NOVEDADES

Shale

Capex sumó un nuevo bloque para seguir explorando el potencial rionegrino de Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro abrió este viernes los sobres de la licitación para la exploración del área Cinco Saltos Norte, recibiendo una oferta económica de 6,85 millones de dólares de parte de Capex. El bloque 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.

El acto de apertura se realizó en Cipolletti y fue encabezado por la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, marcando un nuevo hito en el desarrollo hidrocarburífero en Río Negro. Este proceso es resultado de la iniciativa privada presentada por Capex, que busca potenciar la productividad no convencional en el territorio rionegrino.

“La oferta económica supera nuestras expectativas mínimas. Este es un paso importante para seguir posicionando a Río Negro en la exploración de Vaca Muerta”, destacó la secretaria de Hidrocarburos provincial, Mariela Moya.

Según explicó, el siguiente paso será el análisis administrativo de la documentación, seguido de la evaluación técnica del plan de inversiones. “Esperamos adjudicar el área por tres años a la empresa tras cumplir con estos procedimientos”, agregó.

“Seguimos apostando a que la formación Vaca Muerta tenga productividad dentro del territorio rionegrino, y teniendo empresas que apuestan a ese desarrollo, a la exploración y al desarrollo futuro, podemos tener los resultados que estamos esperando”, aseveró la funcionaria rionegrina.

La misión de Capex

Por su parte, Jorge Buciak, representante de Capex, resaltó el compromiso de la compañía con el desarrollo energético de Río Negro donde opera Loma Negra, La Yesera y Puestos Zúñiga

“El principal objetivo es mantener la inversión en los yacimientos convencionales junto con la inversión en los yacimientos no convencionales. Tratar de mantener ese equilibrio en los planes de inversión”, explicó.

“En primera instancia se planea avanzar con de 2700 metros de profundidad con una rama horizontal de 1500 metros y después probar productividades y en base a eso armar un plan de desarrollo”, consideró.

La perforación está prevista para el segundo año del plan, con la expectativa de evaluar todo el potencial de la formación Vaca Muerta en esta área. “Visualizamos 2026 como el año en que podríamos estar listos para iniciar la perforación definitiva”, aseguró Buciak.

Vista emitió obtuvo US$ 600 millones en su primer bono internacional

Vista Energy, uno de los principales actores en el sector energético, anunció la emisión de obligaciones negociables (instrumentos de deuda) por un monto de 600 millones de dólares estadounidenses. Esta emisión será realizada por su filial principal, Vista Energy Argentina S.A.U., y estará regulada por la ley de Nueva York, en Estados Unidos.

Se espera que el cierre formal de esta operación ocurra el próximo 10 de diciembre de 2024. El objetivo de esta iniciativa es fortalecer la posición financiera de la compañía y financiar proyectos estratégicos en el sector energético, apuntalando el crecimiento sostenido de Vista Energy.

¿Qué significa esto? La emisión de obligaciones negociables es una forma en que las empresas obtienen financiamiento. En este caso, la compañía liderada por Miguel Galuccio emitirá bonos a inversionistas internacionales que, a cambio de su dinero, recibirán pagos de intereses anuales del 7.625%.

El dinero prestado deberá devolverse en tres cuotas de capital que se pagarán en los años 9, 10 y 11 después de la emisión, lo que le da a la empresa un plazo extenso para utilizar los recursos en proyectos que generen valor.

Esta operación forma parte de un programa global aprobado por los accionistas de la compañía en 2019, diseñado para permitir a Vista Energy acceder a mercados internacionales y diversificar sus fuentes de financiamiento.

El lugar de la emisión de los bonos

Vista realizó esta operación bajo la Regla 144A y la Regulación S de la Ley de Valores de 1933 de los Estados Unidos, que permite que estos bonos sean ofrecidos tanto en el mercado estadounidense como en otros mercados internacionales.

Esta emisión representa un paso estratégico para la empresa. Al emitir deuda en mercados internacionales, Vista refuerza su capacidad de financiar proyectos importantes y sigue consolidando su posición como un actor relevante en el sector energético de América Latina.

Otro dato para tener en cuenta es que las condiciones de financiamiento obtenidas reflejan la confianza que los inversionistas internacionales tienen en la compañía.

Advertencia

Asimismo, Vista enfatizó que sus proyecciones hacia el futuro están sujetas a incertidumbres. Aunque la empresa está optimista respecto a los resultados de esta emisión y su impacto positivo, factores externos como las condiciones económicas globales o fluctuaciones en los precios de la energía podrían influir en los resultados.

