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Puerto Rosales impulsa a Oiltanking: Moody’s elevó la calificación de la compañía

Moody’s Local Argentina asignó una calificación de largo plazo en moneda extranjera de AA.ar con perspectiva estable a las Obligaciones Negociables (ON) Serie IV Clase 1 y Clase 2 de Oiltanking EBYTEM SA. Además, se mantienen las calificaciones previas de emisor en moneda local y extranjera en AA.ar con perspectiva estable.

La sólida posición financiera y operativa de Oiltanking se apoya en la generación de fondos estable y adecuada liquidez; el rol estratégico en el Puerto Rosales, donde circula más del 60% del petróleo crudo del país; y el respaldo de accionistas clave: YPF S.A. (30%) y Oiltanking GmbH (70%).

Además, la compañía se encuentra en pleno desarrollo de un ambicioso plan de expansión en Puerto Rosales, con una inversión estimada de 580 millones de dólares para construir un muelle y seis tanques de almacenamiento. Este proyecto incrementará significativamente la capacidad operativa de la terminal.

Las proyecciones para Oiltanking

Aunque en 2024 el EBITDA fue afectado por incidentes operativos y aumentos en costos, Moody’s anticipa una recuperación robusta. Se espera que el EBITDA alcance los 90 millones de dólares en 2025 y 120 millones de dólares para 2026-2027, con márgenes de hasta el 60%. Adicionalmente, el endeudamiento proyectado se reducirá a 1,5x EBITDA para 2026, tras la culminación del proyecto de expansión.

La compañía enfrenta riesgos relacionados con los incidentes ambientales recientes, como los reportados en las monoboyas Punta Ancla y Punta Cigüeña; presión inflacionaria y cambiaria, que impacta la rentabilidad en dólares; y ejecución del plan de expansión, cuyo éxito es clave para mantener y mejorar su calificación crediticia.

Condiciones

Las nuevas Obligaciones Negociables Serie IV tendrán un valor nominal de hasta 64 millones de dólares, con tasas de interés fijas a licitar. La Clase 1 tendrá un plazo de 36 meses, mientras que la Clase 2 será a 60 meses. Los fondos recaudados se destinarán íntegramente al proyecto de expansión en Puerto Rosales.

  •     Mejoras: Cumplir los tiempos y presupuestos de expansión, reducir el endeudamiento a menos de 2,0x EBITDA y establecer mecanismos de ajuste de tarifas para mitigar riesgos regulatorios.
  •     Deterioros: Retrasos en la expansión, aumento del endeudamiento por encima de 4,0x EBITDA o cambios contractuales adversos.

Capsa invertirá 200 millones de dólares de inversión en Chubut

El panorama se comienza a despejar para el convencional. Capsa anunció que invertirá 200 millones de dólares en Chubut para este año y mantendrá el mismo nivel de actividad con respecto al 2024.

Esto significa que los dos perforadores, tres workover y dos pulling continuarán activos en Diadema Argentina, Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste, que son las áreas que opera la compañía en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“La verdad que ha sido para nosotros una buena noticia enterarnos de que hemos podido mantener el presupuesto casi similar al de 2024. Sería lo mismo en 2025 y con un poco más de Producción, donde serían casi 200 los millones de dólares que pondría Capex en todas las áreas que tiene hoy acá”, sostuvo Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

“Estamos hablando de una continuidad de todos los compañeros, así que eso nos da una tranquilidad, porque hemos aguantado muchas presiones en los últimos tiempos, con la parada de los perforadores, aunque Capsa no tenía un presupuesto”, consideró el dirigente gremial en diálogo con La Voz del Sindicato.

Asimismo, Ávila ponderó la decisión de la operadora de seguir apostando al convencional. “Vuelve a poner el hombro por la ciudad y a decir que nosotros vamos a seguir en el convencional en Comodoro Rivadavia, y eso para nosotros es una buena noticia”, afirmó.

Capsa también apuesta al shale

Hay que recordar que la compañía se quedó con el área Cinco Saltos Norte, que buscará seguir explorando el potencial rionegrino en el no convencional.

La propuesta incluye un plan de exploración de tres años enfocado en Vaca Muerta, con trabajos de reprocesamiento de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio con una rama horizontal.

Además, la empresa oficializó en noviembre un acuerdo estratégico con Schlumberger Argentina S.A. y Trafigura Argentina S.A. para el desarrollo de cuatro pozos en el bloque Agua del Cajón. Este proyecto forma parte del Asset Technical Collaboration Agreement, firmado en julio de 2023, y representa un paso significativo en la explotación de hidrocarburos no convencionales en la región.

