Llegan los primeros equipos a Sierra Grande para trabajar en el Vaca Muerta Sur

Milici, una empresa vinculada a la construcción y servicios, comenzó el traslado de maquinaria pesada a Sierra Grande. Camiones volcadores, motoniveladoras y grúas son algunos de los equipos que serán utilizados en los trabajos de movimiento de suelo y la construcción de la infraestructura necesaria para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur.

Se espera que más máquina continué trasladándose hasta Punta Colorada en los próximos días, por lo que la localidad rionegrina tiene grandes expectativas sobre el desarrollo del oleoducto Vaca Muerta Sur.

La firma cuenta con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos. Con más de 2000 colaboradores y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, Oil & Gas, energía e infraestructura.

“Construimos confianza con nuestros clientes, socios y equipos en cada proyecto que desarrollamos. Buscamos soluciones con capacidad técnica y flexibilidad. Nos guía la orientación al cliente, el foco en resultados y la responsabilidad con el entorno”, subrayaron desde la compañía.

Equipos, experiencia y capacidad

Un punto para destacar es que la firma cuenta con una base operativa en Añelo. La misma está ubicada en el Parque Industrial del corazón de Vaca Muerta y tiene oficinas, depósitos de materiales, flotas de equipos, taller de mantenimiento, taller de prefabricados y acopio de combustibles.

Un antecedente cercano al Vaca Muerta Sur son las tareas que desarrolla Milici en el oleoducto Puerto Rosales – La Plata. Los trabajos están en ejecución demandan un reemplazo de un tramo del oleoducto 32” de diametro, en un tramo de aproximadamente 10.600 m que se inicia en la Estación de Bombeo Las Flores hasta la progresiva PK 451-075 (en dirección a La Plata).

También implica las siguientes tareas: desarrollo de ingeniería de detalle, obras mecánicas (cambio de oleoducto e instalación de válvula de bloqueo), obras civiles (predio y casetas para VB), obras eléctricas (asociadas a la VB), obras de automatización y control (fibra óptica e instrumentación para VB) y tareas finales, ensayos y puesta en marcha.

El proyecto

Vaca Muerta Oil Sur es el ambicioso proyecto que se convertirá en la principal y exclusiva vía de exportación de crudo del país. La iniciativa es liderada por YPF e incluye la construcción de una nueva terminal portuaria en Punta Colorada, en Río Negro, y un oleoducto que permitirá exportar unos 15 mil millones de dólares al año.

Las proyecciones marcan que la obra comenzaría entre enero y febrero para que entre en operación comercial en el segundo semestre de 2027. La capacidad inicial comprometida por las compañías socias será de aproximadamente 275.000 barriles diarios.

YPF, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía y Pluspetrol se encargarán de la construcción, operación y mantenimiento tanto del oleoducto como de la terminal portuaria. Asimismo, se espera que los próximos meses se sumarán al proyecto como accionistas Chevron y Shell.

Quiénes son los dueños del convencional

El declino del convencional fue evidente en los últimos años. Sin embargo, este segmento sigue siendo vital para el país ya que representa el 41,5% de la producción total.

En noviembre, se alcanzó una producción de 312 mil barriles diarios (kbbl/día) debido al desempeño de dos grandes tanques Cerro Dragón explotado por Pan American Energy (PAE) y Manantiales Behr operado por YPF. Esta cifra refleja la contribución destacada de algunos bloques productivos y empresas que concentran gran parte de la producción nacional.

Los más productivos del convencional

Según indica un informe de la consultora Aleph Energy, el bloque más productivo del convencional es Cerro Dragón. La nave insignia de PAE registró 68 kbbl/día en noviembre, representando el 21,8% del total nacional.

Detrás se posiciona Manantiales Behr. El proyecto de recuperación terciaria de YPF alcanzó los 25 kbbl/día y significa el 8% del total.

El podio fue completado por otro bloque de YPF: Chachahuen Sur. El área registró 12 kbbl/día. Muy cerca se posicionaron Diadema, operado por Capex, y Cañadón de la Escondida – Las Heras, de YPF, ambos con 10 kbbl/día.

