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Shale oil

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.

El plan de Pampa Energía para Rincón de Aranda

Pampa Energía tiene un plan para el shale oil y su nombre es Rincón de Aranda. La compañía tiene decidido pisar el acelerador y trasladar todo lo aprendido en El Mangrullo y Sierra Chata a la ventana petrolera de Vaca Muerta.

Con una inversión significativa y un plan de crecimiento sostenido, Pampa busca diversificar su producción y alcanzar los 20.000 barriles diarios para fines de 2025.

Aunque en 2024 su producción fue exclusivamente de gas, la empresa está enfocada en expandirse hacia el shale oil con Rincón de Aranda. Una muestra de ello fue el cuarto trimestre de 2024 donde se marcaron hitos importantes en el desarrollo del yacimiento: la producción inicial alcanzó los 1.000 barriles diarios, en línea con las proyecciones de declive esperadas.

Para mayo de 2025, Pampa prevé conectar dos plataformas y aumentar la producción a 8.000 barriles diarios.

Asimismo, para alcanzar su meta de 20.000 barriles diarios en diciembre de 2025, la compañía completará cinco plataformas adicionales.

En paralelo, se está avanzando con la construcción de oleoductos, la planta de procesamiento y otras instalaciones clave para garantizar la operatividad del proyecto. “Veremos un cambio significativo en nuestra cartera de reservas en Rincón de Aranda hacia fines de 2025”, afirmó Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, en diálogo con inversores.

La inversión de Pampa

El EBITDA ajustado de Pampa Energía alcanzó los $182 millones en el último trimestre de 2024, un incremento del 60% interanual. Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por el aumento de la producción de gas para la generación térmica de energía.

En cuanto a costos, el desarrollo de Rincón de Aranda y la menor producción estacional influyeron en un aumento del 29% interanual en el costo total de extracción. El costo por barril de petróleo equivalente (boe) subió a $8,7, mientras que los costos de extracción de gas aumentaron un 10%, alcanzando $1,2 por millón de BTU.

El 2024 también fue un año de crecimiento en reservas para Pampa Energía. Las reservas probadas aumentaron un 16%, alcanzando los 231 millones de barriles de petróleo equivalente. En particular, las reservas de shale oil crecieron un 60%, representando el 9% del total de reservas de esquisto de la compañía, mientras que el 91% restante corresponde a gas de esquisto.

La tasa de reemplazo de reservas (RRR) fue de 2,2 veces, lo que mantiene una vida media de 8,6 años. Desde 2019, Pampa ha incrementado sus reservas probadas en un 71%, impulsando su posición en el sector energético nacional e internacional.

En referencia al impacto de Rincón de Aranda en las reservas de la compañía, Turri ponderó que finales de 2025 se espera haber perforado y completado 28 pozos, “lo que obviamente aumentará significativamente nuestras reservas totales, en particular las reservas de petróleo de esquisto en la cartera de Pampa”.

Perspectivas para 2025

Según lo informado a los inversores, el plan de inversión de Pampa para 2025 se mantendrá estable, a pesar de las variaciones en los precios del petróleo. La compañía aseguró una cobertura del 65% de su producción proyectada, lo que le permite operar con previsibilidad y minimizar el impacto de la volatilidad del mercado.

Asimismo, los pozos conectados en Rincón de Aranda aumentarán significativamente las reservas de shale oil dentro de su cartera, consolidando su expansión en Vaca Muerta y reforzando su liderazgo en el sector energético argentino.

Vista y su plan para reducir la cantidad de camiones para transportar su crudo

Vista planea un 2025 marcado por reducir el transporte de crudo en camiones. La compañía busca optimizar costos y mejorar su EBITDA reduciendo el transporte en camiones. Con una proyección de hasta 100.000 barriles diarios para el año, el proyecto Duplicar impulsará su crecimiento en Vaca Muerta.

Según lo informado por los directivos a los inversores, la compañía prevé mantener una producción estable o incluso levemente menor en comparación con el trimestre anterior, debido a la sincronización con la expansión de Oldelval y ciertos retrasos en la conexión de nuevos pozos.

A pesar de este leve ajuste en la producción, la empresa mantiene su objetivo de crecimiento para el año, con una proyección de entre 95.000 y 100.000 barriles de petróleo por día. Esto representaría un incremento del 35% al 40% en comparación con los 70.000 barriles diarios de 2024.

