Quintana Energy consiguió financiamiento para la compra de campos maduros de YPF

Quintana Energy se aseguró un financiamiento de 30 millones de dólares por parte de Trafigura Argentina S.A. para la adquisición de campos maduros convencionales pertenecientes a YPF en el marco del Proyecto Andes.

Este préstamo se enmarca dentro de un prepago de compra de crudo y contratos estratégicos, impulsando la expansión de la demanda de gas natural en Argentina y la región.

Los fondos obtenidos serán destinados a la adquisición de campos maduros convencionales vendidos por YPF, incluyendo Estación Fernández Oro (EFO) y el clúster Mendoza Sur (que incluye las áreas El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadon amarillo, Chuhuido de la Salina S y Confluencia Sur) y al capital de trabajo necesario para la expansión del negocio.

El financiamiento otorgado por Trafigura se basa en la modalidad de pago anticipado por petróleo crudo, en virtud de un contrato comercial previo entre ambas compañías para la venta de petróleo crudo Medanito proveniente de EFO.

Este modelo de financiamiento es utilizado globalmente por Trafigura, tanto para abastecer el mercado local como para exportación. En Argentina, se ha consolidado como un mecanismo ágil y efectivo para impulsar el crecimiento de los productores y fortalecer la industria.

Este es el segundo financiamiento otorgado por Trafigura a Quintana Energy desde 2021, consolidando una alianza estratégica clave en el sector energético argentino.

La inversión de Quintana Energy

EFO es el principal campo gasífero de la provincia de Río Negro, está ubicado en Allen y posee instalaciones modernas destinadas a la extracción de tight gas. Produce unos 900 mil m³ diarios de gas y 230 m³ diarios de petróleo. Quintana Energy tuvo que renegociar la prórroga de la concesión del bloque.

A fines de diciembre, la Legislatura de Río Negro aprobó de manera unánime la extensión del área que aporta el 30% del gas y el 7% del petróleo.

Entre los compromisos asumidos por las nuevas operadoras se destacan:

  •     Plan de Inversiones y Actividad: 91.880.000 dólares en inversiones firmes y contingentes.
  •     12 perforaciones (2 en firme y 10 contingentes), 22 workover (8 en firme y 14 contingentes), a ejecutarse entre 2025- 2031
  •     Bono de Prórroga: 2.500.000 dólares a ser abonados en pesos tras la ratificación legislativa del acuerdo.
  •     Aporte al Desarrollo Social e Institucional: 500.000 dólares destinados a programas sociales.
  •     Capacitación e Investigación: de 25.000 dólares a 50.000 dólares anuales, según la producción del área.
  •     Plan de Remediación Ambiental: 100.000 dólares para atender pasivos ambientales existentes.

Los bloques convencionales que compiten con los arietes de Vaca Muerta

El 2024 significó alcanzar nuevas metas en materia hidrocarburífera. Vaca Muerta no solo impulsó la producción nacional, sino que permitió compensar el declino de los bloques convencionales. El shale posee 8 de las 10 áreas más productivas del país, pero hay dos campos de la Cuenca del Golfo San Jorge que dan lucha al potencial del no convencional.

Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por eolomedia demuestran que el bloque más productivo del país es Loma Campana. El campo explotado por YPF y que marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta en el país logró una producción de 82.348 barriles diarios (bbl/d), representando el 11,77% del total nacional.

El segundo bloque más productivo es Cerro Dragón. La mítica área operada por Pan American Energy (PAE) en Chubut logró una producción de 67.574 bbl/d, lo que equivale al 9,66% del total nacional.

El tercer puesto lo ocupa otro tanque de YPF: La Amarga Chica. El bloque estableció una producción de 65.097 bbl/d, lo que representa el 9,31% del total.

Uno de los cambios más significativos en la lista es el ascenso de Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, que se posiciona en el cuarto lugar con 49.386 bbl/d, subiendo una posición con respecto a 2023. En contraste, Bandurria Sur, operado por YPF, descendió un puesto, ubicándose en la quinta posición con 47.211 bbl/d.

Un escalón más abajo aparece otra figura del convencional. Manantiales Berh estableció una producción 23.783 bbl/d gracias a la implementación de recuperación terciaria. El proyecto ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge es un faro en la implementación de polímeros y podría marcar el camino del futuro del convencional.

