NOVEDADES

Chevron

VMOS fortalece sus vínculos con proveedores locales en Río Negro

En Cipolletti, las autoridades del consorcio Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) identificó demandas específicas para el proyecto y detallaron especificaciones técnicas a las cámaras, PYMES y empresas de servicios locales.

Gustavo Chaab, CEO de VMOS, y Lucía Griffi, gerenta de Compras, Contrataciones y Logística, brindaron una charla en la Secretaría de Energía de Río Negro, en un encuentro organizado junto a la Cámara de Empresas de Servicios de la Provincia.

Allí, se compartieron los avances del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y se explicaron las precisiones técnicas a empresas locales que podrían formar parte de la etapa de producción y mantenimiento del oleoducto.

En detalle, las necesidades van desde servicios a la operación, así como otras generales hacia el personal asociados a alquileres de vehículos y maquinaria, limpieza, servicios de catering y gastronomía, limpieza, y otros vinculados a monitoreos ambientales y servicios de consultoría.

Las empresas interesadas pueden acercarse a la compañía desde la Cámara de Empresas de Servicios de Río Negro, la Academia de YPF y el listado de proveedores de la Secretaría de Río Negro.

Durante la jornada, el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, explicó que esta instancia marca el inicio de la etapa operativa del proyecto, donde se requerirá una amplia red de servicios locales. “Formamos nuestro equipo de compras y contrataciones y vinimos a buscar proveedores para todos los servicios de operación y mantenimiento del ducto”, señaló. Entre los rubros mencionó mantenimiento de instalaciones, servicios eléctricos e instrumentales, transporte, alimentación, vestimenta, monitoreos ambientales, consultorías, salud y seguridad.

Chaab destacó además que el alcance de la convocatoria “abarca todo el mapa de Río Negro”, con operaciones distribuidas entre el Valle y la zona Atlántica, donde se emplaza la terminal de exportación en Punta Colorada. En este sentido, remarcó los cuatro valores que guían la gestión del consorcio y que serán centrales para la selección de proveedores: seguridad, sustentabilidad, eficiencia e integridad.

El consorcio VMOS está integrado por las principales operadoras de Vaca Muerta: YPF (25%), Pluspetrol (17%), Vista (10%), Shell (8%), Chevron (10%), Tecpetrol (8%), Pan American Energy (11%), Pampa Energía (10%) y GyP (1%), lo que lo convierte en la alianza industrial más grande del país en infraestructura petrolera.

El oleoducto, de 437 kilómetros, conectará Allen con Punta Colorada, y su terminal contará con seis tanques de 120.000 m³ cada uno, destinados al almacenamiento de crudo para exportación.

Vaca Muerta superaría las 28 mil etapas de fractura en 2026

Para tomar dimensión de la actividad que diagraman las operadoras en Vaca Muerta para el 2026 es necesario conocer las proyecciones sobre las etapas de fracturas. Las punciones son la mejor manera de conocer la actividad operativa de los yacimientos no convencionales.

Según el relevamiento que realizó Fundación Contactos Petroleros, que lidera Luciano Fucello, se estipula que para el 2025, las compañías alcanzarían las 28 mil etapas de fractura, lo que significaría un incremento interanual del 22%.

Hay que recordar que la Fundación también proyectó que este año se llegaría a las 24 mil etapas de fractura en la roca madre y, tal como informó eolomedia, hasta septiembre ya habían pasado la barrera de las 18 mil operaciones.

Los números de 2025 van según lo estimado y en solo nueve meses se superaron el total de punciones registradas en 2024, que se situaron en 17.814 fracturas.

Los líderes del fracking

En el estudio de mercado que realizó la Fundación se destaca que YPF continuará liderando ampliamente las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal llegaría a las 13.600 operaciones, lo que explicaría el 48,5% de las punciones en la roca madre.