El impacto del Duplicar en Vista

Uno de los principales factores que explican la estabilidad en la producción del primer trimestre es la estrategia de Vista de retrasar algunas conexiones de pozos para alinearse con el proyecto Duplicar. Esta decisión permitirá optimizar el transporte de crudo y reducir costos operativos, beneficiando las finanzas de la compañía a partir del segundo trimestre.

La expansión del oleoducto ya está en funcionamiento y en proceso de expansión. Vista espera beneficiarse con 31.500 barriles diarios adicionales a través de este sistema, lo que fortalecerá su capacidad de exportación y distribución en el mercado local e internacional.

La puesta en marcha total de la expansión de Oldelval está prevista para finales del primer trimestre o principios del segundo. Con esta infraestructura en pleno funcionamiento, Vista podrá reducir su dependencia del transporte en camiones, una medida que impactó en sus costos operativos en los últimos meses.

Reducción de costos

Durante el cuarto trimestre de 2024, Vista transportó hasta 30.000 barriles de petróleo por día en camiones, lo que elevó los costos logísticos a más de 20 dólares por barril. Con la expansión de Oldelval, estos costos desaparecerán en el segundo trimestre de 2025, permitiendo una mejora significativa en el EBITDA de la compañía.

Además del impacto positivo en costos, Vista también observa avances en la infraestructura portuaria vinculada al oleoducto. Se están desarrollando mejoras en los tanques de almacenamiento y el muelle, lo que facilitará las operaciones de exportación y fortalecerá la presencia de la empresa en el mercado global.

Si bien el primer trimestre será un período de estabilidad en la producción, la compañía proyecta un crecimiento sostenido a partir del segundo trimestre. El mayor incremento en la producción de petróleo está previsto para el tercer y cuarto trimestre, lo que permitirá alcanzar el objetivo de entre 95.000 y 100.000 barriles diarios en promedio para el año.

YPF ganó 4.654 millones de dólares en 2024 y aumentó un 26% su producción de shale oil

YPF obtuvo una ganancia de 4.654 millones de dólares en 2024, de la mano del fuerte crecimiento del shale oil de Vaca Muerta, informó la compañía.

El EBITDA -beneficios antes de intereses e impuestos- creció 15%, impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los crecientes ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil.

El desempeño de 2024 incluye alrededor de (-US$300 millones) de campos maduros y (-US$85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.

Las inversiones alcanzaron los 5.041 millones de dólares en 2024 en línea con el objetivo planteado enel plan estratégico. El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta.

Finalmente, además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: US$ 800 millones con respaldo de exportaciones a 7 años con rendimiento del 9,75% y septiembre US$540 millones singarantía a 7 años con rendimiento del 8,75%), la compañía emitió en enero último 1.100 millones de dólares en bono internacional sin garantía a 9 años con rendimiento del 8,5% para refinanciar 757millones de dólares y adquirir el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.

La producción top de YPF

En 2024, la compañía se consolidó como el mayor productor de petróleo en Vaca Muerta, donde su producción creció 26%. En tanto, las exportaciones de la petrolera estatal subieron 174%.

Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, un 26% de crecimiento respecto del año anterior y en línea con el objetivo planteado de llegar a más de 120.000 barriles diarios. En los últimos meses del 2024, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.

Las exportaciones de petróleo, principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174% superiores al año anterior.

En tanto, las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854 mil barriles en 2024, un crecimiento del 13% respecto del año anterior.

Hoy representan el 78% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de la compañía durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo.

A cuánto bajó Vista el costo del barril de producción

Vista Energy continúa fortaleciendo su posición en Vaca Muerta con una estrategia enfocada en expansión, optimización operativa y sostenibilidad. A través de inversiones clave y una gestión eficiente de costos, la compañía logró potenciar su desarrollo en shale oil, asegurando una operación competitiva y alineada con los estándares ambientales del mercado.

La producción de Vista

En este marco, la empresa que lidera Miguel Galuccio alcanzó una producción de 85,3 Mboe/d en 2024, registrando un crecimiento interanual del 51%. La producción de petróleo aumentó un 52%, llegando a 73,5 Mbbl/d. Este avance fue impulsado por la conexión de 50 nuevos pozos, un 62% más que en 2023.

La productividad de los nuevos pozos se mantuvo alineada con las expectativas, consolidando el éxito del desarrollo de shale oil en Vaca Muerta.

El crecimiento no solo fue interanual, sino también secuencial. En el último trimestre, la producción total creció un 17% respecto al trimestre anterior, mientras que la producción de petróleo aumentó un 16%. Este desempeño refleja la capacidad de la compañía para escalar su operación sin comprometer la eficiencia.

Vista acelera en su producción de shale oil.

