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Shale oil

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.

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.

Los cuatro factores para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta

El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, destacó el rol clave de Vaca Muerta en la transformación energética y económica de la Argentina, señalando que la roca madre es una oportunidad única para el país.

“Vaca Muerta es un game changer para la Argentina: son reservas de gas para 150 años y de petróleo para más de 75 años. Es el momento de explotarlas antes de que llegue plenamente la transición energética”, afirmó Markous en el marco del 23° Seminario ProPymes.

Según Markous, en 2024 la producción de petróleo no convencional en Argentina alcanzó los 410.000 barriles diarios, representando más del 55% de la producción total de 750.000 barriles diarios. Asimismo, proyectó que, para 2030, la producción nacional de petróleo superará el millón y medio de barriles diarios, en gran parte gracias a Vaca Muerta.

En cuanto al gas, el 70% de la producción actual proviene del shale gas y del tight gas. Markous anticipó que el desarrollo de proyectos de gas natural licuado (GNL) podría llevar la producción a 230 millones de metros cúbicos diarios, posicionando a Argentina como un jugador clave en el mercado global.

Impacto en la balanza comercial

Asimismo, el directivo destacó la mejora sustancial en la balanza comercial energética del país. Entre 2011 y 2022, Argentina acumuló un déficit de 92.000 millones de dólares en importación de energía. Sin embargo, en 2024 se logró un superávit de 5.000 millones de dólares, con perspectivas de alcanzar los 8.000 millones en 2025.

Para 2030, las proyecciones indican un superávit de 24.000 millones de dólares, gracias a exportaciones energéticas que podrían rondar los 30.000 millones de dólares anuales.

Desafíos y oportunidades

El CEO de Tecpetrol identificó varios factores clave para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y alcanzar estas metas:

  • Infraestructura: La ampliación de oleoductos, como el sistema Oldelval, y gasoductos, como el recientemente inaugurado Gasoducto Perito Moreno, son esenciales para superar cuellos de botella.
  • Inversión: Se requieren aproximadamente 19.000 millones de dólares anuales en perforación, fractura, infraestructura y otros proyectos relacionados.
  • Educación y mano de obra: Markous subrayó la importancia de capacitar a técnicos y trabajadores locales a través de programas como “Genera”, que busca mejorar las habilidades de estudiantes y docentes en Neuquén.
  • Estabilidad macroeconómica: Para atraer inversión extranjera, es crucial eliminar restricciones cambiarias y garantizar reglas claras, como las establecidas en la Ley de Hidrocarburos.

“Estos elementos son esenciales para acelerar el desarrollo y consolidar a la Argentina como un líder en el mercado global de energía”, indicó Markous.

Fortín de Piedra es la nave insignia de Tecpetrol.

El desarrollo de Vaca Muerta

Markous destacó el éxito del proyecto Fortín de Piedra, que alcanzó un récord de producción de 24 millones de metros cúbicos de gas diarios durante el invierno. Este proyecto involucró a más de 1.000 pymes, un modelo que Tecpetrol busca replicar en nuevos desarrollos como Los Toldos II Este.

El proyecto Los Toldos II Este, que representa una inversión total de 2.000 millones de dólares, permitirá alcanzar una producción inicial de 35.000 barriles diarios, con el objetivo de escalar a 70.000 barriles. “Este tipo de proyectos no solo generan empleo directo e indirecto, sino que también fortalecen la cadena de valor nacional”, afirmó.

Según Markous, Argentina ha logrado estándares de eficiencia similares a los de Estados Unidos en perforación y terminación de pozos. “Pasamos de perforar pozos en 40 días a hacerlo en 19, e incluso en 16. En fracturas, de 4 diarias subimos a entre 7 y 10”, explicó.

Además, el CEO de Tecpetrol destacó el potencial de la Argentina para convertirse en un actor destacado en el mercado global de energía. “Con inversión, educación y estabilidad macroeconómica, podemos competir a nivel mundial y transformar a la Argentina en un exportador neto de energía”, aseguró.

Siete compañías construirán el oleoducto Vaca Muerta Sur

YPF avanza en el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur, la obra de la industria con la que Argentina se colocará como un jugador líder en la exportación de crudo regional y que generará exportaciones por 21.000 millones de dólares al año.