Otros bloques destacados incluyen Jagüel Casa de Piedra de Pluspetrol y Los Perales – Las Mesetas de YPF, ambos con 9 kbbl/día; y Cañadón León – Meseta Espinosa y Chihuido de la Sierra Negra, ambos de YPF, con 7 kbbl/día.

La novedad vino por parte de Pecom. La empresa del Grupo Pérez Companc asumió la titularidad del clúster Escalante – El Trébol en octubre y ya registra 6 kbbl/día.

El convencional sigue dando pelea.

Las empresas

En cuanto a las empresas, YPF lidera como la principal productora de petróleo convencional en el país, con 119 kbbl/día, lo que equivale al 38,1% del total nacional. Mientras que PAE ocupa el segundo lugar con 81 kbbl/día, lo que significa el 25,9% del total nacional.

El tercer puesto es compartido por CGC y Capex ya que cada una logró 20 kbbl/día. La empresa del holding Eurnekian se apoya en el potencial de los bloques adquiridos a Sinopec en la Cuenca del Golfo San Jorge y pone sus fichas en Palermo Aike. Mientras que Capex sigue siendo uno de los jugadores claves del convencional y prepara la exploración de la lengua rionegrina de Vaca Muerta.

Asimismo, Pluspetrol logró 19 kbbl/día. La compañía de firma nacional sigue apostando al convencional y prepara un 2025 con fuerza tras adquirir los activos de ExxonMobil.

El dato tener en cuenta es que Aconcagua Energía y PCR lograron 8 kbbl/día cada una. La primera firma se consolida en el convencional y comienza a acelerar en Vaca Muerta. Mientras que PCR es un actor de peso en el sector energético.

Tecpetrol también aparece en el registro con 7 kbbl/día; Pecom con 6 kbbl/día; y Total Austral cierra el top 10 con 4 kbbl/día.

La venta de activos de YPF promete seguir reconfigurando el mapa petrolero del país, pero el convencional sigue siendo un componente clave en la matriz energética.

Quiénes son los dueños del petróleo y gas de Vaca Muerta

La producción de los recursos de Vaca Muerta mostraron un notable crecimiento durante el 2024, consolidándose como uno de los sectores más dinámicos de la economía energética del país.

El año pasado fue, sin lugar a duda, un año bisagra para Vaca Muerta. La actividad tocó valores históricos y la producción alcanzó valores top de la mano del desarrollo de los proyectos. Las etapas de fracturas es un buen indicio para tomar dimensión de lo que creció la actividad en la roca madre.

Según el informe del country manager de la firma NCS Multistage, Luciano Fucello, se realizaron 17796 punciones en el segmento shale en todo el 2024. Esto implica un 20% ya que en todo el 2023 se contabilizaron 14722 fracturas.

Asimismo, los principales bloques productores de shale oil y shale gas registraron importantes incrementos en su rendimiento en noviembre, impulsados por inversiones y avances tecnológicos.

El petróleo de Vaca Muerta

Según el informe de Economía&Energía, entre los líderes de la producción de shale oil se encuentra YPF con sus tres arietes: Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.

El Loma Campana es el principal bloque productor de Vaca Muerta. El área que marcó el inicio del shale oil registró un aumento de 9,8 kbbl/d en comparación con el año anterior ya que alcanzó una producción de 87,5 kbbl/d en noviembre de 2024.

En tanto, La Amarga Chica incrementó su producción interanual en 11,3 kbbl/d, llegando a 72,5 kbbl/d. Mientras que Bandurria Sur registró un aumento de 5,4 kbbl/d, alcanzando 54,9 kbbl/d.

Otra referente del crudo no convencional es Bajada del Palo. El bloque de Vista Energy estableció un impresionante crecimiento interanual de 22,3 kbbl/d, con una producción total de 66,7 kbbl/d en noviembre.

Cierra el registro La Calera. El área explotada por Pluspetrol experimentó un crecimiento interanual significativo, aumentando 17,9 kbbl/d para alcanzar 22,9 kbbl/d.