Los interesados pueden obtener más detalles sobre esta operación y otros temas financieros relacionados en el sitio web oficial de la empresa: www.vistaenergy.com

El horizonte de Vista

Hay que recordar que la compañía informó que proyecta invertir más de 1.100 millones de dólares en 2025 para conectar 60 nuevos pozos y alcanzar una producción total de 100.000 mil barriles equivalentes diarios (boe/d) en Vaca Muerta. Además, pronostica un EBITDA Proyectado de 1.650 millones de dólares, un crecimiento interanual superior al 40%.

La actualización de los objetivos fue impulsada por tres hitos significativos que ocurrieron durante 2024. En primer lugar, la empresa se encamina a lograr una producción promedio de 85.000 boe/d en el cuarto trimestre del año gracias al aumento de la actividad en Vaca Muerta. Esto representará un aumento de más del 50% en comparación con el mismo periodo del año anterior.

Además, la compañía aseguró una capacidad de transporte de crudo de 124.000 barriles de petróleo diarios para finales de 2025. Y finalmente, incorporó un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura lo que le otorga capacidad para seguir creciendo en el próximo año. La compañía informó además que, a partir de los nuevos objetivos, se está delineando un nuevo plan a largo plazo que será presentado el año próximo.

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.

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.

Schlumberger se une a Capex y Trafigura para perforar cuatro pozos en Agua del Cajón

Capex S.A. oficializó 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.

Según lo informado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), el acuerdo establece que Schlumberger asumirá el 19% de los costos de capital necesarios para perforar y completar los pozos, asegurándose el derecho a recibir un porcentaje equivalente de la producción resultante durante un período de 12 años.

Además, la compañía tiene la opción de participar en la perforación de hasta ocho pozos adicionales durante los próximos 30 meses, ampliando así su participación en el proyecto.

Los contratos complementarios incluyen un Asset Management Agreement, que define la participación accionaria de las empresas involucradas: Capex S.A. lidera con un 51%, Trafigura Argentina S.A. aporta el 30% y Schlumberger Argentina S.A. suma el 19%.

También se han formalizado acuerdos de Unión Transitoria de Empresas (UTE) para optimizar la operación, definir regalías y garantizar el acceso a los pozos.

El impacto de Agua del Cajón

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.

Tal como informó eolomedia, Capsa – Capex informó que en febrero de este año  se avanzó en la terminación del PAD de 4 pozos horizontales de entre 2.500 y 2.850 metros (PAD-1050) en Agua del Cajón. “A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, los pozos se encuentran en la etapa de limpieza post estimulación”, comunicó la empresa.

“La completación concluyó el 15 de enero. Esta etapa implicaba la realización de fracturas en el PAD ADC-1050. Realizamos un total de 174 operaciones de estimulación, con un promedio de 44 fracturas por pozo. Este éxito fue posible gracias al diseño, coordinación y ejecución liderados por el sector de Ingeniería Comahue, y con el acompañamiento de áreas clave de toda la compañía”, agregó la compañía en cuenta de Linkedin.

“Es importante destacar que este logro se alcanzó en condiciones desafiantes, buscando opciones que permitieran superar barreras y generar acuerdos con proveedores que hicieran factible este proyecto. De esta manera redujimos significativamente los tiempos de operación y costos asociados. Todos los equipos involucrados de la Compañía han trabajado para garantizar la disponibilidad de recursos y la excelencia en todas las fases del proyecto”, subrayó.

En materia de hidrocarburos, la empresa de capitales nacionales destacó que continuará llevando a cabo el plan de perforación y reparación previsto para el presente ejercicio en las distintas áreas convencionales y no convencionales (Vaca Muerta) en las que opera.

El camino para exportar 700 mil barriles de petróleo

Vaca Muerta se encuentra en el centro de una ambiciosa transformación energética en Argentina. Gracias a los avances en infraestructura de transporte y exportación, liderados por el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y otras iniciativas en curso, el país se posiciona como un actor relevante en los mercados internacionales de petróleo. La misión de exportar 700 mil barriles.

Los proyectos de infraestructura en marcha buscan resolver los desafíos históricos de evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina hacia los principales centros de refinación y exportación.

La meta de los 700 mil barriles

El primer tramo del VMOS implica un oleoducto de 128 km con capacidad para evacuar 157 mil barriles diarios (kbbl/día), cuya construcción ya presenta un avance del 58% y estará operativo en marzo de 2025.

Mientras que el segundo tramo conectará Allen con Punta Colorada mediante un oleoducto de 437 km, ampliando la capacidad de exportación a 390 kbbl/día para 2026.

