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Las empresas que más invierten en Vaca Muerta

Vaca Muerta es un imán para las inversiones. La formación concentró el 75% del total de la inyección de capitales en el upstream en 2024 y las empresas que se preparan para seguir mostrando parte de su potencial en 2025.

Según el informe elaborado por Aleph Energy en base a información de la Secretaría de Energía de la Nación, se invirtieron aproximadamente 11.400 millones de dólares de inversión en el upstream en 2024. Esto implicó que el 75% de las inversiones que realizaron las empresas estuvieron vinculadas al petróleo donde el 80% estuvieron vinculadas a la Cuenca Neuquina.

Además, se destaca que 467 mil millones de dólares estuvieron vinculados a la exploración de los cuales 306 mil millones de dólares estuvieron vinculados a los proyectos offshore.

El no convencional como marca registrada

El informe de la consultora que comanda Daniel Dreizzen destaca que la provincia de Neuquén concentraría el 76% del total de las inversiones de upstream y allí se puede ver el desempeño de cada compañía en el no convencional.

Como suele suceder, YPF es quien lidera todos los indicadores en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal invirtió 4.406 millones de dólares para sus proyectos shale.

La compañía anunció la adquisición de los bloques La Angostura Sur I y II, Narambuena y Aguada de la Arena y se prepara para seguir avanzando en el desarrollo del petróleo y gas de la formación no convencional.

En segundo lugar se posicionó Pan American Energy (PAE). La empresa invirtió 1.600 millones de dólares para seguir explotando sus tanques de shale oil y shale gas en Vaca Muerta.

El podio fue completado por Vista Energy. La compañía liderada por Miguel Galuccio inyectó 945 millones de dólares para continuar siendo uno de los jugadores de peso en el shale oil.

Muy cerca se posicionó Pluspetrol. La empresa de capitales nacionales se prepara para dar el gran salto en Vaca Muerta tras adquirir los activos de ExxonMobil. En 2024 invirtió 881 millones de dólares.

Vista continúa bajando sus emisiones en Vaca Muerta.

El papel de las supermajors

La primera supermajors que figura en el informe es TotalEnergies. La firma francesa quiere seguir siendo el principal productor de gas del país y en 2024 invirtió 580 millones de dólares.

Tecpetrol es otro jugador de peso en Vaca Muerta. La firma del Grupo Techint que tiene la nave insignia del shale gas invirtió 523 millones de dólares y se prepara para acelerar en el shale oil.

Otro player internacional es Shell. La empresa anglo-holandesa invirtió 491 millones de dólares en el desarrollo del shale oil y buscará seguir marcando el camino en los proyectos vinculados al no convencional.

Chevron también es determinante en el no convencional. La operadora estadounidense invirtió 319 millones de dólares en Vaca Muerta.

Las empresas que buscan el shale

Pampa Energía anunció que este 2025 estará marcado por el desarrollo de la ventana petrolera de Vaca Muerta. Rincón de Aranda será su brújula durante este año. En 2024 invirtió 239 millones de dólares.

Un jugador que sigue creciendo en el shale es Capsa. La compañía que logró hacer eficiente sus proyectos en Chubut invirtió 211 millones de dólares en 2024.

Pese a que puso el cartel de venta de sus activos en Vaca Muerta, Equinor invirtió 190 millones de dólares en 2024.

Por su parte, Phoenix Global Resources sigue con sus proyectos en la lengua rionegrina de Vaca Muerta e invirtió 175 millones de dólares.

Cierra el registro Aconcagua Energía. La firma de capitales nacionales invirtió 46 millones de dólares en proyectos shale. Se espera que este año avance en la exploración de la lengua mendocina de la formación no convencional.

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.

Shell apuesta al proyecto Crux para seguir dominando el mercado del GNL

Shell obtuvo la aprobación ambiental para su plan de instalación y puesta en marcha en frío del campo de gas Crux. La autorización proviene de la Autoridad Nacional de Seguridad y Gestión Ambiental del Petróleo Offshore (NOPSEMA), lo que marca un paso clave en el desarrollo del proyecto ubicado en la Cuenca Browse, a 190 km de la costa noroeste de Australia.

El proyecto Crux, aprobado en mayo de 2022, está ubicado en aguas comunes en la Cuenca Browse, a unos 620 km al noreste de Broome. Con una profundidad de aproximadamente 165 metros, el desarrollo es liderado por Shell en asociación con SGH Energy. La primera autorización ambiental se otorgó en 2020 con la aprobación del Proyecto Offshore Crux (OPP).