El total de la producción de shale oil en noviembre de 2024 llegó a 433,4 kbbl/d, lo que representa un incremento de 94,0 kbbl/d respecto al mismo mes del año anterior.

Vaca Muerta sumó más infraestructura.

La ventana del shale gas

Otro dato que arrojó noviembre fue el desempeño del shale gas. Pese a la baja demanda en verano, los bloques siguen teniendo un desempeño para destacar demostrando que están listos para ser el corazón energético de la región.

El más productivo en noviembre fue Aguada Pichana Este que incrementó su producción interanual en 0,8 MMm3/d. El área de TotalEnergie alcanzó los 9,7 MMm3/d.

En tanto, Aguada Pichana Oeste, el área estrella de Pan American Energy (PAE), registró un aumento interanual de 1,0 MMm3/d, llegando a 9,1 MMm3/d.

Asimismo, La Calera experimentó un crecimiento interanual de 3,2 MMm3/d, alcanzando una producción de 7,9 MMm3/d.

Cierra el registro Sierra Chata de Pampa Energía que registró un incremento interanual de 1,8 MMm3/d para llegar a 4,6 MMm3/d.

El total de la producción de shale gas ascendió a 62,0 MMm3/d, un aumento de 3,4 MMm3/d respecto al año anterior.

Los detalles del pozo de shale gas de la Cuenca del Golfo San Jorge

El Día del Petróleo no fue una fecha de celebración en Comodoro Rivadavia, pero dejó una premisa que sorprendió a los presentes. “Se está terminando de perforar el primer pozo no convencional”, sostuvo el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, en el acto que se realizó en el Centro de Jubilados y Pensionados de YPF.

Las palabras del mandatario despertaron el interés de la industria hidrocarburífera, que esperan con ansias los resultados del proyecto que lleva a cabo Pan American Energy (PAE) en el yacimiento Río Chico.

Según pudo saber eolomedia, la operación estuvo a cargo de DLS. El pozo PRCh.xp-1137(h) tiene una profundidad vertical de 2347 metros con una rama horizontal de 1500 metros y estuvo a cargo del equipo DLS 160. El proyecto también demandó unas 25 etapas de fractura que fueron realizadas por Halliburton.

Otras de las compañías involucradas fue Wenlen, por lo que se estima que más de 100 personas estuvieron vinculadas al proyecto.

Una que la empresa de servicio termine las punciones, el ensayo del pozo demandará aproximadamente seis meses.

El objetivo es evaluar el potencial de la formación D-129. En 2022, la roca madre de la Cuenca del Golfo San Jorge generó grandes expectativas en un proyecto de shale oil de Tecpetrol, que con el paso del tiempo no se obtuvieron los resultados esperados.

Un nuevo horizonte

Si bien Federico Ponce no brindó detalles sobre la exploración que lleva a cabo PAE en la Cuenca del Golfo San Jorge, el ministro de Hidrocarburos de Chubut ponderó los riesgos que tomó la operadora para encontrar nuevos horizontes en la región.

“Cuando se realiza una actividad exploratoria de este tipo, el riesgo que tiene asociado es alto. Hay un tema de confidencialidad donde la compañía o, en su caso, un anuncio conjunto de la compañía en la autoridad provincial pueden a dar a conocer los resultados y el enfoque de la actividad exploratoria”, aseveró en diálogo con este medio.

“Yendo a las palabras del gobernador, este pozo puede abrir el programa de acá a futuro de un nuevo recurso que puede ser masificarse y aprovechar todo el potencial de la cuenca”, subrayó.

La visita al pozo

El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut sigue con atención los trabajos en Río Chico y esto llevó a que el sábado Torres y Jorge Ávila visitaran la locación en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. “Tenemos todas las expectativas de que la Cuenca pueda reconvertirse”, subrayó el dirigente gremial.

“Esto es fundamental para la actividad, donde los que vamos a ganar somos los trabajadores con más puestos de trabajo, más posibilidades y vamos a hacer junto a la provincia y la operadora todo el esfuerzo para que el pozo salga bien”, afirmó el pope de los petroleros convencionales.