Para eso la semana pasada se presentó al RIGI y la próxima se conocerán los nombres de los ganadores de la licitación de la construcción de los dos tramos que componen el ducto.

El objetivo es que en el tercer cuatrimestre del 2026 el proyecto esté listo para empezar a operar. Arrancará con 180.000 barriles y para el primer cuatrimestre del 2027 va a estar al nivel de los 390.000 barriles.

La obra requiere una inversión de 2.500 millones de dólares que con los intereses se convertirán en unos 3.000 millones totales. Este monto la ubica en la inversión privada más grande en lo que va del siglo y recién será desplazada cuando se concrete el proyecto de la planta de LNG.

Los tramos

El oleoducto Vaca Muerta Sur, o proyecto VMOS, será realizará en dos tramos, uno largo en el que hay dos empresas compitiendo por ganar y otro corto en el que es factible el ingreso de jugadores mpas pequeños. Los nombres de los que ganen la licitación se conocerá la semana próxima.

Los caños es un tema resuelto, la licitación la ganó Tenaris. Se trata de caños de 30 pulgadas lo que lo convertirá en el oleoducto más grande de la Argentina.

“El proyecto VMOS ya se presentó al Régimen de Incentivos para grandes inversiones (RIGI) y se convirtió en el primer proyecto de la industria de O&G. Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”, indicó a la prensa Horacio Marín, CEO de YPF.

El ingreso al RIGI le permitirá financiar en un 70% la obra. Se estima que los 2.000 millones que se financiarán será en su mayoría en la plaza internacional y en unos 500 millones de dólares en el local.

Los dueños del oleoducto

Los “dueños” de la obra serán YPF y Pluspetrol en forma mayoritaria junto con Vista, PAE, Pampa, Chevron, y Shell.

Ya se creó la SPV a la que, luego de negociados los contratos definitivos, adhiere el resto de los socios

“Con el trabajo que hicimos desde que llegamos, ahorramos unos 500 millones de dólares y bajamos los plazos de construcción del proyecto”, indicó Marín aunque se estima que el retraso de las decisiones implica una pérdida de 20 y 40 millones de dólares por día.

El desembolso más fuerte deberá hacerse entre el año próximo y el 2026.

“El proyecto VMOS convertirá a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportará divisas y trabajo al país”, aseguró Marín y agregó que “la magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la Cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”.

Se proyecta que la cuenca neuquina puede producir 1,5 millón de barriles al año.

Se trata de un proyecto novedoso desde su constitución ya que hasta ahora la industria estaba acostumbrada a trabajar de forma individual mientras que con esta obra lo harán en forma conjunta, esto les garantiza una tarifa competitiva e igual para todos los socios.

La obra se extiende desde Loma Campana a Allen en su primer tramo, unos 130 kilómetros con un Capex de 200 millones de dólares y el segundo tramo que se se inicia en Allen hasta el puerto de aguas profundas de Punta Colorada, un tramo de 440 Km con un CAPEX de 2.500 millones de dólares. La cabezara de Allen va a ser un hub hacia los dos tramos.

Además, se producirá un abaratamiento del flete que pasará a ser de entre dos o tres dólares por barril.

YPF es el principal exportador de petróleo de Argentina

A partir de la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, la puesta en marcha de obras de infraestructura de transporte y la consolidación de las ventas a Chile, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de petróleo de Argentina.

Desde junio 2024, la compañía encabeza el ranking de envíos de crudo al exterior. Según los resultados presentados, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el tercer trimestre, promediando los 40.000 barriles día, lo que representa un crecimiento del 37% respecto al segundo trimestre y un 111% respecto al período anterior.

El volumen exportado por YPF representa un 15% de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período.

El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha el Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó un 36% su producción interanual neta en el tercer trimestre.

En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman Estados Unidos y Holanda como destinos, en este caso vía transporte marítimo.

El crecimiento de YPF de la mano del shale

En el tercer trimestre de 2024, YPF registró un fuerte incremento del 36% en la producción de petróleo en Vaca Muerta en comparación con el mismo período del año anterior.

Esta expansión posicionó la producción de shale en un promedio de 126 mil barriles por día, lo que representa un 49% de la producción total de petróleo de la compañía.