En segundo lugar se ubicaría Vista Energy. La compañía liderada por Miguel Galuccio seguirá marcando el pulso del shale con 3.100 fracturas.

El podio sería cerrado por Pluspetrol. La compañía sumaría 2.500 fracturas en Vaca Muerta. La compañía dividirá sus operaciones en dos entidades diferentes: Pluspetrol se denominará para sus tareas en La Calera y Pluspetrol Cuenca Neuquina corresponde a los activos que le compraron ExxonMobil (Bajo del Choique – La Invernada). En la primera se esperan 800 fracturas mientras que la segunda se incrementará a 1.700 punciones.

Detrás se ubicaría Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint se anotaría con 2.400 operaciones en el shale.

El mapa de Vaca Muerta

Según el reporte, hay un grupo de tres compañías que superarían las mil etapas de fractura en Vaca Muerta. Pampa Energía alcanzaría las 1.600 punciones, Shell se anotaría con 1.500 punciones y Pan American Energy (PAE) llegaría a las 1.300 operaciones.

Phoenix Global Resources, Chevron y Capex no lograrían superar la barrera de las mil punciones, pero eso no quita merito a sus planes en el no convencional. Phoenix tendría planeado completar 840 fracturas, Chevron llegaría a las 600 y Capex sumaría 200 operaciones.

Además, el reporte estipula que tanto Geopark, como Tango Energy (exAconcagua Energía) y Fluxus no informaron sobre sus tareas en la roca madre. Geopark y Fluxux llegaron este año a Vaca Muerta y se espera por su desenlace en los próximos meses, mientras que Tango Energy reestructura su modelo de negocio enfocado en el shale.

Vaca Muerta: quiénes dominan el fracking en el shale

En solo nueve meses, Vaca Muerta superó todas las fracturas registradas durante 2024. Las empresas completaron 1.831 etapas de fractura en septiembre, alcanzando 18.263 en lo que va de 2025, por encima de las 17.814 operaciones realizadas en todo el año anterior.

Aunque la actividad bajó un 18% respecto de agosto, el nivel de trabajo sigue siendo muy superior al del mismo período del año pasado, cuando se registraron 1.403 fracturas. Además, el promedio mensual de 2025 se mantiene en 2.029 etapas, un récord histórico para la formación.

Los jugadores de peso del shale

Según el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, YPF se consolida como la líder absoluta del fracking en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal acumula 9.715 etapas de fractura, lo que equivale al 53% de toda la actividad.

Si bien YPF marca el rumbo en materia de innovación y desarrollo, el segmento no convencional cuenta con otros actores de peso. En total, once operadoras solicitaron punciones en la roca madre neuquina, lo que refleja la madurez del ecosistema productivo.

En segundo lugar aparece Vista Energy, la compañía dirigida por Miguel Galuccio, con 1.966 operaciones, equivalentes al 11% del total.
El tercer puesto es para Pluspetrol, que sigue expandiéndose en el shale a través del desarrollo de La Calera y los activos adquiridos a ExxonMobil. Hasta el momento, completó 1.218 etapas, el 7% del total.

Detrás se ubica Pan American Energy (PAE), con 1.150 punciones, responsables del 6% de la actividad.
Un escalón más abajo está Pampa Energía, que también representa el 6% del total, con 1.102 fracturas.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

El mapa operativo de Vaca Muerta

Superar las mil fracturas anuales ya se convirtió en un estándar dentro del shale argentino. Las operadoras continúan creciendo impulsadas por la eficiencia, la tecnología y la innovación aplicada a cada etapa.

El informe de Fucello, también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, destaca que Shell, Tecpetrol y Chevron mantienen una actividad sostenida en sus respectivos bloques.

Shell suma 879 etapas de fractura, equivalentes al 5% del total, mientras que Tecpetrol continúa escalando en el shale con 782 punciones (4%).
Por su parte, Chevron, una de las supermajors más activas en la región, registra 544 operaciones, lo que representa el 3% de la actividad total.