“Ponemos en valor una vez más la inversión de la operadora Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge, agradeciendo que confíen en ella como confiamos nosotros, porque esperamos mucho para poder tener esta maquinaria de fractura en Comodoro y hoy la tenemos y nos abrió la posibilidad de concretar un proyecto que al principio solo era una ilusión”, consideró Ávila.

Después de un año pálido, el pozo de shale gas busca revitalizar las expectativas en la región de cara al futuro. El tiempo de ensayo comenzó su cuenta regresiva y los actores de la industria esperan saber si Chubut podrá explotar su potencial no convencional.

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.

Río Negro se convertirá en la puerta de salida de GNL al mundo

“Estamos demostrando a Argentina, al mundo y al sector privado la seriedad con la cual Río Negro avanza con los trámites necesarios para poder exportar gas licuado o petróleo”, sostuvo Alberto Weretilneck en la audiencia pública realizada en San Antonio Este, por el proyecto de gas natural licuado (GNL) impulsado por Pan American Energy (PAE) y Golar LNG.

El Golfo San Matías será el punto donde la producción rionegrina se conectará con los mercados internacionales. A través del proyecto, “Río Negro elige trabajar, crecer, desarrollarse, construir su futuro con oportunidades para los jóvenes, para fomentar el arraigo y que hagan realidad sus sueños en la provincia”, destacó el mandatario rionegrino.

El proyecto propone la instalación de un buque licuefactor a unos 40 kilómetros de Las Grutas, al costado del Fuerte Argentino. En San Antonio Este habrá un centro de soporte logístico. “Con estos proyectos se garantizará en gran parte de la provincia la generación de puestos de trabajo”, aseguró Weretilneck.

Río Negro, el punto de salida

El gobernador reiteró que Río Negro está preparada para ser protagonista del desarrollo energético de Argentina. En referencia a la audiencia desarrollada en SAE, afirmó que “el acompañamiento mayoritario de los 220 oradores demostró que este proyecto impulsado por PAE Argentina y Golar LNG no solo genera consenso, sino esperanza”.

Respecto a la extensa jornada de consenso que duró más de 12 horas, Weretilneck explicó que “todas las actividades que impactan fuertemente en la comunidad deben tener licencia social. Es fundamental informar a la comunidad y hacerla partícipe para aprobar un proyecto de estas características”.

“El desarrollo energético de Río Negro es ahora. Juntos estamos escribiendo una nueva página de nuestra historia y estamos orgullosos de eso”, aseguró Weretilneck.

Un ejemplo de democracia

La audiencia pública sobre el proyecto de GNL en el Golfo San Matías se desarrolló en el gimnasio municipal de San Antonio Este, comenzando poco después de las 9 y extendiéndose hasta las 21,30. Este espacio de participación democrática reunió a autoridades, especialistas y ciudadanos que expusieron conocimientos, opiniones y expectativas sobre una iniciativa clave para posicionar a Río Negro como líder energético en el país.

El evento comenzó con los discursos de bienvenida del intendente de San Antonio Oeste, Adrián Casadei, la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, y la secretaria de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez, quienes destacaron la importancia de la participación popular y el compromiso del Estado con el cumplimiento de las normativas ambientales.

Luego, representantes de Southern Energy y consultores ambientales presentaron los principales detalles técnicos y ambientales del proyecto.

Participación ciudadana

El bloque más extenso estuvo dedicado a los oradores inscriptos, donde 122 personas hicieron uso de la palabra y 31 dejaron sus opiniones por escrito. Las exposiciones fueron variadas, aportando puntos de vista de la ciudadanía y reflexiones sobre los desafíos y beneficios del proyecto, siempre en relación con la necesidad de garantizar un desarrollo sostenible y respetuoso con el ambiente.

La jornada, que se desarrolló con normalidad tanto en el interior como en el exterior del gimnasio, cerró con una rueda de consultas y la invitación a los participantes para firmar el acta de la audiencia. Este mecanismo de participación reafirma a Río Negro como pionera en habilitar ámbitos plurales y democráticos para la toma de decisiones informadas en torno a proyectos energéticos de impacto estratégico.

