El potencial de Vaca Muerta como un imán para las supermajors

En el contexto global de la industria hidrocarburífera, Vaca Muerta emerge como una de las grandes promesas de los plays no convencionales del mundo. Los datos muestran un contraste interesante entre las inversiones de las principales compañías petroleras y el potencial de recursos recuperables técnicamente en distintas regiones del mundo.

En este marco, los gastos de capital (CAPEX) de las mayores compañías petroleras, se observa un crecimiento constante en las inversiones desde 2020 hasta las proyecciones de cierre de 2024.

El informe de Energy Analytics muestra que Saudi Aramco lidera la inyección de capital con una inversión proyectada de 45 mil millones de dólares para 2024 y ExxonMobil con un aumento sostenido que alcanza los 36 mil millones de dólares en 2024.

En tanto, empresas como Shell y BP han mantenido un crecimiento más moderado pero constante en su CAPEX.

Estas cifras subrayan el dinamismo de la industria y la disposición de las grandes empresas a apostar por el desarrollo y la exploración de nuevas fuentes de energía.

Vaca Muerta: una joya en el mapa

En el sentido de volumen de recursos recuperables técnicamente, Vaca Muerta ocupa un lugar destacado, aunque es superado en magnitud por formaciones como Permian Delaware y Permian Midland en Estados Unidos.

La roca madre cuenta con un potencial considerable que la posiciona como una de las reservas más significativas fuera de Norteamérica. Asimismo, aunque sus reservas probadas son menores que las del Permian, el continuo desarrollo tecnológico podría mejorar esta situación.

Además, mientras que Estados Unidos ha desarrollado extensivamente sus yacimientos en el Permian y otras áreas, Vaca Muerta todavía tiene un margen importante para expandir su producción y atraer mayores inversiones internacionales.

Por qué invertir en el shale argentino

La formación de la Cuenca Neuquina también presenta unos puntos a favor para atraer el capital de las compañías.

Uno es la reducción de costos operativos en los últimos años ha hecho que la explotación en Vaca Muerta sea más atractiva para las compañías internacionales.

También se debe destacar la ubicación estratégica. La situación en América Latina ofrece una alternativa viable y diversificada frente a las reservas de Estados Unidos y Medio Oriente.

Asimismo, Vaca Muerta tiene mucho potencial sin explotar. A pesar de los avances, gran parte de Vaca Muerta sigue sin desarrollar, lo que representa una oportunidad de crecimiento a largo plazo.

El último punto para señalar es que el Gobierno nacional impulsa una serie de medidas políticas para atraer inversión extranjera, aunque desafiadas por la volatilidad económica.

Si bien las grandes compañías continúan aumentando sus gastos de capital, Vaca Muerta tiene el potencial de consolidarse como un jugador clave en el mercado de hidrocarburos.

Su riqueza en recursos recuperables, combinada con un contexto internacional de creciente demanda, posiciona a la roca madre como una opción estratégica tanto para inversores locales como internacionales.

Sin embargo, para que este potencial se traduzca en resultados concretos, será crucial abordar los desafíos de infraestructura, política y regulación que actualmente limitan su desarrollo completo.

Vaca Muerta Sur: YPF y seis productoras aprobaron el megaproyecto

YPF y seis productoras en Vaca Muerta aprobaron la construcción del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). La empresa de mayoría estatal conformó la sociedad denominada “Proyecto Vaca Muerta Sur” junto a Vista, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía que construirá, operará y llevará a cabo el mantenimiento del oleoducto y terminal portuaria.

A través de un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), YPF informó este lunes que la reunión de directorio de VMOS celebrada el día 13 de diciembre, se aprobó por unanimidad la construcción del oleoducto de exportación de crudo de Vaca Muerta.

El proyecto tendrá una extensión de 437Km, contará con una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje.

La construcción del VMOS comenzará inmediatamente con el objetivo de lograr su completamiento mecánico durante el 4° trimestre del año 2026 y el comienzo de la operación comercial el 31 de julio de 2027.