Protagonistas en expansión

El relevamiento cierra con las operaciones de TotalEnergies, Phoenix Global Resources y Capsa–Capex, que en conjunto completan el 5% de las fracturas realizadas en Vaca Muerta.
Dentro de ese grupo, TotalEnergies y Phoenix, la compañía liderada por Pablo Bizzotto, concentran un 2% cada una, mientras que Capsa se queda con el 1% restante.

En números concretos, TotalEnergies completó 418 etapas, Phoenix registró 280 punciones y Capsa alcanzó 202 operaciones.
El mapa del fracking neuquino confirma así un escenario en expansión, con compañías que apuestan por la eficiencia y la productividad en uno de los polos energéticos más dinámicos de América Latina.

Hösel: “Las operadoras pueden producir todo lo que quieran”

La Cuenca Neuquina atraviesa una etapa clave en su desarrollo. Durante la Argentina Oil & Gas 2025 (AOG), Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, aseguró que la infraestructura de transporte no será un freno para la expansión productiva de Vaca Muerta. Según explicó, los avances en los proyectos de ampliación permitirán evacuar todo el petróleo que las operadoras puedan producir en los próximos años.

“Hoy podemos decir que la Cuenca no tiene cuello de botella en petróleo. En marzo se inauguró Duplicar Plus y, después de tres años de trabajo, confirmamos que los productores pueden producir todo lo que quieran”, sostuvo Hösel. Actualmente, la capacidad de la Cuenca alcanza los 730 mil barriles diarios, mientras que la producción se encuentra en torno a 600 mil barriles.

El ejecutivo remarcó que, con la puesta en marcha de Duplicar Norte y el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la capacidad de transporte se elevará hasta 1,3 millones de barriles diarios. “El transporte de crudo no será un desafío. El verdadero reto es que las obras estén listas en los tiempos que necesitamos”, subrayó.

La obra de Oldelval que marcará un antes y un después

Hösel explicó que el proyecto Duplicar Norte está diseñado para atender el crecimiento del hub norte de Vaca Muerta, donde tienen operaciones Chevron, Pluspetrol, YPF y Tecpetrol. El nuevo ducto, de 24 pulgadas, tendrá una capacidad inicial de 300 mil barriles por día, con la posibilidad de ampliarse hasta 500 mil barriles.

Las obras comenzarán en noviembre de este año y se prevé que entren en funcionamiento en marzo de 2027. “Nuestros clientes nos han dado una indicación firme: no podemos pasarnos de esa fecha. Los operadores planean avanzar a una nueva etapa de desarrollo hacia finales de 2026, por lo que la infraestructura debe estar disponible”, explicó el CEO de Oldelval.

El proyecto no solo garantizará la evacuación del crudo, sino que también ofrecerá mayor flexibilidad para las exportaciones. “Este ducto va a permitir que los clientes tengan más facilidades para exportar su producción”, agregó Hösel.

La compañía también contempló alternativas para evitar cualquier restricción en caso de que la producción alcance los 730 mil barriles antes de que finalicen las obras. “Desde Oldelval tenemos planes de evacuación alternativos. Lo importante es que los productores tengan certeza de que podrán colocar su crudo”, sostuvo.

Oldelval llenó el proyecto Duplicar.

Una visión de eficiencia para el futuro del transporte

Durante su exposición en la AOG 2025, Hösel puso el foco en la necesidad de mejorar la eficiencia en el transporte y la comercialización del crudo. “En esta industria no manejamos el precio. Lo que podemos controlar son los costos, y allí está nuestra responsabilidad”, afirmó.

Según el CEO, el modelo de downstream debería orientarse hacia una operación unificada para evitar ineficiencias. “Hoy la Cuenca tendrá tres operadores en el downstream, pero no vemos sentido en que sean más de uno. El sistema se haría más eficiente si se coordina bajo un solo operador”, señaló.