Una supermajors que se anota en el Top 10 es Shell. La compañía anglo-holandesa acumuló 14.695 bbl/d en su nave insignia Cruz de Lorena.

Otro caso destacado es el La Calera, operado por Pluspetrol, que escaló 14 posiciones para ubicarse en el octavo lugar con 14.221 bbl/d.

En el noveno y décimo lugar se encuentran Lindero Atravesado (Pan American Energy) y Chachahuen Sur (YPF), con producciones de 11.940 y 11.407 bb/d, respectivamente.

YPF vendió su subsidiaria en Brasil por 2,3 millones de dólares

En un comunicado enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), YPF informó que el 31 de enero de 2025 concretó la venta del 100% de las acciones de su subsidiaria brasileña, YPF Brasil Comercio de Derivados de Petróleo Ltda., con sede en San Pablo.

Los compradores fueron las empresas brasileñas GMZ Holding Ltda. e IGP Holding Participações S/A, con la participación de Usiquímica do Brasil Ltda. como garante de la operación.

El acuerdo, que alcanza los 2,3 millones de dólares, forma parte de la estrategia de YPF de focalizar sus recursos y crecimiento en el desarrollo de Vaca Muerta.

La compañía indicó que el impacto contable de esta transacción se reflejará en los estados financieros al 31 de diciembre de 2024, en cumplimiento de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) N° 5, que regulan los activos no corrientes mantenidos para la venta.

Además, YPF otorgó a los compradores una licencia para producir y comercializar productos bajo sus marcas de lubricantes en Brasil, bajo ciertos términos y condiciones acordados. Este aspecto de la operación permitirá a la empresa de mayoría estatal mantener una presencia indirecta en el mercado brasileño, a través de sus reconocidas marcas.

El enfoque estratégico de YPF

La venta de YPF Brasil refuerza el compromiso de la compañía con su plan estratégico de potenciar su operación en Vaca Muerta, un proyecto clave para el crecimiento de la empresa y para la producción energética de Argentina. Este movimiento se alinea con la decisión de la compañía de optimizar su portafolio de activos y concentrarse en áreas de mayor rentabilidad y potencial de crecimiento.

El resultado económico definitivo de la transacción será informado una vez que se publiquen los estados financieros al cierre de 2024, tal como lo exige el Reglamento de Listado de Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (ByMA).

La operación marca un hito en la reestructuración de YPF, que busca consolidarse como un actor líder en la producción de hidrocarburos no convencionales en Argentina. La venta de su subsidiaria brasileña no solo genera recursos financieros, sino que también permite a la empresa redirigir sus esfuerzos hacia proyectos estratégicos en Vaca Muerta, lo que podría fortalecer su posición en el mercado energético regional.

El plan de YPF para exportar GNL a Asia

El presidente de YPF, Horacio Marín, compartió los avances de la compañía en su estrategia de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) tras una gira por Asia, donde se concretaron acuerdos preliminares que podrían generar ingresos millonarios para Argentina.

En diálogo con Radio Mitre, Marín analizó el interés de países vecinos por los recursos de Vaca Muerta y los desafíos para consolidar el desarrollo de la formación.

El directivo destacó que 2025 será un año clave para las ventas de GNL, enfatizando la necesidad de cerrar contratos lo antes posible para competir con Estados Unidos, el principal rival en este mercado.

“Estamos trabajando fuerte con toda la industria porque creemos que el 25 es el año clave para las ventas y teniendo en cuenta las competencias. Nuestra competencia es Estados Unidos, así que hay que cerrar los contratos lo antes posible para hacerlo una realidad”, afirmó.

La gira incluyó visitas a Japón, Corea, China e India, en conjunto con las empresas PAE y Pampa Energía, como parte de la estrategia de la “Argentina del LNG”. “El objetivo es la apertura de los mercados. Después lo que hacemos es los contratos de largo plazo y ahí ya directamente sale el proyecto”, explicó Marín.

La gira de YPF

Los resultados preliminares son prometedores ya que en Japón se abrieron posibilidades de venta por 7 millones de toneladas anuales, lo que representa unos 3.500 millones de dólares por año. Mientras que en Corea se estiman 3 millones de toneladas anuales y en China se proyectan entre 6 y 7 millones de toneladas anuales.