Agua del Cajón es considerado un bloque clave dentro de Vaca Muerta por su potencial en hidrocarburos no convencionales como tight gas y shale gas. Este proyecto representa una oportunidad para explorar su capacidad productiva, lo que podría fortalecer aún más el rol de Vaca Muerta como uno de los reservorios más importantes de Argentina.

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.

Quiénes concentran el 70% del fracking de Vaca Muerta

Vaca Muerta cerró un 2024 a puro hito. La roca madre fue a contramano de los indicadores económicos y rompió todos sus récords. Uno de los ejemplos fueron las etapas de fracturas. La actividad estuvo muy cerca de cumplir con las proyecciones que hicieron los especialistas: se esperaban 18 mil punciones y se completaron 17796 fracturas.

Estos números se lograron gracias al musculo y eficiencia que fueron ganando las compañías de servicio a lo largo de los años en la roca madre. Al analizar el informe del country manager de la firma NCS Multistage, Luciano Fucello, se establecen los desempeños de las compañías a lo largo del año pasado.

El primer dato es que cinco empresas se abocaron al fracking en Vaca Muerta: Halliburton, SLB, Calfrac, Weatherford y Tenaris donde las dos primeras concentraron el 71% de las operaciones.

En el detalle de los datos se establece que los trabajadores de mameluco rojo fueron responsables del 43% de las operaciones (7733). Mientras que los trabajadores de overol azul completaron el 28% de las punciones (4962). Asimismo, Tenaris realizó el 10% (1910) de las etapas de fractura, Calfrac el 10% (1716) y Weatherford el 9% (1463).

Otro dato que se desprende la actividad es que San Antonio realizó 132 etapas de fractura en la roca madre en el segmento tight y todas fueron solicitadas por YPF.

Vaca Muerta, la joya que brilla

Al analizar empresa por empresa se establece que Halliburton fue la compañía que atendió la demanda de cinco operadoras: YPF, Shell, Capex, Pampa Energía y Chevron. La primera fue quien concentró el grueso de la actividad con 5726, la empresa anglo-holandesa fue la segunda más demandante de fracturas con 681, Chevron quedó en tercer lugar con 385 operaciones y Pampa Energía solicitó 250 fracturas. En tanto, Capex requirió 102 punciones.

SLB respondió al llamado de tres operadoras. YPF volvió a ser quien encabezó las tareas con 2774 operaciones, Vista solicitó con 2098 etapas de fracturas y Phoenix requirió 90 punciones.

La tercera compañía más solicitada fue Tenaris. La compañía respondió a la demanda de su hermana del Grupo Techint, Phoenix y TotalEnergies. Tecpetrol pidió 1182 fracturas, Phoenix 383 punciones y TotalEnergies solicitó 345 etapas de fractura.

Además, Calfrac cubrió la demanda de dos compañías: Vista y Pan American Energy (PAE). Los trabajadores de mameluco verde completaron 1418 operaciones para PAE y 298 fracturas para la compañía que lidera Miguel Galuccio.

El cierre del registro del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros demuestra que Weatherford cumplió tareas para YPF y Pluspetrol. La empresa de mayoría estatal solicitó 220 punciones mientras que Pluspetrol requirió 1243 etapas de fractura.

Vaca Muerta cerró el 2024 con 18 mil fracturas

El 2024 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.

Estas cifras cumplieron con las proyecciones que se hicieron en octubre de 2023 cuando se estimaba que la formación de la Cuenca Neuquina estaría cerca de las 18 mil etapas de fractura.

El trabajo del también presidente de la Fundación Contactos Energéticos muestra que 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 1494 operaciones y diciembre se realizaron 1227 etapas.

Los números mejoran para el 2025. Según lo proyectado se espera un incremento del 37% respecto a 2024, alcanzando un total estimado de 24 mil etapas de fractura.

Un mes en baja

Si bien el cierre del año permitió cerrar el año a todo festejo, solo 6 empresas exhibieron actividad en Vaca Muerta. En total se realizaron 1227 etapas de fractura en el último mes del año lo que implicó una bajada del 21% con respecto a noviembre. Además, se estableció que octubre fue el mes “más flojo” con respecto a la actividad en la roca madre.

En lo que respecta a las operadoras, YPF sigue liderando la actividad siendo la responsable del casi el 60% de las punciones en la roca madre. La empresa de mayoría estatal completó 711 punciones en diciembre.

Dos pesos pesados quedaron igualados en la cantidad de fracturas. Tecpetrol y Pan American Energy (PAE) completaron 162 punciones cada una.