Otro de los puntos clave es la calidad del petróleo que se produce en Vaca Muerta. Hösel explicó que existen diferentes rangos de crudo dentro de la formación, lo que plantea un desafío adicional. “Necesitamos mover las moléculas de la manera más eficiente posible. Eso implica coordinar sistemas, integrar redes y garantizar que nunca se interrumpan las exportaciones”, detalló.

El directivo también destacó la importancia de contar con puertos adaptados a las necesidades del mercado. “Vamos a tener a Punta Colorada como puerto estratégico, con barcos de mayor tamaño, y Ensenada, que trabajará con buques más pequeños. La clave es dar flexibilidad a los productores”, afirmó.

Las claves de los proyectos

Hösel recordó que el origen del proyecto Duplicar Plus, inaugurado en marzo, estuvo marcado por la urgencia. “En 2021 surgió la necesidad inmediata de ampliar la capacidad de transporte. Tuvimos que acelerar los plazos y encontrar una solución rápida”, indicó.

La obra fue posible gracias a un esquema de financiamiento compartido: el 80% del capital lo aportaron las operadoras de Vaca Muerta y el 20% restante se obtuvo en el mercado de capitales. El modelo fue replicado para Duplicar Norte, con contratos de largo plazo en dólares que garantizan la sustentabilidad del proyecto.

“Son contratos a trece años que han sido un desafío en sí mismos, porque implicaron consensuar intereses entre distintas compañías. Pero es lo que permitió que estas obras se concreten”, explicó Hösel.

El CEO de Oldelval resaltó que el éxito de estos proyectos se basa en la confianza de las operadoras y en la convicción de que la infraestructura de transporte es esencial para sostener el crecimiento de Vaca Muerta. “Nuestra tarea es dar seguridad a los productores. Ellos deben tener la certeza de que su producción siempre podrá ser evacuada”, concluyó.

Chevron llevará la producción de El Trapial a 30 mil barriles diarios

Chevron reafirmó su compromiso con Argentina y, en particular, con el desarrollo de El Trapial, uno de sus activos clave en la Cuenca Neuquina. Según explicó Ana Simonato, Country Manager de la empresa, la meta es alcanzar una producción de 30 mil barriles diarios, frente a los 25 mil actuales, en un escenario donde la competitividad y la eficiencia son factores determinantes.

En el marco de la Argentina Oil & Gas (AOG) 2025, Simonato destacó que el rol de Chevron a nivel global está vinculado a mantener activos que brinden su máximo potencial y estén alineados con la estrategia de la compañía. “Lo que buscamos es incrementar el valor, y para eso hay que ser agresivos en tecnología, diversos en las operaciones y no depender de una sola área”, aseguró.

Estrategia y condiciones para sostener un activo

Durante su intervención, la directiva detalló qué aspectos debe cumplir un proyecto para permanecer en el portafolio global de Chevron. En primer lugar, debe estar alineado con la estrategia corporativa. Luego, demostrar un potencial sostenido que garantice competitividad y generación de valor.

A esto se suman tres elementos clave: un régimen regulatorio estable, que dé previsibilidad y salvaguarde la inversión; la posibilidad de generar alianzas con gobiernos y otras operadoras; y finalmente, el know-how técnico que permite ejecutar los desarrollos de manera eficiente.

“Estamos cómodos en Argentina. La oportunidad está en seguir trabajando con las provincias y el gobierno nacional, siempre con la mirada puesta en hacer las cosas mejor cada día”, remarcó Simonato.

La ejecutiva también subrayó que desde 2024 comenzaron a darse condiciones más favorables para la inversión, aunque aclaró que el desafío sigue del lado empresarial. “El entorno regulatorio debe ser más predecible y a más largo plazo. Es fundamental respetar las inversiones y asegurar costos competitivos para Vaca Muerta, además de mantener políticas de libre mercado”, afirmó.