El desarrollo de Crux

La reciente aprobación ambiental del 5 de marzo de 2025 permite a Shell avanzar con la instalación de la infraestructura del proyecto, que incluirá el gasoducto de exportación, subestructuras y plataformas, así como actividades de puesta en marcha en frío. Estas actividades se llevarán a cabo en la licencia de producción AC/L10 y en las licencias de gasoductos WA-33-PL y AC/PL1.

El cronograma prevé que los trabajos comiencen en 2025 y se extiendan hasta la segunda mitad de 2027. La duración del proyecto dependerá de la disponibilidad de embarcaciones, eficiencia operativa y condiciones climáticas. Se espera que las actividades se desarrollen en varias fases, con trabajos de instalación y puesta en marcha que duren aproximadamente tres años.

La infraestructura incluirá una plataforma operada de manera remota desde Prelude y conectada mediante un gasoducto de exportación de 160 km. Se perforarán inicialmente cinco pozos, y la plataforma permitirá la transferencia de gas hacia la planta flotante Prelude FLNG para su procesamiento y licuefacción.

 

 

Impacto y perspectivas del proyecto

El gas extraído del yacimiento Crux servirá como fuente de gas de relleno para la instalación Prelude FLNG. Se estima que la capacidad de suministro alcanzará los 550 millones de pies cúbicos estándares de gas por día. Este suministro contribuirá significativamente a la producción de gas natural licuado (GNL) en la región.

Además, Shell implementará un plan de inspección, mantenimiento y reparación (IMR) para la infraestructura instalada. Aunque se ha diseñado para minimizar la necesidad de intervenciones, factores como interacciones de terceros o ciclones severos podrían requerir mantenimiento adicional. Durante el periodo de preservación, que durará aproximadamente dos años, se garantizará la integridad de la infraestructura antes de la producción a gran escala.

Los trabajos incluyen la instalación del gasoducto de exportación en un período estimado de cinco meses, la instalación de la conexión flexible y el umbilical en seis semanas, y la instalación de la subestructura de Crux en un período de tres meses. Además, la instalación de las plataformas tomará aproximadamente seis meses, mientras que las modificaciones en Prelude y las actividades de conexión y puesta en marcha en frío se extenderán por cerca de dos años.

La clave de Shell

Cada una de estas actividades se ejecutará las 24 horas del día, los siete días de la semana, considerando los requerimientos operacionales y de seguridad. Shell destaca que la planificación del proyecto ha considerado todos los escenarios posibles para garantizar su viabilidad en cualquier época del año.

Como parte de su estrategia de optimización operativa, Shell ha adoptado software basado en la nube para la gestión de datos y activos en proyectos como Crux. Este enfoque busca mejorar la eficiencia en la administración de infraestructuras complejas y asegurar un desempeño óptimo a largo plazo.

El gasoducto y las modificaciones en Prelude permitirán iniciar la producción en 2027, consolidando a Shell como un actor clave en la industria del gas natural licuado en Australia y fortaleciendo su presencia en el mercado energético global

Las proyecciones que alientan al GNL en Vaca Muerta

El GNL es la gran apuesta de la industria hidrocarburífera para monetizar a gran escala las reservas de Vaca Muerta. Las dudas para desarrollar los proyectos están puestas en los costos logísticos, la demanda y el marco geopolítico que azotan al mundo.

Sin embargo, el informe Escenarios de Seguridad Energética 2025, que lleva a cabo Shell, da una bocanada de aire fresco para las propuestas que están en carpeta para el shale argentino.

Según el documento, se prevé que, para 2030, la demanda de GNL se verá impulsada por el creciente consumo en Europa para compensar la pérdida de suministro de gas por gasoducto ruso y garantizar un almacenamiento de gas suficiente para las temporadas de calefacción invernal, así como por el aumento de la demanda en las economías asiáticas, para sustituir parte de la generación de electricidad con carbón y utilizar más gas en la producción industrial.

La oferta, por otro lado, también crecerá, especialmente después de 2027, gracias a los nuevos proyectos de expansión en el segundo mayor exportador de GNL del mundo, Qatar, y a los nuevos proyectos que se pondrán en marcha en el mayor exportador del mundo, Estados Unidos.

GNL en tres escenarios

En los tres escenarios que plantea el informe de Shell, el GNL registra un crecimiento significativo a corto plazo, impulsado por los proyectos en curso en Qatar y Estados Unidos, hasta alcanzar unos 550 millones de toneladas anuales (mtpa) a finales de la década.