Los accionistas han comprometido aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad y a su vez VMOS ha concedido opciones a Chevron, Pluspetrol y Shell, entre otros, que pueden comprometer un volumen aproximado de al menos 230.000 barriles por día adicionales de transporte en firme.

La capacidad de diseño del proyecto permitirá transportar durante su operación comercial hasta 550.000 barriles por día, la cual podrá ser incrementada hasta 700.000 barriles por día si fuera necesario.

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

Asimismo, el pasado 15 de noviembre, VMOS solicitó la adhesión al RIGI (Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones) con fecha 15 de noviembre de 2024.

Además, la sociedad ha suscripto un acuerdo de transporte de crudo en firme con VMOS en los términos del Decreto N° 115/2019, con el fin de garantizar los términos y condiciones mediante los cuales utilizará los servicios de transporte, almacenaje y despacho de crudo.

Las supermajors que podrían sumarse al Argentina LNG

Las “supermajors” son las grandes compañías petroleras que lideran la industria energética mundial. Estas gigantes no solo dominan la producción de petróleo y gas, sino que también han ganado terreno en el mercado del Gas Natural Licuado (GNL), un recurso clave en la transición hacia energías más limpias.

En Argentina, el presidente de YPF, Horacio Marín, ha estado en conversaciones con algunas de estas supermajors, buscando nuevos socios estratégicos para el proyecto Argentina LNG. Aunque existen rumores sobre la salida de Petronas, Marín ya estaba en negociaciones con otras empresas antes de que surgiera esta posibilidad.

¿Qué es el proyecto Argentina LNG?

El proyecto Argentina LNG es una ambiciosa iniciativa que prevé la construcción de una planta de GNL en la provincia de Río Negro y un gasoducto para transportar gas desde el yacimiento de Vaca Muerta. Con una inversión de 30.000 millones de dólares, el objetivo es convertir a Argentina en un jugador relevante en el mercado global del GNL.

La producción de gas natural en Argentina, que actualmente ronda los 140 millones de metros cúbicos por día, alcanzó picos de 150 MMm3/d este invierno. Con el proyecto LNG, YPF busca casi duplicar la extracción en los próximos siete años, lo que transformaría el panorama energético del país.

Las supermajors en el radar de YPF

Ante la posible salida de Petronas, cuatro de las supermajors del mundo del GNL podrían tomar su lugar: Shell, ExxonMobil, Chevron y TotalEnergies. Estas empresas tienen una sólida presencia en el mercado global y proyectos en marcha que podrían alinearse con los objetivos de Argentina.

ExxonMobil

Con sede en Texas, ExxonMobil es una de las principales compañías energéticas del mundo. En el sector del GNL, está desarrollando el proyecto Golden Pass LNG en asociación con QatarEnergy. Este proyecto, ubicado en Texas, aumentará significativamente la capacidad de exportación de gas de Estados Unidos. Además, ExxonMobil tiene una participación relevante en el yacimiento de gas Rovuma, en Mozambique.

Shell

Con sede en Países Bajos y Reino Unido, Shell es un jugador destacado en el mercado de GNL. La empresa está involucrada en la expansión del North Field en Qatar, el mayor yacimiento de gas del mundo. Shell posee el 25% de esta expansión, lo que le asegurará un liderazgo en la exportación de GNL hasta 2027. También tiene proyectos como el Prelude FLNG en Australia, una innovadora planta flotante de licuefacción de gas.

Chevron

Con sede en California, Chevron ha incrementado su presencia en el mercado del GNL a través de proyectos como Gorgon LNG y Wheatstone LNG en Australia. Estas iniciativas han consolidado su capacidad de exportación de gas natural, especialmente en el mercado asiático, donde la demanda sigue en aumento.

TotalEnergies

Con sede en Francia, TotalEnergies ha diversificado su portafolio energético hacia las energías renovables, pero sigue siendo una supermajor en el sector de hidrocarburos. Su participación en el proyecto Mozambique LNG la posiciona estratégicamente en África, aunque el proyecto ha enfrentado retrasos por la inestabilidad en la región. También tiene participación en la expansión del North Field en Qatar, lo que refuerza su posición en el mercado de GNL.