Asimismo, las terminales de Exportación Punta Colorada estarán diseñadas para operar con buques de gran calado y permitirán exportar hasta 700 kbbl/día, asegurando una presencia sólida en los mercados internacionales.

Los otros proyectos que ayudarán a terminar con los cuellos de botella en Vaca Muerta serán la red incluye oleoductos estratégicos como Oldelval y sistemas de conexión con las refinerías de Luján de Cuyo, Plaza Huincul y La Plata, que consolidan el abastecimiento interno y externo.

YPF avanza con el oleoducto Vaca Muerta Sur

Impacto Progresivo

La capacidad de evacuación de crudo de Vaca Muerta experimentará un crecimiento exponencial en los próximos años, pasando de los actuales 510 kbbl/día a cerca de 1,5 millones de kbbl/día para 2028. Este incremento responde a la expansión de las redes de transporte y a la incorporación de infraestructura exclusiva para la exportación.

En 2026 se prevé alcanzar una capacidad de 750 kbbl/día, gracias a la puesta en marcha del primer tramo del VMOS y la ampliación del sistema Oldelval.

En 2028 se estima que las exportaciones representarán un incremento de 700 kbbl/día, con un aporte clave de los nuevos oleoductos.

Inversiones Estratégicas

Los proyectos en curso implican una inversión total de más de 2.700 millones de dólares, lo que generará beneficios directos para la economía nacional y regional. Estas iniciativas no solo fortalecerán el sector energético, sino que también impulsarán la creación de empleos, dinamizarán las economías locales y potenciarán la capacidad exportadora de Argentina.

El avance del VMOS y otras obras estratégicas posicionan a Vaca Muerta como un pilar clave del desarrollo energético argentino. Con una infraestructura diseñada para satisfacer tanto la demanda interna como los mercados internacionales, Argentina busca convertirse en un actor relevante en la transición global hacia fuentes de energía más diversificadas.

Neuquén superó los 447 mil barriles en octubre

Neuquén continúa fortaleciendo su posición como la mayor provincia productora de hidrocarburos del país, impulsada por el crecimiento sostenido de los yacimientos de Vaca Muerta. En octubre, la provincia alcanzó un nuevo récord histórico en la producción de petróleo, con 447.460 barriles diarios. Esta cifra representa un incremento del 0,13% respecto a septiembre y un notable aumento del 26,35% en comparación con el mismo mes de 2023.

De acuerdo con datos recientes del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, este crecimiento se debe al destacado desempeño de áreas clave como Bajada del Palo Oeste, Coirón Amargo Suroeste, Lindero Atravesado, La Amarga Chica y Loma La Lata – Sierra Barrosa, que impulsaron la producción durante octubre.

En términos acumulados, entre enero y octubre de 2024, la producción de petróleo fue un 24,15% superior a la registrada en el mismo periodo de 2023, consolidando aún más el liderazgo de la provincia en esta área.

Por otro lado, la producción de gas experimentó una disminución mensual en octubre, alcanzando los 88,05 millones de metros cúbicos diarios, un 15,1% menos que en septiembre. Esta caída se atribuye a la menor demanda estacional domiciliaria debido al aumento de las temperaturas. Sin embargo, en comparación interanual, la producción de gas mostró un crecimiento del 10,09% en octubre y un aumento acumulado del 11,88% entre enero y octubre, en relación con el mismo periodo de 2023.

El descenso mensual se relaciona con la menor actividad en áreas clave como Fortín de Piedra, El Mangrullo, El Orejano, Loma La Lata – Sierra Barrosa y La Calera, reflejo de la reducción en la demanda.

Cabe destacar que gran parte de la producción de Neuquén proviene de los yacimientos de Vaca Muerta, relegando a los campos maduros a un rol secundario. En el caso del petróleo, el 94,54% de la producción corresponde a extracción no convencional, mientras que en el gas esta modalidad representa el 87,12% del total. Estos datos refuerzan el papel central de Vaca Muerta en el desarrollo energético de Argentina.

El sendero de YPF para ser la empresa más eficiente del mundo en el no convencional

El Día del Petróleo será el momento perfecto para que YPF inaugure el Real Time Intelligence Center. El 13 de diciembre se conocerá como fueron las reformas que se encararon en el piso 26 de la torre de la compañía en Puerto Madero.

“Es una cosa impresionante, es prácticamente un piso. No se va más a los pozos, se hace Real Time Intelligence Center. Vimos que en Starlink teníamos 300 Mbps en cualquier lado, levantamos directo los pozos, metimos tecnología a lo bestia, y con la tecnología sacamos 60 variables en perforación, 50 o 40 en fractura, y la gente trabaja dando las órdenes técnicas desde la torre”, subrayó Horacio Marín.