Vaca Muerta y la experiencia del Permian

Uno de los puntos centrales de su exposición fue la comparación entre Vaca Muerta y la cuenca del Permian, en Estados Unidos, donde Chevron tiene una vasta experiencia. Para Simonato, la formación neuquina presenta ventajas geológicas claras, aunque enfrenta retos de escala y maduración.

“Vaca Muerta es fabulosa. La calidad de la roca es incluso mejor que en Permian, pero es más compleja. La diferencia está en la escala: Permian lleva más de 20 años de desarrollo y cuenta con una enorme competitividad y zonas de perforación que le otorgan volumen. Sin embargo, Vaca Muerta ha crecido muy rápido y está aprendiendo del Permian”, explicó.

La Country Manager enfatizó que el futuro de la cuenca neuquina depende de la capacidad de todas las empresas de trabajar juntas. “Cuando pienso en escala, pienso en colaboración. Debemos ser competitivos en todos los escenarios, porque el precio del barril no lo podemos predecir. Las alianzas son estratégicas para crecer de forma sostenible”, sostuvo.

En este sentido, señaló que el momento actual exige decisiones firmes. “Estamos en una etapa clave. La oportunidad de desarrollo está, pero debemos enfocarnos en cómo hacemos las cosas mejor cada día, con eficiencia y responsabilidad”, agregó.

Chevron y el objetivo de 30 mil barriles en El Trapial

Dentro de la estrategia local, El Trapial ocupa un lugar central. Se trata de un activo que Chevron busca potenciar en línea con sus criterios globales de rentabilidad y sostenibilidad. “Vamos a ser una compañía de 30 mil barriles en El Trapial. Hoy estamos en 25 mil, pero el potencial nos permite crecer”, aseguró Simonato.

El proyecto no solo apunta a incrementar la producción, sino también a consolidar la presencia de Chevron en una región estratégica para la seguridad energética de Argentina. Con más de un siglo de historia en el país, la empresa refuerza su plan de largo plazo mediante la adopción de tecnología avanzada, la promoción de asociaciones estratégicas y un diálogo constante con autoridades locales y nacionales.

“El desafío está en seguir siendo competitivos y garantizar que cada barril que producimos agregue valor, tanto para la compañía como para el país. Eso requiere reglas claras, respeto a las inversiones y un trabajo coordinado entre todos los actores de la industria”, concluyó Simonato.

Hoy comienza la AOG 2025: cuatro días para mostrar el futuro energético

Desde hoy, Buenos Aires se convierte en el epicentro energético de América Latina con la apertura de la Argentina Oil & Gas (AOG) 2025. El evento, que se extiende hasta el jueves 11 de septiembre en el Predio Ferial de La Rural, espera recibir a más de 25.000 asistentes y superar todos los registros de ediciones anteriores.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) junto con Messe Frankfurt Argentina, la muestra contará con 35.000 metros cuadrados de superficie expositiva y la presencia de más de 400 empresas nacionales e internacionales. Durante cuatro jornadas se presentarán las últimas novedades de la industria, habrá actividades técnicas, instancias de networking y espacios de formación para jóvenes.

La agenda de la AOG

La propuesta es reconocida por ser un escenario donde se anticipan las tendencias de la industria del petróleo y el gas. Este año, uno de los principales atractivos será el 5° Congreso Latinoamericano de Perforación, Terminación e Intervención de Pozos, que reunirá a operadores y compañías de servicios líderes en la región para intercambiar conocimientos y mejores prácticas.