Los próximos pasos

En noviembre se llevará a cabo la licitación para la ingeniería de detalle del proyecto Argentina LNG. Este es un paso crucial que requerirá una inversión inicial de 200 millones de dólares. Horacio Marín ha indicado que YPF podría hacer frente a esta primera inversión por sí sola, lo que muestra la firmeza con la que la compañía está comprometida con el desarrollo del proyecto.

La búsqueda de un nuevo socio estratégico se intensificará en los próximos meses. Shell, ExxonMobil, Chevron y TotalEnergies están en la mira, y cualquiera de ellas podría convertirse en la nueva aliada de YPF en este proyecto que promete posicionar a Argentina como un líder en el mercado global de GNL.

Anchor: el proyecto de ultra presión que hace historia en el offshore

Los bloques offshore de ultra presión eran un verdadero desafío para las compañías. La seguridad de la producción se veía vulnerada y ponía en riesgo los planes de inversión. Sin embargo, el avance de la tecnología permitió superar todos esos inconvenientes y las empresas tienen una nueva herramienta para sus proyectos.

Un caso testigo es Anchor. La iniciativa que lleva adelante Chevron en el Golfo de México demandó una inversión de 5.700 millones de dólares y cuenta con una presión de 20.000 libras por pulgada cuadrada, un tercio más que cualquier pozo previo.

La propuesta es llevada a cabo por el gigante estadounidense junto a TotalEnergies y esperan que produzca durante 30 años. En su punto álgido, la plataforma flotante bombeará hasta 75.000 barriles de petróleo y 28 millones de pies cúbicos de gas natural al día. El yacimiento se encuentra a unas 140 millas (225 km) de la costa de Luisiana.

La tecnología del proyecto Anchor

Para el desarrollo del bloque se necesitan equipos especialmente diseñados por NOV, Dril-Quip y los buques perforadores de Transocean. Chevron empezó a bombear petróleo desde el primer pozo Anchor el domingo, y el segundo ya está perforado y a punto de encenderse, dijo Bruce Niemeyer, responsable de exploración y producción de petróleo en América.

En 2010, un estallido en la prospección Macondo del Golfo de México causó la muerte de 11 trabajadores, contaminó los caladeros y cubrió de petróleo las playas de la zona.

Transocean era la operadora del malogrado buque Deepwater Horizon y BP era la propietaria del proyecto Macondo. Ambas están implicadas en los nuevos desarrollos de pozos de mayor presión.

En la actualidad, la industria emplea nuevos buques perforadores y equipos creados para hacer frente a las presiones extremas, que son un tercio mayores que las encontradas en la avería de Macondo.

“La industria ha puesto de su parte para extraer los barriles de forma segura, con la nueva tecnología”, declaró Mfon Usoro, analista principal de operaciones en el Golfo de México de la empresa de investigación Wood Mackenzie.

El futuro de la industria

El nuevo engranaje promete que Anchor y proyectos similares de Beacon Offshore Energy y BP suministrarán en conjunto 300.000 barriles de petróleo nuevo y pondrán al alcance de los productores 2.000 millones de barriles de petróleo estadounidense no disponible hasta ahora, afirmó.

“Estos yacimientos de altísima presión van a ser un gran impulsor del crecimiento de la producción en el Golfo de México”, añadió Usoro.

El Golfo de México ha producido por debajo del nivel récord de 2019 de 2 millones de barriles diarios, y el petróleo adicional podría ayudar a devolver a la región a su pico de producción.

BP cuenta con su propia tecnología de alta presión con la que espera poder explotar 10.000 millones de barriles de petróleo conocido. Su primer proyecto 20k, Kaskida, se descubrió en 2006 y se dejó de lado por falta de tecnología de alta presión.

Bloques similares

Según Aditya Ravi, analista de Rystad Energy, frente a las costas de Brasil, Angola y Nigeria hay yacimientos similares de alta presión y alta temperatura que podrían beneficiarse de la tecnología 20k. El Golfo de México será el campo de pruebas del nuevo equipo.

