similares al Hilli Episeyo de PAE, pero con el doble de capacidad. Es decir, unos 5 MPTA cada uno, equivalentes a poco más de 40 millones de metros cúbicos entre ambos.
La compañía anlgoholandesa, así vez sería uno de los primeros offtakers que demandaría el GNL producido en la Argentina.
Petronas sale del proyecto
Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta.
«YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos», señaló la petrolera nacional, a través de un comunicado.
Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados de 580km de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Río Negro, en las costas del Océano Atlántico.
20/12/2024
Vaca Muerta: proyectan inversiones récord por USD 10 mil millones en 2025
El Ministerio de Energía de Neuquén espera para 2025 un nuevo récord de inversiones en Vaca Muerta, del orden de los 10 mil millones de dólares, que irá acompañado de cifras históricas de producción de petróleo y gas. Se espera que siga la tendencia de crecimiento que mostró este año, que cerrará con desembolsos por parte de las productoras por unos 9 mil millones de dólares, 440 pozos perforados y 3.000 millones de dólares en exportaciones.
El ministro de Energía, Gustavo Medele, presentó junto a su equipo las proyecciones durante una conferencia de prensa de presentación del balance del año, que estuvo signado por el cambio de paradigma en la política energética provincial y el impacto de la reforma de la Ley de Hidrocarburos incluida en la Ley Bases.
El funcionario destacó las variables clave que determinarán el nivel de actividad petrolera durante 2025: la capacidad instalada, la producción y la evacuación del gas y petróleo, así como el impacto de la inflación y el retraso cambiario en los costos de operación.
«Uno tiene que asumir que los equipos no van a estar parados. Si los equipos de perforación y las instalaciones de fractura estuvieran activos todo el año, la pregunta es: ¿cuánta producción se va a poner realmente en la mesa?», reflexionó Medele. «La capacidad de evacuación es otro factor crucial que estamos evaluando», añadió.
La suba de costos en dólares en Vaca Muerta
Medele detalló que, bajo el escenario actual, se estima que la inversión alcanzará los 10.000 millones de dólares el año próximo. Sin embargo, subrayó que este número está condicionado por varios factores, entre ellos la inflación y el retraso cambiario, que afectan de manera directa los costos operativos.
«La inversión seguramente tendrá un impacto debido a estos factores, lo que hace difícil hacer una proyección precisa», comentó el ministro. Explicó que un pozo de Vaca Muerta actualmente tiene un costo aproximado un 30% superior al de los años anteriores, debido principalmente a los aumentos en los costos en dólares, que no siempre se deben a la variación en el precio de los insumos, sino también a las fluctuaciones en el tipo de cambio.
Por otro lado, Medele enfatizó que, a pesar del aumento de los costos, se ha registrado una mejora en la productividad. «Cada equipo de perforación está logrando más resultados que en años anteriores», aseguró. Este incremento en la eficiencia operativa podría atenuar parcialmente los efectos negativos del aumento de costos, pero el impacto de la inflación y el retraso cambiario en los precios sigue siendo una incertidumbre difícil de evaluar.
En
18/12/2024

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