Además, implica un aumento de 11% con respecto al trimestre anterior refuerza el ritmo de crecimiento sostenido de esta fuente de hidrocarburos, consolidándose como uno de los pilares clave en la estrategia de la petrolera.

Para respaldar este crecimiento, YPF realizó inversiones por 1353 millones de dólares, de los cuales más del 70% se destinaron a actividades en el segmento upstream, principalmente a perforación y workover en áreas no convencionales como Vaca Muerta.

La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.

Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Sur.

Quiénes son los dueños del crudo de Vaca Muerta

El tiempo del shale oil ya llegó. Comenzó la cuenta regresiva para que las obras de infraestructura brinden un alivio a la producción de Vaca Muerta. Las empresas anuncian grandes planes y los indicadores solo muestran crecimiento de cara a lo que viene.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, destacó que, en septiembre, la producción total nacional de petróleo fue de 747 mil barriles por día (kbbl/día), lo que implica un crecimiento del 3% con respecto a agosto y un aumento interanual del 14,5%. Asimismo, el shale tiene una participación del 56%.

En el detalle de producción total nacional se establece que la producción convencional alcanzó los 328 kbbl/día, lo que implica una caída interanual del 5,6%. En tanto, la producción no convencional fue de 419 kbbl/día, lo que significa un crecimiento interanual del 37,3%.

En cuanto al desarrollo de infraestructura, el número de pozos completados en septiembre alcanzó los 55, superando el promedio mensual de 47 pozos terminados en lo que va de 2024. Además, se pusieron en producción 41 nuevos pozos en septiembre, superando el promedio de 28 pozos nuevos por mes. Este crecimiento refleja el continuo interés y las inversiones en la exploración y explotación de shale oil en la región.

El despegue del shale oil

La producción de petróleo en Vaca Muerta sigue en ascenso, impulsada por un grupo de áreas y empresas líderes que dominan el sector. En septiembre de 2024, el 69% de la producción total de shale oil provino de las cinco áreas principales: Loma Campana, La Calera, Bajada del Palo, La Amarga Chica y Bandurria Sur.

Loma Campana lidera con una producción de 87 kbbl/día, seguida de cerca por La Amarga Chica con 68 kbbl/día. Otras áreas relevantes incluyen Bajada del Palo (Oeste y Este) con 62 kbbl/día, Bandurria Sur con 53 kbbl/día y La Calera con 21 kbbl/día.

Los líderes de la producción

Los principales operadores han mostrado un desempeño sólido en los últimos meses, con algunas variaciones en el crecimiento interanual y mensual. YPF mantiene el liderazgo en producción de petróleo total con 360,6 kbbl/día, mostrando un crecimiento mensual del 2,5% y un aumento del 13,1% en comparación con el año anterior.

En el ámbito específico de shale oil, YPF también ocupa el primer lugar, con una producción de 228,1 kbbl/día, lo que representa un incremento mensual del 2,7% y un aumento interanual notable del 28,6%.

Otros operadores clave en la producción de shale oil incluyen a Pan American Energy (PAE), que alcanzó una producción total de 107,3 kbbl/día, lo que representa un crecimiento del 2,8% en comparación con agosto y un incremento interanual del 4,8%. En el ámbito específico del shale oil, PAE registró 23 kbbl/día, con un aumento mensual del 8,6% y un crecimiento interanual del 34,7%.

El papel de Vaca Muerta

Vista, por su parte, tuvo un desempeño destacado con una producción total de 67,9 kbbl/día, lo que implica un aumento mensual del 12,2% y un incremento interanual del 47,7%. En shale oil, la empresa registró una producción de 67,8 kbbl/día, mostrando un crecimiento del 12,3% respecto al mes anterior y del 49,9% en comparación con el año pasado.

Shell alcanzó una producción total de 33,1 kbbl/día, aunque experimentó una leve baja del 0,6% en comparación con agosto. Sin embargo, su producción total en shale oil creció un 23,6% en términos interanuales.

Asimismo, Pluspetrol registró una producción total de 41,3 kbbl/día, con un crecimiento mensual del 5,8% y un aumento interanual del 35,4%. En shale oil, la empresa alcanzó los 21,3 kbbl/día, reflejando un aumento mensual del 12,5% y un significativo crecimiento interanual del 153,4%, lo que la posiciona como la compañía con el mayor incremento interanual en esta categoría.