Brasil cuenta con importantes yacimientos marinos que «son los principales candidatos para la futura aplicación de la tecnología 20k debido a sus complejos entornos de alta presión y alta temperatura», afirmó.

Incluyendo los yacimientos no estadounidenses, más de 5.000 millones de barriles de petróleo y gas de recursos conocidos en todo el mundo podrían beneficiarse de esta tecnología, según Ravi. Esos volúmenes equivalen a unos 50 días de la producción mundial actual.

Chevron prevé un aumento del 10% de la producción de Permian

Chevron tiene como objetivo aumentar la producción de Permian en un 10% este año, ya que la segunda mayor empresa de Estados Unidos sigue en camino de alcanzar 1 millón de barriles día de la principal zona de esquisto en 2025.

La producción de la compañía en la cuenca alcanzó un récord trimestral de 867.000 bpe/d en los tres últimos meses de 2023.

Chevron tiene previsto seguir aumentando su cartera de pozos perforados pero no terminados en la cuenca. Su producción en el Pérmico se reducirá ligeramente en el primer semestre antes de recuperarse y situarse en torno a los 900.000 b/d a finales de año.

La empresa empezó el año con 12 plataformas de perforación y tres sets de fractura en Permian.

“Añadiremos un cuarto equipo de fracturación hidráulica a mediados de año, pero al mismo tiempo nos estamos volviendo más eficientes”, declaró Mike Wirth, CEO de Chevron, añadiendo que la inflación se ha moderado en la región.

Chevron ha previsto una inversión de unos 5.000 millones de dólares este año, frente a los 4.000 millones de 2023.

“Estamos en el nivel de capital que creo que va a ser necesario para alcanzar” el objetivo de 1 millón de bpe/d, dijo Wirth.

La producción mundial de Chevron aumentó a más de 3,1 millones de bpe/d el año pasado, impulsada por un aumento del 14% en Estados Unidos.

La producción neta de EE.UU. aumentó un 34% en el cuarto trimestre con respecto al año anterior, principalmente como resultado de la adquisición de PDC Energy, que añadió 266.000 bpe/d, así como de Permian.

La empresa aumentó el dividendo trimestral un 8pc hasta 1,63 $/acción.

“En 2023, devolvimos más efectivo a los accionistas y produjimos más petróleo y gas natural que en cualquier otro año de la historia de la empresa”, declaró Wirth.

El año pasado, Chevron acordó la compra del productor independiente Hess por 53.000 millones de dólares en acciones, con el fin de afianzarse en Guyana, país sudamericano productor de petróleo en pleno auge. Actualmente está respondiendo a una petición de la Comisión Federal de Comercio de EE.UU. (FTC) para obtener más información sobre el acuerdo. El cierre de la operación está previsto para mediados de año, según Wirth.

Los beneficios del cuarto trimestre, de 2.300 millones de dólares, fueron inferiores a los 6.400 millones del mismo periodo del año anterior. Los resultados incluyeron 1.800 millones de dólares de cargos por deterioro de la actividad de exploración y producción en Estados Unidos, así como 1.900 millones de dólares de obligaciones de desmantelamiento en el Golfo de México.

Chevron acordó quedarse con los acciones de Hess

Chevron llegó a un acuerdo definitivo para adquirir por US$ 53.000 millones en acciones la empresa de petróleo y gas Hess, en lo que supone la última megafusión en el sector energético estadounidense, tras la reciente compra de Pioneer Resources por ExxonMobil.

La transacción, cuyo importe asciende a unos US$ 60.000 millones, al incluir la deuda de la empresa adquirida, contempla el pago de 1,0250 acciones de Chevron por cada título de Hess, lo que equivale a unos US$ 171 según el precio de cierre del viernes pasado.

La contraprestación en acciones para afrontar la adquisición contempla la emisión por parte de Chevron de aproximadamente 317 millones de acciones ordinarias, indicó la agencia de noticias Europa Press.

La transacción fue aprobada por unanimidad por los consejos de administración de ambas empresas y se espera que se cierre en el primer semestre de 2024.