Eficiencia operativa

Los ingresos anuales de Vista crecieron un 52%, alcanzando los 471 millones de dólares en el cuarto trimestre. El incremento fue impulsado por la mayor producción y el fortalecimiento de su presencia en los mercados de exportación, con un 55% de los ingresos totales provenientes de exportaciones.

Uno de los indicadores donde ponen el foco las compañías en Vaca Muerta es el costo de levantamiento por barril (lifting cost), que es un indicador que mide los costos operativos directos necesarios para extraer un barril de petróleo. Incluye gastos de producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en el campo, pero excluye costos como amortización, impuestos, regalías y gastos comerciales.

A pesar del incremento en la actividad, la empresa mantuvo bajos costos operativos. El costo de levantamiento se situó en 4,7 dólares por barril, un indicador clave de eficiencia.

La compañía cerró el año con un flujo de caja libre de 57 millones de dólares, reflejando una estrategia financiera equilibrada entre inversión y rentabilidad.

Vista también consolidó su posición financiera con una relación de apalancamiento de 0,63x EBITDA, asegurando recursos para su expansión en 2025. En términos de inversión, destinó 340 millones de dólares en CAPEX, reafirmando su apuesta por el crecimiento sostenido.

Sostenibilidad y proyección

En línea con su compromiso ambiental, la empresa logró reducir su intensidad de emisiones en un 44%, alcanzando 8,8 kg CO₂e/boe. Entre sus iniciativas destacan la adopción de energía renovable, mejoras en recuperación de vapores y la construcción de nuevos gasoductos para optimizar la evacuación de gas.

Para 2025, Vista busca asegurar un crecimiento continuo con la incorporación de su tercer equipo de perforación y la expansión de su capacidad de tratamiento de crudo a 90 Mbbl/d. También ha firmado acuerdos estratégicos para fortalecer la logística de transporte, garantizando la colocación eficiente de su producción.

Pampa Energía alcanzó un récord histórico en su producción de gas

Pampa Energía presentó este jueves ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Crecimiento en su producción de gas y energía eléctrica, avances en el desarrollo de Rincón de Aranda y su solidez financiera fueron los puntos más destacados.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, dijo: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”. “Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016” agregó.

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.

La meta de Pampa

Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento Rincón de Aranda, donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Actualmente, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

Por último, Pampa afirmó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.

Vista aumentó su producción total de hidrocarburos un 51%

Vista informó a los mercados una producción total de hidrocarburos de 85.276 boe/d en el cuarto trimestre del año, lo que representó un aumento interanual del 51%. La producción de petróleo en este período alcanzó los 73.491 bbl/d, evidenciando una suba interanual del 52%.

La compañía finalizó el 2024 con una inversión en Vaca Muerta de más de 1.200 millones de dólares

Los objetivos de Vista

La producción total fue de 69.660 boe/d, lo que representó un incremento del 36% con respecto al año pasado.

Vista aceleró su plan de desarrollo en Vaca Muerta, lo que le permitió poner en producción 50 pozos nuevos. Además, aseguró la incorporación de un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura que ya están en funcionamiento para alcanzar los objetivos de desarrollo para este 2025.

Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2024 ascendieron a 375,2 MMboe, una suba del 18% en comparación con los 318,5 MMboe al 31 de diciembre de 2023. El índice de reemplazo fue del 323%.

La compañía exportó 10,6 MMbbl de petróleo, lo que significó un aumento interanual del 29% y un 49% del volumen de ventas de petróleo.

Los ingresos totales durante 2024 alcanzaron 1.647,8 $MM, un incremento del 41% en comparación con los 1.168,8 $MM registrados en 2023, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción de petróleo.

El lifting cost fue de 4,6 $/boe, por debajo de los 5,1 $/boe registrados en 2023, valor que ratifica la base de activos de bajo costo de la compañía y su continuo enfoque en la eficiencia.

El EBITDA ajustado para 2024 fue de 1.092,4 $MM, lo que resultó en un margen del 65% y un aumento del 25% respecto a los 870,7 $MM obtenidos en 2023.

En 2024, la compañía registró un flujo de caja libre negativo de 92,9 $MM.

Resultados cuarto trimestre 2024

Los ingresos totales en el cuarto trimestre de 2024 ascendieron a 471,3 $MM, un aumento interanual del 52% y un 2% por encima del tercer trimestre del 2024. Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas fueron de 246,7 $MM, representando el 55% de los ingresos netos totales.

El lifting cost fue de 4,7 $/boe, un incremento del 8% en comparación con el cuarto trimestre de 2023.