Otro de los momentos destacados será el Innovation Day, bajo el lema “Inspirar la transformación: innovación y colaboración en la industria”. Con charlas motivacionales, mesas redondas y casos prácticos, se explorarán las transformaciones tecnológicas que marcarán el futuro del sector. Entre las compañías participantes se encuentran Grupo Techint, CORVA e YPF.

https://eolomedia.com.ar/wp-content/uploads/2025/09/WhatsApp-Video-2025-09-07-at-14.52.55.mp4

Encuentro con los CEOs: la voz de los líderes

El ciclo “Encuentro con los CEOs” será el gran punto de atracción de esta edición. En cuatro jornadas consecutivas, los máximos ejecutivos de la industria compartirán su visión sobre la coyuntura energética, los proyectos en marcha y los desafíos que enfrenta el sector en un contexto de transformación global.

En la jornada inaugural expondrán Ricardo Markous (Tecpetrol), Sergio Mengoni (TotalEnergies), Francisco Di Raimondo (Moto Mecánica Argentina), Margarita Esterman (Spark Energy Solutions) y Horacio Marín (YPF).

El martes será el turno de Martín Rueda (Harbour Energy), Ana Simonato (Chevron), Julián Escuder (Pluspetrol), junto con Alejo Calcagno (Techint Ingeniería y Construcción), Carlos Mundín (BTU) y Pablo Brottier (SACDE).

El miércoles participarán Ricardo Hösel (Oldelval), Tomás Córdoba (Compañía MEGA), Jorge Garza Vidal (SLB Argentina, Bolivia & Chile), Héctor Gutiérrez (Halliburton Argentina), Adrián Martínez (Calfrac WS Argentina) y Andrea Previtali (Tenaris Cono Sur).

Finalmente, el jueves 11 estará dedicado a la integración de cadenas de valor y la infraestructura. Disertarán Leonardo Brkusic (GAPP), Inés M. Gerbaudo (Clúster Industrial de Córdoba) y Daniel González (Centro PyME-ADENEU). El cierre contará con la presencia de Óscar Sardi (TGS), Daniel Ridelener (TGN) y Hernán Pardo (Camuzzi).

Un espacio para jóvenes y nuevas experiencias

La AOG 2025 también ofrecerá la novena edición de la Jornada Jóvenes Oil & Gas (JOG), destinada a estudiantes y profesionales en formación. Este espacio busca tender puentes entre las nuevas generaciones y los referentes del sector, promoviendo el desarrollo de talento y la inserción laboral.

Por primera vez en Buenos Aires se montará la Plaza de Máquinas, una atracción ya consolidada en Neuquén. Allí se exhibirá maquinaria pesada y soluciones tecnológicas para operaciones de campo y transporte, brindando una experiencia única a los visitantes.

Durante cuatro días, la AOG 2025 desplegará una agenda diversa que combina innovación, formación y debate estratégico. Con una fuerte presencia de compañías globales y actores locales, la exposición inicia hoy con la expectativa de convertirse en un punto clave para el futuro del sector energético argentino y regional.

Oldelval confirmó la ejecución del proyecto Duplicar Norte

Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció formalmente el inicio del proyecto Duplicar Norte tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y, Gas y Petróleo del Neuquén.

El acuerdo se concretó el pasado viernes 4 de julio y es un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la Cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, Río Negro.

Con una inversión estimada de USD 380 millones, Duplicar Norte permitirá responder a la creciente demanda de transporte generada por la actividad en Vaca Muerta.

El proyecto contempla la construcción de un nuevo oleoducto de 207 kilómetros. La obra se desarrollará entre la estación de bombeo cabecera Puesto Hernandez y la estación de bombeo Allen. Se prevé además la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá transferencias de 20.000 a 45.000 m³/día entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOSLa iniciativa avanzará bajo un esquema “ship or pay” con cuatro cargadores principales, y su ejecución estará alineada con los plazos comprometidos: la puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027.

“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la Cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, destacaron desde la compañía.

El nuevo ducto se conectará directamente con la estación de bombeo Allen, desde donde nace Duplicar Plus, integrando así un corredor logístico de alta capacidad desde los yacimientos de la cuenca neuquina hacia los centros de almacenaje, refinación y exportación.