En tanto, con India se firmó un Memorándum de Entendimiento (MOU) con tres compañías locales, con un potencial de venta de hasta 10 millones de toneladas anuales, lo que podría traducirse en un contrato de 5.000 millones de dólares por año.

Horacio Marín sostuvo que YPF continuará con el proyecto de GNL.

“Llevado a 20 años, estamos hablando de 100.000 millones de dólares en exportaciones para YPF, para las otras compañías y para la Argentina”, resaltó Marín, quien calificó la gira como un éxito.

El pope de la empresa de mayoría estatal subrayó que Vaca Muerta es fundamental para cumplir con estos objetivos. “Vaca Muerta es el segundo campo argentino. Y ese es el objetivo que estamos teniendo y yo creo que lo vamos a lograr. Vamos por muy buen camino”, afirmó.

Además, destacó que el programa económico actual ha facilitado la apertura de mercados internacionales para los productos argentinos, tanto petróleo como gas.

Interés regional: oportunidades y desafíos

Sobre el interés de países vecinos por los recursos de Vaca Muerta, Marín explicó que, si bien existe demanda, los contratos de largo plazo son clave para el desarrollo del gas. “Para el gas, para poder desarrollarlo, se necesitan inversiones muy grandes y se necesitan compromisos de largo plazo”, señaló.

El presidente de YPF detalló que, según estimaciones, Vaca Muerta tiene reservas suficientes para abastecer tanto el mercado interno como la exportación. “La demanda de mercado interno hasta 2050 en Argentina es de 75, nos quedan 75. Este proyecto es 35, nos quedan 40. Es muy seguro el proyecto”, afirmó.

Sin embargo, el mercado regional presenta limitaciones. Chile podría absorber hasta 15 millones de metros cúbicos de gas, mientras que Bolivia no es un comprador potencial. Brasil, por su parte, depende de factores climáticos debido a su matriz hidroeléctrica, lo que lo convierte en un mercado “pseudo spot”. “Si llueve, no compra; si no llueve, compra”, explicó Marín.

A pesar de estos desafíos, Marín aseguró que YPF y otras compañías trabajarán para maximizar el recurso. “No es uno u otro, es todos”, concluyó.

PECOM es oficialmente el operador de Campamento Central – Cañadón Perdido

PECOM informó que se formalizó la cesión de la concesión del 50 % del área “Campamento Central-Cañadón Perdido” en la provincia de Chubut, luego de la aprobación formal por parte del Gobierno provincial.

De esta manera, con la incorporación realizada en octubre 2024 de “El Trébol-Escalante”, se completa la adquisición de las áreas adjudicadas a PECOM por YPF en el Proyecto Andes. La producción total de las áreas es de 10.250 bbl/día de petróleo (incluye el 100 % de Campamento Central-Cañadón Perdido).

Asimismo, se encuentran en marcha las presentaciones complementarias ante las autoridades competentes.

PECOM profundiza con esta adquisición su retorno a la actividad como operador, a través de un modelo productivo sustentado por el trabajo mancomunado con los gremios y las empresas de servicios locales, el diálogo permanente con las autoridades provinciales y municipales, el apoyo a las comunidades cercanas, y el valor agregado de su recurso diferencial: sus colaboradores.

Esta adquisición robustece el camino iniciado en octubre pasado por PECOM. “El regreso de PECOM como operador se fortalece con esta nueva etapa. Los primeros meses de gestión de El Trébol-Escalante nos permiten ser muy optimistas. Y el inicio de las operaciones en CC-CP consolida nuestra posición en la región, focalizados en poner en práctica nuestro modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”, señaló Gustavo Astie, CEO de PECOM.

En agosto de 2015 PECOM volvió al sector energético, consolidándose como uno de los principales proveedores de servicios, obras y productos para la industria de oil&gas, energía eléctrica y minería. Hoy reafirma su rol de operador.

Sobre PECOM

Tenemos más de 70 años de experiencia y junto con Molinos Rio de la Plata y Molinos Agro formamos parte del grupo de empresas pertenecientes a Pilar, Rosario y Luis Perez Companc.

Con una reconocida trayectoria en el sector energético argentino, PECOM – que emplea 8000 colaboradores- se encuentra estratégicamente posicionada para capturar y capitalizar oportunidades en áreas claves para el crecimiento y desarrollo económico de Argentina.