“Hemos sido testigos de una de las expresiones de la democracia. Escuchamos todas las voces. El procedimiento aún no termina y queda un largo camino, donde desde este Gobierno tenemos el compromiso con el adecuado cuidado del ambiente”, reflexionó en el final Jiménez, como autoridad de la audiencia.

Vaca Muerta ya supera en un 12% a todo su registro de fracturas de 2023

El año de fracking en Vaca Muerta ofrece una serie de particularidades. Si bien la actividad tuvo su pico en junio (debido a la época de mayor demanda de gas), la cantidad de fracturas en el segmento shale fueron variando a lo largo de los meses.

Una de las particularidades que ofrece este 2024 es que en seis meses se superaron las 1500 punciones en la roca madre. Así se desprende del informe del country manager de la empresa NCS Multistage, Luciano Fucello.

Si se analiza mes por mes se establece que en enero se realizaron 1351 fracturas y en febrero se completaron 1348. En marzo se da un salto en la actividad cuando se llegó a 1643 operaciones, abril continúa creciendo el registro en 1694 etapas, en mayo se contabilizaron 1572 operaciones y en junio se alcanzó la cifra más alta de lo que va del año con 1703 fracturas.

La segunda mitad del año comenzó con 1658 punciones y marca una caída de la actividad. En agosto se registraron 1465 etapas, en septiembre se llegó a 1403 fracturas y en octubre se tocó el piso del año cuando se contabilizaron 1226 punciones. Mientras que en noviembre se llegó a 1504 operaciones.

El registro de enero a noviembre marca que las compañías completaron 16567 etapas de fractura en Vaca Muerta. Esto significa que, a un mes de terminar el año, se superó en un 12,5% el registro de 14722 operaciones que se contabilizaron en 2023.

La vuelta del impuesto a las Ganancias preocupa a los gremios petroleros.

Volver al promedio esperado

Una de las premisas para este año es que Vaca Muerta tendría un promedio de 1500 fracturas por mes para cumplir con los planes de inversión del próximo año. Los ojos estaban puestos en lograr ese objetivo y las bondades de la roca madre han respondido a la exigencia de las compañías.

Noviembre volvió a ofrecer una cifra esperada para ese promedio. En el penúltimo mes del año se completaron 1504 operaciones que fueron solicitadas por seis operadoras.

En este apartado no hay sorpresas. YPF sigue marcando el pulso en el shale ya que fue responsable del 47% de las operaciones al registrar 707 etapas de fractura. Le siguió Vista que realizó 309 operaciones y Tecpetrol con 204 punciones.

Pluspetrol también superó el centenar de fracturas y logró alcanzar la cifra de 139 punciones. El mismo panorama vivió Pan American Energy (PAE) con 123 operaciones. El registro fue cerrado por TotalEnergies con 22 punciones.

Al servicio de Vaca Muerta

En lo que respecta a las empresas de servicio hubo una sorpresa que no se dio en el último año. SLB superó a Halliburton como la compañía más solicitada por las operadoras.

En el registro del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, los trabajadores de mamelucos azules realizaron 567 etapas de fractura de las cuales 309 para Vista y 258 para YPF. Mientras que los operarios de mameluco rojo completaron 511 operaciones distribuidas entre 439 para YPF y 72 para Tecpetrol.

Tenaris 154 fue otro de los actores que creció durante noviembre. La empresa del Grupo Techint realizó 132 operaciones para Tecpetrol y 22 para TotalEnergies. Mientras que Weatherford completó 139 para Pluspetrol y Calfrac contabilizó 133 operaciones de las cuales 123 fueron para PAE y 10 para YPF.

Harbour Energy se une al proyecto de GNL de PAE

Harbour Energy ha reforzado su presencia en Argentina al integrarse al proyecto de producción de gas natural licuado (GNL) en Río Negro, liderado por Pan American Energy (PAE) y Golar LNG.

Tras la firma de un acuerdo estratégico, Harbour adquirió una participación del 15% del proyecto que marcará el debut de Argentina en la exportación de GNL.