El EBITDA ajustado para el cuarto trimestre de 2024 fue de 273,3 $MM, lo que implica una disminución interanual del 5%. La inversión en el periodo totalizó los 340,1 $MM.

La compañía registró un flujo de caja libre positivo de 57,1 $MM.

Tecpetrol superó los 1.000 metros cúbicos día en Vaca Muerta

Luego de convertirse en uno de los players de peso en el shale gas, Tecpetrol apunta todos sus cañones a la ventana petrolera de Vaca Muerta. La compañía puso en marcha la ampliación de la planta de Los Bastos y superó los 1.000 metros cúbicos diarios de crudo en la Cuenca Neuquina.

“Cuando hay una meta clara y un compromiso del equipo, los resultados llegan. Febrero comenzó con una gran noticia para los proyectos de petróleo de Tecpetrol en Neuquén. Pusimos en marcha la ampliación de la planta de Los Bastos y superamos los 1.000 metros cúbicos diarios de producción de petróleo gracias al desarrollo de shale oil en Puesto Parada”, sostuvo Martín Bengochea.

En su cuenta de LinkedIn, el vicepresidente de Tecpetrol para la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta ponderó el esfuerzo que realizó la compañía para seguir explotando el shale.

“Durante 2024, trabajamos intensamente en las nuevas facilidades y en la perforación y terminación de nuevos pozos con objetivo en Vaca Muerta. Cada fase presentó retos únicos que requirieron ajustes, aprendizajes y, sobre todo, un esfuerzo colectivo que siempre estuvo a la altura”, subrayó.

“Fue clave la colaboración entre los diversos sectores involucrados para poder llegar al objetivo en tiempos desafiantes”, agregó.

“Este proceso demostró nuestra capacidad de hacer que las cosas sucedan, siempre con calidad, innovación y buscando la mejora continua en seguridad. Estoy orgulloso del profesionalismo y la pasión de toda la gente que formó parte de este logro. Sin dudas, eso marca la diferencia y nos inspira a seguir adelante con más fuerza”, destacó Bengochea.

La apuesta de Tecpetrol

Cerca de Senillosa, en la región sur de la Cuenca Neuquina, se encuentra Los Bastos, un área de petróleo que Tecpetrol viene operando de forma ininterrumpida desde hace más de 30 años.

En esa zona se asienta Puesto Parada, el primer yacimiento de shale oil en desarrollo de la compañía del Grupo Techint, que busca incrementar el volumen de petróleo producido en la cuenca.

Tecpetrol buscará replicar todo el know how de los últimos años en Fortín de Piedra para desarrollar el nuevo yacimiento. Para eso fue necesaria la incorporación de equipos, recursos materiales y recursos humanos: el salto para la zona es cualitativo y también cuantitativo.

En el marco de la AOG Patagonia 2024, Ricardo Markous, CEO de la empresa, brindó detalles sobre las proyecciones para la producción de petróleo en Vaca Muerta.

La compañía busca llegar a los 30 mil barriles por día en los próximos años de la mano de sus proyectos. “Los Toldos II Oeste es un proyecto interesante. Si decidimos avanzar, podemos llegar a producir 35.000 barriles por día en 2026, y eventualmente podríamos alcanzar los 70.000 barriles”, afirmó Markous.

Además, en Puesto Parada, Tecpetrol está invirtiendo para aumentar la producción a 6.000 barriles diarios para fin de año, con un ambicioso plan de llegar a 100.000 barriles en los próximos cinco años.

Vaca Muerta fue la clave de un 2024 récord en materia petrolera

Durante 2024, la producción de hidrocarburos de Argentina alcanzó valores que no se registraban desde hace más de 15 años. En petróleo, el país generó 256.268.454 barriles, la mayor producción desde 2003. Por su parte, el gas alcanzó los 50.726.747 m3, la producción más alta desde 2006. Vaca Muerta como palabra clave del éxito.

La producción de petróleo del 2024, en promedio, fue de 717,1 miles de barriles diarios, lo que significa un crecimiento de un 11% interanual. En particular, en el mes de diciembre se generaron 765,6 barriles diarios, 11,5% más con respecto al mes anterior.

Por su parte, en el gas, la producción del último mes de 2024 fue de 124,4 MMm3/día, lo que significó un incremento de 9% con respecto a diciembre de 2023.