Otra firma que se anotó en diciembre fue Phoenix Global Resources (PGR) con 100 etapas de fractura. El cierre estuvo a cargo de Pluspetrol que realizó 83 punciones y Vista que solo hizo 9 fracturas en diciembre.

Oldelval llenó el oleoducto del Proyecto Duplicar y se acerca a su puesta en marcha

Oldelval, compañía líder en el segmento de midstream en Argentina, alcanzó un nuevo hito en su proyecto emblema: Duplicar. La empresa completó el llenado de los 525 kilómetros con crudo en el tramo que va desde su estación de bombeo ubicada en Allen, Río Negro, hasta Puerto Rosales, en Buenos Aires.

Este nuevo logro, que se suma a los anteriores, como los cruces dirigidos del río Colorado (Rio Negro) y de Arroyo Parejas en Puerto Rosales (Buenos Aires)y la culminación de la etapa de soldadura del ducto, deja al Proyecto Duplicar muy cerca de su puesta en marcha.

El proyecto de Oldelval

La carga total del ducto se vivió como un día histórico para Oldelval y sus colaboradores, que celebraron este avance que marca un antes y un después en su trayectoria profesional. Además, porque representa el esfuerzo, la dedicación y el trabajo en equipo, valores que trazaron el desarrollo de la obra del Proyecto Duplicar desde su inicio.

La carga del ducto se enmarca en el plan de puesta en marcha escalonada del proyecto Duplicar. Desde el inicio del llenado en septiembre de este año, el equipo de Oldelval trabajó de forma consistente en las cinco etapas de este proceso. Cada fase requirió de la colaboración y el compromiso de todos los involucrados: la coordinación con los cargadores, la Secretaría de Energía de la Nación y el equipo de la Terminal de Oiltanking fueron actores fundamentales para alcanzar este importante objetivo.

El llenado es un paso necesario para poner en servicio el sistema de oleoductos y realizar su puesta en marcha definitiva. Para completar esta tarea fundamental, se necesitaron 170.000 m³ de crudo, suministrados por los cargadores que ingresan al sistema de oleoductos.

“El año que viene será un año bisagra. Para la Cuenca neuquina y para la industria en general porque una vez finalizada la obra del Proyecto Duplicar en marzo, los operadores, o sea nuestros clientes, podrán producir todo lo que se propongan. Sin restricciones”, remarcó Ricardo Hösel, CEO de Oldelval.

Duplicar

El Proyecto Duplicar tiene como objetivo aumentar de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de Vaca Muerta. Con la obra en marcha, Oldelval pasará de transportar 36.000 m3/día de crudo a 86.000 m3/día, es decir, 50.000 m3/día barriles de petróleo adicionales por día.

Con Duplicar en funcionamiento, se podrán exportar 310.000 barriles por día, otorgar previsión a las compañías productoras, y generar ingresos significativos para el país.

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 apunta al doble: más pozos, optimización y nueva infraestructura

Vaca Muerta está en plena transformación. Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén, proyecta un crecimiento significativo en la actividad, impulsado por un aumento en la cantidad de pozos perforados y la implementación de nuevos modelos de trabajo e infraestructura.

“Hoy, 2024, vamos a terminar por arriba de los 400 pozos perforados y entendemos que la capacidad de producción de la cuenca, más los ductos de evacuación que se están formando, van a demandar un crecimiento. Es posible que terminemos rápidamente en los próximos años en 800 pozos por año”, declaró Medele.

Sin embargo, el funcionario aclaró que este salto no puede abordarse de manera lineal. “No podemos crecer con el doble de recursos o el doble de gente trabajando. Tenemos que buscar modelos de optimización”, enfatizó.

Hacia la optimización de procesos

El Gobierno de Neuquén implementó un plan de normalización de los flujos de trabajo, en colaboración con el Instituto de Regulación y Gestión. “Revisamos el flujo de permisología para coordinar que las empresas nos pidan los distintos permisos de actividad de la misma manera. Normalizar y coordinar estos pedidos ya es un logro significativo”, explicó Medele.

En paralelo, la provincia avanzó en la implementación de una nueva ley y su reglamentación, que redefinen el marco para las concesiones no convencionales (CENCH). Este cambio, según el ministro, brinda mayor claridad a las empresas sobre el tratamiento de las concesiones, especialmente en temas relacionados con autorizaciones de transporte y habilitaciones de procesamiento.