El proyecto incluye la instalación del buque flotante de licuefacción Hilli Episeyo, propiedad de Golar LNG, con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

Según informó +e, Harbour Energy amplió recientemente su operación en el país al adquirir los activos de la alemana Wintershall DEA. Esta transacción incluyó participaciones en importantes yacimientos gasíferos convencionales y de shale como Aguada Pichana Este y San Roque en Neuquén, así como en la cuenca austral de Tierra del Fuego.

En esta región, la compañía participa en el bloque CMA-1 (Cuenca Marina Austral 1), que abarca yacimientos destacados como Carina, Aries y Vega Pléyade, responsables de aproximadamente el 15% del gas natural consumido en Argentina.

La incorporación de Harbour al proyecto de GNL refuerza la alianza estratégica, que recientemente sumó a Pampa Energía con una participación del 20%. Además, YPF evalúa su posible ingreso al consorcio, ampliando aún más el respaldo al proyecto.

Infraestructura para exportar GNL

El buque flotante Hilli Episeyo será abastecido mediante la infraestructura existente del sistema gasífero argentino durante los meses de menor demanda interna, con planes de operar a plena capacidad durante todo el año gracias a nuevas inversiones en infraestructura. Este proyecto forma parte del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una iniciativa clave que mejora la competitividad del GNL argentino en el mercado global.

Con sede en Londres, Harbour Energy es una de las mayores compañías independientes de petróleo y gas a nivel mundial, operando en regiones clave como Noruega, Reino Unido, Alemania, Argentina y el norte de África. Actualmente, produce entre 475.000 y 485.000 barriles equivalentes de petróleo al día.

La compañía destaca por su baja intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y su liderazgo en proyectos de almacenamiento de CO2 en Europa. Además, cuenta con diversas oportunidades de crecimiento, que incluyen proyectos de infraestructura en Noruega, desarrollos no convencionales en Argentina y exploraciones offshore en México e Indonesia.

Pampa Energía se suma al proyecto de GNL de PAE

Pampa tendrá una participación del 20% en la sociedad Southern Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto, y se compromete a suministrar el 22,2% de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina.

Gustavo Mariani, CEO y vicepresidente de Pampa Energía, destacó: “Decidimos sumarnos porque consideramos que es un proyecto muy importante para que el país se transforme en exportador mundial de gas natural licuado”. “Esto ayudará a la consolidación de la estabilidad macroeconómica, transformando las inconmensurables reservas que tenemos bajo tierra en divisas que agigantarán la política de superávit comercial” agregó.

Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, sostuvo que “el gas natural no convencional de Vaca Muerta es competitivo con los mejores recursos a nivel mundial y necesita desarrollar nuevos mercados para consolidar su crecimiento. El GNL nos abrirá la puerta al mundo y con Southern Energy buscamos ser un proveedor confiable para el mercado global. Este proyecto, al que hoy se suma Pampa Energía, es el primer paso de un camino que se desarrollará en etapas y que debe involucrar a toda la industria”.

El proyecto liderado por Pan American Energy permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural. A través de una inversión de 2.900 millones de dólares en los próximos 10 años, y que se prevé alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil, el proyecto permitirá la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy, en el Golfo San Matías.

El buque tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural. Este proyecto, que recientemente solicitó su ingreso al RIGI, permitirá posicionar a la Argentina en el mercado global de GNL, en donde el país aún no tiene participación. Además, favorecerá la creación de empleo y el desarrollo de toda la cadena de valor del gas natural con elevada participación de proveedores locales.

Actualmente Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos de gas natural por día en sus yacimientos Sierra Chata y El Mangrullo en Vaca Muerta, con picos de 17 millones en invierno.

Vaca Muerta: cuáles son los bloques que concentran las inversiones

Vaca Muerta es un tren que comenzó a su marcha a todo vapor. La formación es la llave para que las reservas del Banco Central tengan un respiro y no depender exclusivamente del campo. La roca madre de la Cuenca Neuquina fue descubierta en 1927, pero recién en 2011 fue confirmado su gran potencial.