“La divergencia entre los escenarios está en función de los plazos de los proyectos hasta 2030 aproximadamente, pero después de esa fecha, los escenarios divergen significativamente a medida que se afianzan los diferentes impulsores de los escenarios”, afirma el documento.

Los tres escenarios se denominan Surge, Archipelagos y Horizon y reflejan distintas hipótesis económicas, geopolíticas y de transición energética para el futuro próximo y a largo plazo.

YPF creó una empresa subsidiaria para impulsar el GNL.

En el escenario Surge, Shell parte de la base de que las tecnologías de IA arraigarán y conducirán a un periodo de mayor crecimiento económico y a un aumento de la demanda de energía en todo el mundo.

El escenario Archipiélagos supone que la mentalidad de seguridad que es muy visible hoy en día se afianza en todo el mundo, prevaleciendo el interés propio nacional. En este escenario, Shell espera que el sentimiento global pase de la gestión de las emisiones a la seguridad de los recursos, las fronteras y el comercio.

Por último, el escenario Horizon supone que el mundo alcance cero emisiones netas de CO2 en 2050 y que la temperatura media mundial aumente por debajo de 1,5 grados centígrados en 2100.

La oferta

La mayor parte del suministro adicional procedería de nuevos proyectos en Norteamérica, algunos de los cuales implicarán la producción de nuevos yacimientos y nuevas instalaciones de GNL. La cuota de mercado del GNL en la demanda global de gas se situaría en torno al 25% en 2050, frente al 14% en 2024, según Shell.

La mayor atención prestada a la seguridad energética en el escenario Archipiélagos tendrá como efecto neto un mercado de GNL bien equilibrado y estable a lo largo de la década de 2030, que se estabilizará en torno a los 600 mpta.

En Horizonte, el escenario neto cero, la demanda mundial de gas tendría que empezar a disminuir esta década para llegar a cero neto en 2050. Esto empezaría a afectar al GNL, con una demanda máxima a principios de la década de 2030. El resultado sería que las infraestructuras existentes funcionarían con tasas de utilización bajas, ya que la demanda disminuiría más rápidamente que la tasa de declive natural de los activos.

La evolución económica y política mundial real y la demanda de combustibles fósiles, incluido el GNL, se situarán sin duda en algún punto entre estos escenarios. En la actualidad, el mundo parece acercarse más al modelo de los archipiélagos, en el que la seguridad energética y comercial ocupa el primer lugar en la mente de los compradores.

Las operadoras que aumentaron su actividad en Vaca Muerta

Vaca Muerta está en pleno despegue. Los actores de la industria ultiman detalles para que la nave encienda sus motores y ascienda a toda velocidad. El 2024 fue el caso testigo de cómo la maquinaria del no convencional comienza a acelerar con vistas al futuro.

Durante el año pasado, la producción alcanzó valores históricos. El shale no solo compensó la caída de los bloques convencionales, sino que impulsó a la actividad nacional a valores que no se veían durante décadas. Un buen parámetro para medir la actividad son las etapas de fractura.

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 sobre el fracking ya que se estimaba que la formación de la Cuenca Neuquina estaría cerca de las 18 mil etapas de fractura.

Dos años claves en Vaca Muerta

El 2023 y 2024 serán considerados como años clave para el desarrollo del no convencional argentino. Vaca Muerta alcanzó cifras que rompió cualquier libro de datos. Pero ¿quién lideró el crecimiento del fracking en 2024 en la Cuenca Neuquina?

El informe del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros muestra que Vista Energy fue la compañía que más creció en el 2024. La empresa que lidera Miguel Galuccio aumentó su actividad en un 67% ya que pasó de 1433 punciones en 2023 a 2396 fracturas en 2024.

Muy cerca se ubicó Pluspetrol. La compañía, que adquirió los activos de ExxonMobil en Argentina, le sigue los pasos de cerca a Vista. En 2024 evidenció un crecimiento interanual del 65% teniendo en cuenta que en 2023 sumó 752 operaciones contra las 1243 punciones del año pasado.

Otro jugador fuerte de Vaca Muerta es Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint registró un incremento interanual del 39% pasando de 1048 fracturas en 2023 a 1453 operaciones en 2024.

Vaca Muerta es un imán para las inversiones.

El papel de YPF

La empresa de mayoría estatal es quien lidera el fracking de Vaca Muerta. YPF es quien encabeza los trabajos en la roca madre teniendo en cuenta que concentra el 49% de las etapas de fractura en el no convencional.