No obstante, la adquisición está sujeta a su aprobación por parte de los accionistas de Hess y también al visto bueno de los reguladores y a otras condiciones de cierre habituales.

“Esta combinación posiciona a Chevron para fortalecer nuestro desempeño a largo plazo y mejorar aún más nuestra cartera agregando activos de clase mundial”, dijo el presidente y consejero delegado de Chevron, Mike Wirth.

Por su parte, el director financiero de Chevron, Pierre Breber, señaló que “se espera que la incorporación de Hess amplíe aún más el crecimiento del flujo de efectivo libre” de la empresa.

Agregó que con la mayor confianza en la generación de liquidez a largo plazo Chevron pretende devolver más efectivo a los accionistas con un mayor crecimiento del dividendo por acción y mayores recompras de acciones.

A principios de octubre, la petrolera estadounidense ExxonMobil anunció un acuerdo para la adquisición de Pioneer Natural Resources a cambio de US$ 59.500 millones en acciones, que incluyendo la deuda de Pioneer asciende a US$ 64.500 millones.

Chevron podrá exportar crudo sin retenciones

El Ministerio de Economía aprobó el proyecto de inversión de Chevron para la explotación de hidrocarburos en el área El Trapial Este, en Vaca Muerta, para el cual desembolsará 500 millones de dólares.

La resolución 509/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación, publicada en el Boletín Oficial, estableció que el proyecto quedará incluido en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos.

Este régimen brinda derecho a comercializar libremente en el mercado externo 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en los proyectos alcanzados, con una alícuota de 0% de derechos de exportación, en caso de resultar aplicables.

La resolución también determinó que el compromiso de inversión asumido por una suma de dinero no inferior a 250 millones de dólares durante los primeros tres años del proyecto, comenzará a computarse a partir de la presentación efectuada por la firma requirente en fecha 18 de mayo de 2023.

Hay que recordar que las autoridades de la empresa en la Argentina anunciaron al ministro de Economía, Sergio Massa, y la secretaria de Energía, Flavia Royón, el compromiso de invertir más de 500 millones de dólares para el desarrollo de El Trapial. El capital comenzará a ingresar antes de julio.

En abril, el Gobierno de Neuquén anunció que otorgaría la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench) a Chevron como operadora y titular de El Trapial Este, que posee una superficie de 282,80 kilómetros cuadrados, y se desprende de la Concesión de Explotación del área El Trapial-Curamched, también bajo la titularidad de la misma empresa.

Esto permitirá seguir ampliando la base territorial del desarrollo de Vaca Muerta hacia el norte de la formación.

Con este proyecto la provincia suma 43 proyectos no convencionales de shale y tight, abarcando una superficie de 9.532 kilómetros cuadrados, lo que representa 32% sobre la superficie total de Vaca Muerta.

Chevron invertirá US$ 500 millones en El Trapial

Chevron invertirá más de US$ 500 millones para desarrollar el área El Trapial en Vaca Muerta. Así lo anunciaron sus autoridades al ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, y la secretaria de Energía, Flavia Royón.

Durante el encuentro, Massa se comprometió a incluir al Trapial en el decreto 929/2013, que brinda derecho a comercializar libremente en el mercado externo 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en los proyectos alcanzados, con una alícuota de 0% de derechos de exportación, en caso de resultar aplicables.

Según detallaron las autoridades de Chevron, la inversión será ingresada a la Argentina antes de julio.

En abril, el Gobierno de Neuquén anunció que otorgaría la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench) a Chevron como operadora y titular de El Trapial Este, que posee una superficie de 282,80 kilómetros cuadrados, y se desprende de la Concesión de Explotación del área El Trapial-Curamched, también bajo la titularidad de la empresa Chevron.

Esto permitirá seguir ampliando la base territorial del desarrollo de Vaca Muerta hacia el norte de la formación.

Con este proyecto, la provincia suma 43 proyectos no convencionales de shale y tight, abarcando una superficie de 9.532 kilómetros cuadrados, lo que representa 32% sobre la superficie total de Vaca Muerta en la provincia del Neuquén.