Estas áreas incluyen las optimizaciones en campos maduros convencionales, el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura eléctrica, y el potencial minero del país, con especial atención en el desarrollo del litio y el cobre.

YPF tendrá el 15% del proyecto de exportación de GNL de Southern Energy

YPF firmó el jueves su incorporación al proyecto para la instalación del buque de licuefacción de gas natural licuado (GNL), “Hilli Episeyo”, en la provincia de Río Negro, que le permitirá a la industria y a la Argentina dar el primer paso para posicionarse como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027.

YPF tendrá una participación del 15%en la sociedad Southern Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto, y se compromete a suministrar el 16,67% de los volúmenes de gas natural desde sus operaciones en Vaca Muerta.

“Esta firma constituye otro paso importante para impulsar Argentina LNG que lideramos desdeYPF pero que desarrollamos con todos los actores de la industria. Por eso, conformar esta alianza con PAE, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar es estratégico para concretar este proyecto que va a transformar al país en los próximos 10 años”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

A partir del ingreso de YPF, los socios deSouthern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40%), Pampa Energía (20%), YPF (15%), HarbourEnergy (15%) y Golar LNG(10%).

De la firma del acuerdo participaron Horacio Marin, presidente y CEO de YPF; Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy; Nicolás Mindlin, vicepresidente ejecutivo de Pampa Energía; y Mariano Cancelo, managing director de Harbour Energy.

YPF ingresa a un proyecto clave

El proceso para convertir a la Argentina en un país exportador de GNL se desarrollará en etapas. La instalación del “Hilli Episeyo”en 2027 constituye la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y que comprende la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados y una terminal de procesamiento (offshore/onshore) en la provincia de Río Negro.

Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de 2.900 millones de dólares durante los próximos 10 años. A lo largo de los 20 años de vida útil del proyecto, la inversión total estimada será de 7.000 millones de dólares en toda la cadena de valor. El buque de licuefacción, instalado en la provincia de Río Negro, favorecerá la creación de empleo, el desarrollo de proveedores locales, la introducción de nuevos procesos productivos y tecnológicos y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales, accediendo a nuevos destinos de exportación.

El buque de licuefacción “Hilli Episeyo” tendrá una capacidad de producción de 2,45millonesde toneladas anual es de GNL, equivalente a11,5millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.

Cuánto pagó YPF para quedarse con Sierra Chata

Tal como lo anunció a medidos de diciembre, YPF oficializó cuanto pagó para quedarse con los activos de ExxonMobil Argentina Upstream B.V., ExxonMobil Exploration and Production Gemini B.V. y QatarEnergy Argentina Holdings LLC, y el capital social de Mobil Argentina S.A. (MASA).

El convenio establece que la empresa de mayoría estatal se quede con el 54,45% de la concesión de explotación no convencional del área Sierra Chata, uno de bloques estrella del shale gas en Vaca Muerta. Asimismo, se establece que Pampa Energía seguirá siendo el operador del área.

Ahora, YPF informó a la CNV que la transacción se realizó por un monto de 327.000.000 dólares, que incluye “la compra del capital de trabajo de la sociedad y el ajuste de precio entre fecha efectiva y fecha de cierre”.

En el cierre del tercer trimestre de 2024, el CFO de Pampa Energía, Nicolás Mindlin, les comentó a los inversores la posibilidad de cambiar de socios en el bloque. “Lo importante aquí es que somos los operadores del área y continuaremos operando el área de la misma manera. Así que nuestros planes no cambian debido a los resultados de este proceso”, subrayó el directivo.

Sierra Chata, YPF y GNL

Sierra Chata es uno de los activos de gas de mayor potencial de Vaca Muerta, con una superficie total de 864 km2. En este sentido, Pampa informó que alcanzó un nuevo récord histórico de 5 millones de metros cúbicos por día en julio, sin conectar ni perforar nuevos pozos en el cierre del tercer trimestre.

Sobre el potencial de Sierra Chata, el CEO de la compañía, Gustavo Mariani, sostuvo que Pampa Energía está interesada en participar en proyectos de GNL y el área puede ser una herramienta fundamental para cumplir con ese objetivo.