El impacto de Vaca Muerta

Muchos de estos datos se explican por el creciente desarrollo del no convencional en el país. De hecho, la producción de Vaca Muerta representó 54,9% de toda la producción de petróleo y 50,1% del gas a nivel nacional. En diciembre, sólo en Vaca Muerta se produjeron 446,9 miles de barriles diarios de crudo, lo que significó un crecimiento interanual de 26,9%.

Según los últimos datos proporcionados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales, este volumen representa un incremento del 1,87% en comparación con noviembre de 2024, y un notable aumento del 22,56% respecto al mismo mes del año anterior, diciembre de 2023. Además, la producción acumulada durante el año 2024 fue un 24,03% superior a la registrada en el mismo período de 2023.

El crecimiento sostenido de la producción petrolera de Neuquén se debe en gran medida al desempeño destacado de varios de sus yacimientos más relevantes. Entre los que impulsaron este aumento se encuentran Bandurria Sur, con 4.695 barriles diarios; Aguada del Chañar, que aportó 1.950 bbl/d; Loma La Lata – Sierra Barrosa, con 1.375 bbl/d; y Fortín de Piedra, que contribuyó con 1.326 bbl/d. Estos campos, junto con otros en la región, siguen siendo fundamentales para el crecimiento de la producción de hidrocarburos en la provincia.

Cómo le fue a gas

En cuanto al gas, diciembre de 2024 cerró con una producción de 82,24 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d). Si bien se observó una leve caída del 1,74% en relación con noviembre de 2024, la comparación interanual muestra un significativo aumento del 13,36%. De este modo, la producción acumulada de gas durante el 2024 también superó en un 11,2% la registrada en 2023.

La disminución en la producción mensual se debió principalmente a una reducción de la demanda, que afectó a campos como Rincón del Mangrullo, con una baja de 2,55 MMm³/d, y Sierra Chata, con 0,88 MMm³/d menos. A pesar de este ajuste temporal, el gas sigue siendo un recurso clave para la provincia, con perspectivas de crecimiento a largo plazo.

Uno de los aspectos más destacados de los resultados de diciembre es que la producción no convencional continúa siendo la principal fuente de extracción en Neuquén. El petróleo no convencional representó el 95,25% de la producción total de la provincia, mientras que el 87,57% de la producción de gas provino de este tipo de yacimientos.

La empresa estadounidense CB&I construirá los tanques del Vaca Muerta Sur

La empresa estadounidense CB&I fue seleccionada para llevar adelante un contrato clave en el marco del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que contempla la construcción de un moderno oleoducto y una terminal de exportación en Punta Colorada, ubicada en Río Negro.

La firma se encargará de las fases de ingeniería, adquisición, fabricación y construcción (EPC) de una infraestructura de almacenamiento que tendrá una capacidad total de 630.000 metros cúbicos (equivalentes a 4 millones de barriles de petróleo) en la costa rionegrina.

“Vaca Muerta representa una de las mayores reservas de petróleo y gas no convencionales a nivel global. Este proyecto estratégico fortalecerá las exportaciones de crudo de nuestro país hacia diversos mercados”, destacó CB&I en un comunicado oficial.

Detalles del proyecto

El oleoducto Vaca Muerta Sur tendrá una extensión de 437 kilómetros, conectando la formación de Vaca Muerta con una terminal de exportación en Punta Colorada. Este emprendimiento está siendo liderado por VMOS, una empresa de carácter estratégico bajo la gestión de YPF.

Además, cuenta con la participación de Pan American Energy, Vista Energy, Pluspetrol y Pampa Energía como socios iniciales.

Desde la etapa FEED (diseño y planificación inicial), CB&I ha trabajado en la optimización de costos y tiempos del proyecto, garantizando eficiencia y resultados alineados con los objetivos planteados.

Declaraciones oficiales

Mark Butts, CEO de CB&I, expresó: “Estamos orgullosos de ser parte de un proyecto tan significativo para la infraestructura de exportación de Argentina. Nuestro compromiso con la seguridad, la calidad y la excelencia en la ejecución de proyectos nos permite ofrecer soluciones de almacenamiento de clase mundial”.

Asimismo, Butts reafirmó el compromiso de la empresa con YPF y los accionistas involucrados en VMOS, destacando la importancia de trabajar en colaboración para lograr los objetivos comunes.

Sobre CB&I

Con más de 130 años de experiencia, CB&I se ha consolidado como líder mundial en diseño, fabricación e instalación de tanques de almacenamiento y terminales. Con sede en The Woodlands, Texas, la empresa también desarrolla una amplia gama de estructuras industriales, garantizando soluciones innovadoras y sostenibles para sus clientes en todo el mundo.