El presidente y CEO de YPF describió que los ingenieros trabajarán 12 horas, con un gran salario y generarán una revolución en el shale. “La gente va a trabajar 12 horas y van a tener 14 horas de descanso. Vamos a hacer una revolución. Es un modelo muy parecido a ExxonMobil, que en un año bajó a la mitad los tiempos de perforación. Nosotros vamos a ser los más eficientes, no de la República Argentina, del mundo en no convencionales”, ponderó.

El horizonte de YPF

“Los objetivos siempre tienen que ser altos”, aseveró el directivo y subrayó que “lo importante es siempre ir para adelante, nunca quedarnos con cosas simples. Esto tiene que ser continuo”.

Marín también sostuvo que la compañía tiene estándares para cada tarea y que esos estándares cambian cada tres meses. “Tenemos que sentir que estamos continuamente mejorando”, afirmó.

Otro de los puntos que señaló el directivo es el Toyota Well, que consta en implementar el modelo de trabajo de la empresa japonesa en los pozos de Vaca Muerta.

“Ya estamos trabajando y estamos pensando que vamos a bajar el working capital en más de mil millones de dólares. Vamos a bajar los ciclos de perforación, vamos a ser más eficientes, vamos a bajar los costos y vamos a hacer contratos de largo plazo con todos los proveedores. Vamos a trabajar como se trabaja con proveedores, con compromiso de productividad y vamos a compartir la ganancia entre los proveedores e YPF. No vamos a ser imbatibles, vamos a tener todo en real time”, consideró Marín.

Qué empresas y qué caminos se tomarán para llevar el shale gas a Brasil

El Memorándum de Entendimiento (MoU) que firmaron Argentina y Brasil puede abrir una nueva etapa en la región. El acuerdo, enfocado en el gas de Vaca Muerta, busca fortalecer la cooperación regional y satisfacer la creciente demanda de energía del gigante latinoamericano, con beneficios económicos significativos para ambas naciones.

El MoU tiene como objetivo principal facilitar la exportación de gas natural desde Argentina hacia Brasil en el menor tiempo y con los costos más bajos posibles. Para ello, se estableció un grupo de trabajo bilateral que estudiará rutas logísticas y la infraestructura necesaria para concretar esta operación estratégica.

El acuerdo se extenderá por 18 meses, con opción de prórroga, y el foco estará puesto en la integración energética, optimización de recursos y reducción de costos.

Las vías que conectarán a Brasil

En la infografía que divulgó el Ministerio de Minas y Energía de Brasil estableció que el grupo de trabajo está analizando varias opciones para transportar el shale gas:

  •     Vía Bolivia: Adaptación del Gasbol, con inversión en infraestructura.
  •     Vía Paraguay: Construcción de un gasoducto a través del Chaco paraguayo.
  •     Conexión directa a Río Grande do Sul: Utilizando Uruguayana como punto clave.
  •     Por Uruguay: Interconexión con el sur de Brasil.
  •     Gas Natural Licuado (GNL): Como alternativa complementaria.

Proyecciones

Tal como se informó, el acuerdo incluye metas claras de importación en tres horizontes de tiempo: para el 2025, Argentina exportará 2 millones de m3/día; en los próximos tres años serán 10 millones de m³/día; y de cara al 2030 se exportarán 30 millones de m3/día.

Este acuerdo no solo fortalecerá la seguridad energética de Brasil, sino que también impulsará su economía. Según estimaciones de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), los beneficios incluyen inversiones totales por 94,6 mil millones de reales; la creación de 436 mil nuevos puestos de trabajo directos e indirectos; incremento del PIB de 79 mil millones de reales en los próximos años; y recaudación federal adicional por 9,3 mil millones de reales.

Además, esta iniciativa permitirá a Brasil avanzar en su proceso de reindustrialización, priorizando sectores clave como fertilizantes, petroquímica y cerámica.

Una fuente estratégica

El gas importado provendrá de Vaca Muerta, con un costo en origen de solo 2 dólares por millón de BTU. Una vez en Brasil, el costo estimado será de 7 dólares a 8 dólares por millón de BTU, un precio competitivo frente a otras fuentes de energía.

Empresas como TotalEnergies, Pluspetrol y Pan American Energy están involucradas en el desarrollo de esta operación, garantizando su viabilidad técnica y económica.

Con una demanda diaria de entre 70 y 100 millones de m3 de gas natural, la entrada de gas argentino permitirá diversificar las fuentes de suministro y reducir la dependencia de mercados internacionales más caros.

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.