Vaca Muerta y las exportaciones

Otro pilar destacado por Medele es la posibilidad de celebrar contratos de exportación en firme, un avance que considera crucial para fomentar las inversiones a largo plazo. “Una empresa que no puede vender su producto de forma constante enfrenta grandes dificultades para invertir. Ahora, con la posibilidad de contratos en firme de largo plazo, creemos que el cambio es sustancial”, afirmó.

El nuevo marco reglamentario otorga a la Secretaría de Energía un plazo de 30 días para aprobar los contratos, tras lo cual, de no pronunciarse, estos quedarán firmes. Aunque aún quedan puntos por reglamentar, Medele destacó que este avance impacta directamente en la actividad upstream, ya que brinda estabilidad a las inversiones en perforación y completación de pozos.

Un pilar para el futuro

En línea con las demandas del gobernador, Neuquén también ha enfocado sus esfuerzos en la planificación de infraestructura clave para el desarrollo hidrocarburífero. “Las regalías de recursos no renovables deben generar flujos que, una vez agotado el recurso, permitan sustentar la provincia con nuevos desarrollos”, explicó Medele.

La propuesta de la provincia incluye una colaboración con las operadoras para que la inversión en infraestructura acompañe el crecimiento de la actividad. En las mesas de trabajo de Vaca Muerta, se definieron prioridades en áreas como redes eléctricas, gasíferas, hidráulicas y viales. Estos proyectos están en marcha y apuntan a un plan integral que podría comenzar a implementarse en 2025.

“Rutas, redes eléctricas, generación de energía, todo lo que soporte la actividad de la industria es clave. Este es el enfoque con el que trabajamos junto a las operadoras”, subrayó el ministro.

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.

YPF encara una nueva misión exploratoria en Palermo Aike

YPF continuará explorando el potencial de Palermo Aike. La empresa de mayoría estatal anuncio que realizará un relevamiento sísmico 3D en las áreas La Azucena y El Campamento Este. Las tareas comenzarán a partir del 15 de diciembre y se extenderá por 3 meses.

Se prevé que los trabajos se desarrollen en etapas y abarcarquen una superficie de 1.012 km2. Las tareas demandarán la generación de aproximadamente 110 puestos de empleo durante los tres meses que dure el proyecto.

El plan de trabajo fue presentado por los directivos de YPF, Fabián Domínguez (Exploración Sur), Lucas Arioni (adquisición técnica) e Ignacio Alonso (Asuntos Externos), al gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal y al ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez.

El compromiso de YPF

Estos trabajos fueron comprometidos en octubre de 2023, a través del otorgamiento de dos permisos de exploración no convencional en las áreas mencionadas, como parte del plan de expansión de la actividad hidrocarburífera en Santa Cruz.

“Con este avance, vemos que se sustancia esta pieza clave que es Palermo Aike para el futuro energético de Santa Cruz. Este proyecto nos permite ampliar nuestra matriz productiva, generar empleo genuino, poniendo a nuestra provincia como protagonista en el mapa del desarrollo de hidrocarburos no convencionales”, aseveró Vidal.

Palermo Aike es considerada una de las áreas con mayor potencial para la producción de hidrocarburos no convencionales en la Cuenca Austral. Su desarrollo representa una oportunidad única para fortalecer el perfil energético de la provincia y ampliar la matriz productiva.

A la espera de los resultados

La hermana menor de Vaca Muerta es la gran esperanza de Santa Cruz. Las autoridades coinciden que la formación no convencional puede sumar otro polo productivo para el país y comenzar una nueva etapa para la actividad hidrocarburífera en la Cuenca Austral.

“Santa Cruz comienza una nueva etapa en la producción hidrocarburífera”. Así lo sostuvieron autoridades del Gobierno del Santa Cruz durante la AOG Patagonia 2024, y en relación con el potencial que representan los primeros resultados de la exploración.

Juan Carlos Morales, secretario de Estado de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minería, y Oscar Vera, presidente de Fomicruz S.E., destacaron que “creemos que Santa Cruz comienza una nueva etapa en la producción hidrocarburífera, con todo el potencial que representa Palermo Aike”.

En ese sentido, los funcionarios coincidieron que “los resultados alentadores que estamos registrando en la Formación Palermo Aike, generan optimismo en el sector, lo que de confirmarse permitirá la creación de puestos de trabajo y reactivará la economía local y regional, representando un panorama muy alentador para el futuro de Santa Cruz”.

Asimismo, Morales y Vera destacaron que “estamos viendo el impacto económico y productivo de Vaca Muerta, y creemos que, junto a la inversión del sector privado, la fuerza de los trabajadores santacruceños, y la producción e industrialización de nuestros recursos naturales, tenemos los ejes necesarios de esta nueva Santa Cruz”.