“Estamos muy interesados en los proyectos de GNL que actualmente se están discutiendo en el país. Nuestro interés radica principalmente en monetizar nuestras reservas de gas seco, muy competitivas, que tenemos en Sierra Chata. Vemos que la exportación de gas natural a través de una planta de GNL es la única forma de hacerlo de manera significativa a largo plazo”, afirmó.

“Creemos que las unidades flotantes tienen más sentido que las instalaciones terrestres, principalmente por las restricciones de capital y el alto costo del capital en Argentina. Tiene más sentido alquilar o arrendar las instalaciones en lugar de tener que construirlas y poseerlas. Sin embargo, por ahora, estamos dando prioridad al proyecto de Vaca Muerta Sur, que es nuestra prioridad. El proyecto de GNL podría venir una vez que tengamos en marcha Vaca Muerta Sur”, aseguró.

Mendoza autorizó la cesión del Clúster Norte a Petróleos Sudamericanos

El Plan Andes que implementó YPF para desprenderse de sus activos convencionales sigue su marcha. Mendoza autorizó el traspaso de seis bloques del Clúster Norte a la empresa Petróleos Sudamericanos SA: Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán.

Este hito marca la segunda cesión de áreas dentro del Plan Andes de YPF, siguiendo el precedente de Llancanelo a PCR en noviembre de 2024. La iniciativa refuerza la tendencia de reestructuración del sector, en la cual grandes operadoras delegan activos convencionales a empresas especializadas con un enfoque mayor en producción y desarrollo.

“Este modelo no solo permite revitalizar campos considerados maduros o marginales, sino también aumentar la producción, atraer inversiones y generar un impacto positivo en las comunidades locales”, destacó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre.

 Los campos maduros de Mendoza

El traspaso de estas áreas refleja una tendencia creciente en la industria energética, donde grandes operadoras, como YPF, concentran sus esfuerzos en activos no convencionales, como Vaca Muerta, mientras transfieren áreas maduras a empresas especializadas.

La cesión implica la transferencia del 100% de la participación de YPF S.A. en estos activos a Petróleos Sudamericanos SA, asegurando la continuidad operativa y la implementación de nuevas estrategias de producción.

“Estas áreas representan una producción acumulada de 2.200 m³/d, lo que constituye aproximadamente 25% de la producción total de Mendoza”, señaló el director de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente, Lucas Erio.

Prórrogas y seguridad jurídica

El Gobierno de Mendoza está analizando el cumplimiento de condiciones para la prórroga de las concesiones de las áreas del Clúster Norte, cuyos vencimientos están próximos, específicamente Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán, cuyos plazos expiran entre 2026 y 2027.

Esta medida busca fortalecer la seguridad jurídica y fomentar la inversión a largo plazo en estas áreas estratégicas.

La resolución de cesión del Ministerio de Energía y Ambiente establece un plazo de cuatro meses para que las empresas formalicen la escritura pública de cesión y concluyan los trámites administrativos. Además, garantiza que tanto la cedente como la cesionaria cumplan con todas las obligaciones legales y contractuales.

Asimismo, la resolución vela por la responsabilidad ambiental, exigiendo el cumplimiento de los estándares establecidos para el saneamiento de pasivos y el abandono de pozos, y garantiza una transición ordenada y sostenible.

Especialización y crecimiento

“Casos recientes, como la cesión de Llancanelo a PCR, confirman esta estrategia, asegurando que empresas con un enfoque más específico puedan potenciar la producción y maximizar el aprovechamiento de recursos. Otro ejemplo es la presentación reciente de las empresas CGC y VenOil, cuya solicitud busca aprobar la cesión de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta”, afirmó el director de Hidrocarburos.

Esta transición no solo mantiene la estabilidad productiva sino que también representa una oportunidad para atraer nuevas inversiones, generar empleo y fortalecer la producción local. La experiencia de operadores especializados garantiza una gestión eficiente y la adopción de tecnologías avanzadas para optimizar la explotación de los recursos.

Vaca Muerta cerró el 2024 con un promedio de 34 pozos conectados por mes

De a poco se van conociendo los últimos datos del 2024 y no hay muchas sorpresas sobre el potencial de Vaca Muerta. La roca madre cerró un 2024 a puro récord y las operadoras aceitan la maquina para un 2025 a todo vapor.