Más allá de los números avasallantes, la compañía quedó en cuarto lugar de las operadoras que más crecieron en el shale neuquino. Según los datos analizados por eolomedia, YPF registró un crecimiento del 29% ya que en 2023 realizó 6776 punciones y en 2024 totalizó 8720 operaciones.

También hay que destacar el desempeño de Chevron. La operadora estadounidense estableció un sólido crecimiento del 21% teniendo en cuenta que en 2023 contabilizó 317 punciones y en 2024 registró 385 fracturas.

Leve crecimiento y en rojo

Otro punto para destacar es que en 2024 hubo tres compañías que crecieron por debajo del 10%. Ellas son: Pan American Energy (PAE), Phoenix y Capex.

En el caso de PAE incrementó su actividad en un 5% al pasar de 1352 fracturas en 2023 a 1418 punciones en 2024. Mientras que Phoenix subió sus operaciones en un 4% debido a que en 2023 registró 453 fracturas a 473 operaciones en 2024.

El cierre estuvo a cargo de Capex. La compañía de fondos nacionales contabilizó un incremento del 2% pasando de 100 punciones en 2023 a 102 fracturas en 2024.

Los números en verde tuvieron su contra parte. Tres compañías registraron una caída en sus etapas de fractura en 2024: Pampa Energía, TotalEnergies y Shell.

Pampa sufrió un baja en sus actividades del 65% ya que en 2023 registró 723 punciones y en 2024 cayó a 250. Su par francesa también acusó un fuerte golpe en las etapas de fractura: pasó de 901 operaciones a 345 actividades en 2024, lo que significa una baja del 62%.

Mientras que la compañía anglo-holandesa contabilizó una baja del 24% ya que contabilizó 892 punciones en 2023, pero en 2024 bajó a 681 operaciones.

Además, hay que destacar que en 2023 se registraron 11 operadoras solicitaron etapas de fractura en Vaca Muerta mientras que 2024 se sumó un player, que fue ExxonMobil. La compañía estadounidense totalizó 318 punciones durante el año pasado.

Chevron y Shell enfrentan desafíos en exploración en Namibia

Las expectativas de la exploración petrolera en Namibia recibieron un duro revés. Chevron anunció que no encontró reservas comerciales de hidrocarburos en el pozo Kapana 1X, ubicado en la cuenca del Orange dentro del bloque PEL90.

A pesar de la mala noticia, la compañía estadounidense destacó que los datos obtenidos aportan valiosa información sobre el área, lo que impulsa sus planes de seguir explorando en el país africano.

Namibia ha emergido como un destino atractivo para las grandes petroleras en los últimos años, gracias a descubrimientos offshore de gran magnitud, considerados entre los más importantes del siglo.

Sin embargo, también ha enfrentado retrocesos. Shell, por ejemplo, reveló la semana pasada que realizará una depreciación de 400 millones de dólares tras determinar que un descubrimiento en el bloque PEL39 no era comercialmente viable debido a dificultades técnicas y geológicas. Esta decisión no disuade a la compañía de continuar explorando en la región junto a sus socios Qatar Energy y Namcor.

El Ministerio de Minas y Energía de Namibia emitió un comunicado para subrayar que estos contratiempos no afectan significativamente los planes de desarrollo petrolero del país.

Desde el descubrimiento inicial en el pozo Graff-1X en 2022, Shell ha perforado otros ocho pozos en el bloque PEL39, encontrando hidrocarburos en varios de ellos.

Aunque los parámetros subsuperficiales han presentado retos relacionados con la complejidad geológica y la calidad del yacimiento, el gobierno confía en que avances tecnológicos y estudios más detallados podrían desbloquear el potencial completo de estos recursos.

Namibia un centro de atención

Namibia también ha atraído a otras empresas internacionales, como TotalEnergies, que está avanzando con una campaña de perforación y evaluación múltiple en el bloque 2913B, parte del PEL56. La compañía planea tomar una decisión final de inversión en 2025, con el objetivo de producir el primer petróleo en 2029. Mientras tanto, Galp busca incorporar un nuevo socio al complejo Mopane, tras dos descubrimientos en los pozos Mopane-1X y Mopane-2A, realizados en 2024.

Chevron también ha fortalecido su presencia en Namibia tras adquirir un 80% de interés operativo en el bloque PEL82, situado en la cuenca del Walvis. Este bloque cuenta con más de 3,500 km² de datos sísmicos 2D y 9,500 km² de datos 3D, lo que podría proporcionar información clave para descubrimientos futuros.