Duplicar Norte consolidará a Oldelval como operador líder en la infraestructura energética nacional y motor del desarrollo de Vaca Muerta.

Duplicar Norte en números

  • Extensión total del ducto: 207 km
  • Trazado general: Puesto Hernández – Allen
  • Diámetro del ducto: 24 pulgadas
  • Inversión estimada: USD 380 millones

Shell y Chevron confirman su incorporación al Vaca Muerta Sur

Shell Argentina y Chevron Argentina confirmaron su opción de sumarse como accionistas al consorcio VMOS para la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur, la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas.

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 al que se suman Shell y Chevron

Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026.

El diseño del Vaca Muerta Sur permitirá transportar hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil barriles por día si fuera necesario con una inversión estimada en 3000 millones de dólares.

La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20 mil millones de dólares.

Financiamiento

El oleoducto Vaca Muerta Sur es obra de infraestructura fundamental que permitirá aumentar la exportación de petróleo de neuquino hacia mercados internacionales por lo que se busca financiamiento de bancos internacionales por 1.700 millones de dólares.

Según informó +e, 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.

Chevron busca seguir incrementando la capacidad de su proyecto offshore en Israel

Chevron y sus socios presentaron un plan actualizado de desarrollo del yacimiento Leviathan, que se encuentra frente a las costas de Israel, al Comisionado de Petróleo del Ministerio de Energía e Infraestructuras para una nueva expansión de la capacidad del campo.

Según NewMed Energy, uno de los socios del proyecto, la actualización se centra principalmente en la Fase 1B del desarrollo del bloque. Esta fase incluye la perforación de nuevos pozos de producción, la modernización de las instalaciones en alta mar y la posible adición de un cuarto gasoducto.

Ubicado aproximadamente a 130 kilómetros de la costa de Haifa, el yacimiento Leviathan cuenta con cuatro pozos submarinos conectados a una plataforma en alta mar a través de un colector submarino y dos gasoductos de 120 kilómetros. El proyecto produce gas natural desde finales de 2019.

Yossi Abu, CEO de NewMed Energy, afirmó: “El yacimiento Leviathan es el centro energético más estable y fuerte del Mediterráneo. La ampliación de la capacidad de producción permitirá satisfacer la creciente demanda interna y fortalecerá el papel de Israel como proveedor de energía, además de impulsar la cooperación regional.”

NewMed Energy posee un 45,34% de participación en el proyecto, mientras que Chevron Mediterranean y Ratio Energies tienen el 39,66% y el 15%, respectivamente. En octubre de 2024, Chevron decidió posponer el aumento de la capacidad de exportación de gas propuesto debido a la guerra entre Israel y Gaza.

La propuesta de Chevron

El plan de desarrollo actualizado contempla dos etapas dentro de la Fase 1B. La primera incluye la perforación de tres pozos de producción adicionales, la incorporación de sistemas submarinos relacionados y la expansión de las instalaciones de procesamiento en la plataforma.

Se espera que esta fase aumente la capacidad total de producción de gas del sistema a unos 21 mil millones de metros cúbicos (bcm) por año, con un costo estimado de 2.400 millones de dólares. En agosto de 2024, los socios aprobaron una inversión de 429 millones de dólares para que el proyecto avanzara a la fase de diseño de ingeniería de front-end (FEED). Según nueva información de NewMed, el presupuesto aprobado actualmente asciende a 505 millones de dólares.

La segunda etapa, que incluye principalmente la perforación de más pozos de producción, la instalación de sistemas submarinos adicionales y la posible construcción de un cuarto gasoducto entre el campo y la plataforma, aumentaría la capacidad máxima de producción diaria en otros 2 bcm por año, alcanzando un total de 23 bcm anuales.