Las compañías se encargaron de acelerar en sus proyectos haciendo de la eficiencia una marca registrada. Los primeros acuerdos para comenzar la exploración y explotación de la roca madre los firmó YPF con Chevron en Loma Campana, con Dow en El Orejano, con Pampa Energía en Rincón del Mangrullo y Mulichino, con Shell en Bajada de Añelo (todos en 2013) y con Petronas en La Amarga Chica (2014).

Vaca Muerta ocupa una superficie de 30.000 km2, algo menor al territorio que ocupan Suiza o los Países Bajos. La particularidad es que hay un total de 47 concesiones con un monto comprometido de inversión de unos 200 mil millones de dólares y cubriendo algo menos de 10.000 km2 y quedando pendiente de cubrir otros 20.000 km2.

Hay que destacar que, si bien la superficie concesionada alcanza menos de la mitad de la superficie de Vaca Muerta, aún son muy pocos, los proyectos que se encuentran en desarrollo masivo y que han alcanzado su pico de producción.

Si bien las empresas han estado realizando muy fuertes inversiones en exploración y explotación, la sanción de la ley de bases que incluye el Régimen de incentivo a las Grandes inversiones (RIGI) será un pilar fundamental para la expansión de obras de infraestructura muy necesarias como oleoductos, gasoductos y plantas de gas natural licuado.

El centro de las inversiones

Vaca Muerta se ha consolidado como uno de los mayores desarrollos de hidrocarburos no convencionales del mundo. Su potencial sigue atrayendo inversiones multimillonarias que prometen transformar la matriz energética del país.

El desarrollo de los bloques ha sido liderado por actores nacionales e internacionales. Según el informe de PWC, hay cinco áreas que concentran la inyección de capital para recoger las bondades del shale.

El número uno es ocupado Loma Campana. El bloque operado por YPF marcó el inicio de la aventura del shale oil y es la joya de la corona con una inversión de 16,506 millones de dólares.

La empresa de bandera también posee el segundo bloque que más capital ha recibido desde que comenzó la producción no convencional. Bandurria Sur ha capitalizado 14,900 millones de dólares.

El podio fue completado por Bajo del Choique – La Invernada. El área, que fue explotado por ExxonMobil y pasó a manos de Pluspetrol, recibió 13,900 millones de dólares.

Pan American Energy también posee uno de los proyectos más prometedores de Vaca Muerta. Lindero Atravesado contabilizó 11,200 millones de dólares convirtiéndose en un activo clave para el engranaje del shale.

YPF cierra la lista con La Amarga Chica. El bloque que lidera los pozos conectados en 2024 recibió inversiones por el orden de 9,022 millones de dólares.

Los cinco bloques reúnen 65.528 millones de dólares, lo que explica más del 33% de las inversiones prometidas en Vaca Muerta.

YPF sigue haciendo historia de la mano de Loma Campana.

La clave del desarrollo de Vaca Muerta

Uno de los mayores desafíos para Vaca Muerta es la infraestructura necesaria para maximizar su potencial productivo. Para ello está en marcha el oleoducto Vaca Muerta Sur, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (exPresidente Néstor Kirchner) y los proyectos de gas natural licuado (GNL).

El desarrollo masivo de Vaca Muerta promete no solo la generación de divisas, sino también la creación de más de 500,000 empleos directos e indirectos. En agosto de 2024, Vaca Muerta alcanzó una producción diaria de 403,000 barriles de petróleo y 83 millones de metros cúbicos de gas, lo que representa más de la mitad de la producción nacional de hidrocarburos.

Además, con los incentivos de la Ley de Bases y Punto de Partida para la Libertad de los Argentinos, como el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), se prevé que el sector continúe atrayendo capital extranjero y nacional.

Un futuro brillante

A pesar de los desafíos logísticos y regulatorios, Vaca Muerta sigue demostrando su potencial como motor económico de Argentina. Con proyecciones de alcanzar 1 millón de barriles de petróleo y 200 millones de m³ de gas diarios hacia el final de la década, este yacimiento tiene el poder de transformar el país en un líder global en energía.

El camino está trazado: Vaca Muerta no solo promete energía, sino también desarrollo, empleo y una economía más sólida para los argentinos.