Por otro lado, Woodside Energy obtuvo derechos para datos sísmicos 3D del PEL87 en 2024, continuando con la exploración en la prolífica cuenca del Orange.

Tom Alweendo, ministro de Minas y Energía de Namibia, reafirmó el compromiso del gobierno para desarrollar estos recursos energéticos y destacó que los contratiempos actuales no representan un retroceso significativo. “Hemos apenas comenzado a explorar el verdadero potencial de nuestros recursos offshore. Los descubrimientos realizados hasta ahora son solo el principio”, declaró. También enfatizó que la colaboración con socios internacionales es clave para garantizar el éxito de los proyectos energéticos en curso.

El sector petrolero de Namibia también cuenta con la participación de empresas como Rhino Resources, que junto a Azule Energy, NAMCOR y Korres Investments, está llevando a cabo perforaciones de alto impacto en el bloque PEL85. Asimismo, Petrobras busca oportunidades de asociación en la región, lo que refuerza el interés global en 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.

Qué dice el acuerdo de GNL entre YPF y Shell

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un acuerdo para el desarrollo de Argentina LNG en La Haya, Países Bajos.

El PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) implica que Shell se incorporará al proyecto. Las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA).

“Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”, afirmó el presidente de YPF.

Un acuerdo para el GNL

Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta.

“YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos”, subrayó la compañía mediante un comunicado.

El proyecto

Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados de 580km de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro, en las costas del Océano Atlántico.

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.

Pxgeo 2 comienza la exploración sísmica del proyecto offshore de Shell

Los resultados del proyecto Argerich no fueron los esperados, pero los actores de la industria coinciden que hay que tener paciencia con el offshore y continuar con la exploración en el Mar Argentino.

Shell buscará escribir un capitulo en una novela que quiere tener un final feliz. El buque Pxgeo 2 zarpó del puerto de Mar del Plata para buscar el mejor punto para perforar en los bloques CAN-107 y CAN-109.

La embarcación llegó la semana pasada a las costas de la provincia de Buenos Aires para llevar a cabo los trabajos de sísmica 3D a unos 200 kilómetros de “La Feliz”.

La experiencia de Pxgeo 2

Mar del Plata es la ciudad que los operadores petroleros han elegido como referencia logística, ya que desde allí centralizan en buena medida el aprovisionamiento de combustible, la carga de insumos técnicos y víveres y, también, punto para los recambios de tripulaciones que se dan de manera periódica.

El caso de Pxgeo 2 no será la excepción. La embarcación con bandera de Bahamas estará acompañada por otras dos embarcaciones de apoyo: una de guardia o seguimiento (escort) y otra de apoyo logístico (supply), que abastecerá de provisiones.

No es la primera vez que este buque sísmico arriba a la provincia de Buenos Aires. En marzo de este año se encargó de realizar la misma tarea en el bloque CAN-102, donde el operador es YPF.

El barco utiliza una red de sondas con hidrófonos y realiza un “disparo de aire” que permite penetrar en las capas geológicas. Con esa información, los especialistas estiman la presencia de petróleo o derivados.

Objetivo offshore

Tal como viene informando eolomedia, Shell tiene grandes expectativas con lo que pueda pasar con los bloques CAN-107 y CAN-109.

En el marco del evento por el 110° aniversario de la compañía en Argentina, el secretario de Turismo, Ambiente y Deportes de la Nación, Daniel Scioli, les entregó a los directivos la aprobación de los estudios de impacto ambiental para que pueda avanzar con la exploración en los bloques.

La autorización también fue publicada el 11 de septiembre a través de la resolución 506/2024 del Boletín Oficial. Este fue el último requisito que necesitaba la compañía para poder explorar el potencial del Mar Argentino teniendo en cuenta que en julio se realizó la audiencia pública.

El CAN 107 y el CAN 109 tienen una superficie aproximada de 8.341,35 y 7.873,93 kilómetros por lo que Shell espera adquirir datos de 15.273 km2 y para ello la exploración podrá extenderse hasta por 158 días.

Se trata, en suma, de un proyecto de similares características a los ya realizados sobre los bloques marinos CAN 100, 108, 114 y 102, aunque con la particularidad de que, a diferencia de los anteriores que promediaban los 300 kilómetros de distancia de la costa marplatense, en este caso es de menos de 200 kilómetros.