Los socios planean obtener las aprobaciones regulatorias necesarias y firmar acuerdos para la venta del gas natural de la Fase 1B en el mercado interno y para su exportación en un volumen total de más de 100 bcm. Además, esperan adoptar la decisión final de inversión (FID) para la primera etapa de la Fase 1B en los próximos meses.

El año pasado, el proyecto recibió la aprobación del Comisionado de Petróleo para aumentar el volumen de exportación desde el yacimiento en 118 bcm adicionales, o hasta 145 bcm si se cumplen ciertas condiciones.

Chevron y Shell enfrentan desafíos en exploración en Namibia

Las expectativas de la exploración petrolera en Namibia recibieron un duro revés. Chevron anunció que no encontró reservas comerciales de hidrocarburos en el pozo Kapana 1X, ubicado en la cuenca del Orange dentro del bloque PEL90.

A pesar de la mala noticia, la compañía estadounidense destacó que los datos obtenidos aportan valiosa información sobre el área, lo que impulsa sus planes de seguir explorando en el país africano.

Namibia ha emergido como un destino atractivo para las grandes petroleras en los últimos años, gracias a descubrimientos offshore de gran magnitud, considerados entre los más importantes del siglo.

Sin embargo, también ha enfrentado retrocesos. Shell, por ejemplo, reveló la semana pasada que realizará una depreciación de 400 millones de dólares tras determinar que un descubrimiento en el bloque PEL39 no era comercialmente viable debido a dificultades técnicas y geológicas. Esta decisión no disuade a la compañía de continuar explorando en la región junto a sus socios Qatar Energy y Namcor.

El Ministerio de Minas y Energía de Namibia emitió un comunicado para subrayar que estos contratiempos no afectan significativamente los planes de desarrollo petrolero del país.

Desde el descubrimiento inicial en el pozo Graff-1X en 2022, Shell ha perforado otros ocho pozos en el bloque PEL39, encontrando hidrocarburos en varios de ellos.

Aunque los parámetros subsuperficiales han presentado retos relacionados con la complejidad geológica y la calidad del yacimiento, el gobierno confía en que avances tecnológicos y estudios más detallados podrían desbloquear el potencial completo de estos recursos.

Namibia un centro de atención

Namibia también ha atraído a otras empresas internacionales, como TotalEnergies, que está avanzando con una campaña de perforación y evaluación múltiple en el bloque 2913B, parte del PEL56. La compañía planea tomar una decisión final de inversión en 2025, con el objetivo de producir el primer petróleo en 2029. Mientras tanto, Galp busca incorporar un nuevo socio al complejo Mopane, tras dos descubrimientos en los pozos Mopane-1X y Mopane-2A, realizados en 2024.

Chevron también ha fortalecido su presencia en Namibia tras adquirir un 80% de interés operativo en el bloque PEL82, situado en la cuenca del Walvis. Este bloque cuenta con más de 3,500 km² de datos sísmicos 2D y 9,500 km² de datos 3D, lo que podría proporcionar información clave para descubrimientos futuros.

Por otro lado, Woodside Energy obtuvo derechos para datos sísmicos 3D del PEL87 en 2024, continuando con la exploración en la prolífica cuenca del Orange.

Tom Alweendo, ministro de Minas y Energía de Namibia, reafirmó el compromiso del gobierno para desarrollar estos recursos energéticos y destacó que los contratiempos actuales no representan un retroceso significativo. “Hemos apenas comenzado a explorar el verdadero potencial de nuestros recursos offshore. Los descubrimientos realizados hasta ahora son solo el principio”, declaró. También enfatizó que la colaboración con socios internacionales es clave para garantizar el éxito de los proyectos energéticos en curso.

El sector petrolero de Namibia también cuenta con la participación de empresas como Rhino Resources, que junto a Azule Energy, NAMCOR y Korres Investments, está llevando a cabo perforaciones de alto impacto en el bloque PEL85. Asimismo, Petrobras busca oportunidades de asociación en la región, lo que refuerza el interés global en el país.