La actividad cumplió con las proyecciones ya que se conectaron 405 pozos en la formación no convencional. La cantidad de perforaciones aumentó durante el año pasado de tal manera que obtuvo un promedio de 34 pozos conectados por mes, una cifra superior al promedio de 2023 que se ubicó en 20 pozos mensuales.

Los datos del informe de Economía & Energía detallan que 320 pozos tuvieron destino de petróleo y 85 fueron direccionados a gas.

Las top en el shale

YPF fue la empresa que mayor cantidad de pozos de explotación terminó durante todo el año pasado. Con un total de 196 pozos, la empresa de mayoría estatal concentró el 48% de los pozos en Vaca Muerta y terminó con un promedio de 16 pozos por mes. La distribución de pozos fue 192 direccionados en petróleo y 4 en gas.

Vista Energy fue otra operadora que se destacó en 2024. La compañía liderada por Miguel Galuccio conectó 50 pozos donde el grueso de la actividad estuvo centrado en el bloque Bajada del Palo, su nave insignia en el shale oil.

Pluspetrol ganó la pulseada y se quedó con el tercer lugar. La compañía, que prepara un 2025 a un ritmo vertiginoso tras la adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, registró 28 pozos conectados de los cuales 3 fueron de petróleo y 25 de gas. La Calera fue el bloque más explotado.

Muy cerca se posicionó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint conectó 27 pozos que se distribuyeron en 2 de petróleo y 25 de gas. Fortín de Piedra y Los Toldos II Norte permitieron que la compañía siga marcando el pulso del shale gas.

Detrás se ubicó Shell. La operadora anglo-holandesa es un player de peso en el shale oil y no desentonó con sus tres bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste. En total conectó 23 pozos en la ventana petrolera.

El atractivo de Vaca Muerta

Otros jugadores del plano internacional que siguen apostando por el shale argentino fueron Chevron y TotalEnergies. La compañía estadounidense y su par francesa engancharon 11 pozos cada una. Chevron lo hizo en la ventana petrolera mientras que Total distribuyó su actividad en 9 pozos de gas y 2 de petróleo.

La misma cantidad de pozos conectados registró Phoenix con la salvedad que todos estuvieron vinculados a la lengua rionegrina de Vaca Muerta.

Volviendo al plano nacional nos encontramos con Pampa Energía. La compañía registró 10 pozos enganchados de los cuales uno fue de petróleo y 9 de gas.

El registro es cerrado por Capex y ExxonMobil. La firma de capitales nacionales conectó 4 pozos de petróleo mientras que la estadounidense enganchó 2 pozos en la misma ventana.

YPF habría cerrado acuerdos de exportación de GNL a Asia por U$S 7.000 millones

El jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, se reunió este martes con el CEO de YPF, Horacio Marín, y dio a conocer los acuerdos firmados por la petrolera estatal con los principales países de Asia para exportar GNL por valor de 7 millones de dólares.

“Tuvimos la oportunidad de analizar los avances del auspicioso proyecto ‘Argentina LNG’. Tras su exitosa gira de más de 20 días en la que mantuvo reuniones en los principales países de Asia, YPF ha logrado cerrar acuerdos comerciales por hasta 15 millones de toneladas, lo que se traduce en más de 7 mil millones de dólares anuales para nuestro país en exportaciones de gas licuado”, remarcó Franco en un comunicado, luego de reunirse con Marín.

Asimismo, anticipó que “en las próximas semanas se anunciarán nuevos contratos de venta con compañías energéticas europeas por hasta 4 millones de toneladas adicionales. El futuro energético de Argentina es imparable”.

Hay que recordar que YPF firmó la semana pasada un Memorándum de Entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) para exportar GNL de Vaca Muerta a la India. El MOU se suscribió con las principales empresas energéticas de la India: Oil and Natural Gas Corporation (OIL), Gas Authority of India Limited (GAIL) y Oil and Natural Gas Corporation Videsh Limited (OVL).

El acuerdo contempla la exportación de hasta 10 millones de toneladas anuales de GNL, además de cooperación en litio, minerales críticos y exploración de hidrocarburos.

La misma cantidad de toneladas de GNL se acordó producir con Shell, con la firma del PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) en la ciudad de La Haya, en Países Bajos, tras la salida de Petronas del proyecto GNL de YPF.