INFRAESTRUCTURA

Acuerdo para avanzar en el mayor proyecto de infraestructura privada de las últimas décadas
Las empresas YPF, Pan American Energy (PAE), Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina se unieron para la construcción de un nuevo oleoducto que conectará Vaca Muerta con la provincia de Río Negro para duplicar las exportaciones de crudo a partir de 2027
Sofía Diamante
Los ejecutivos petroleros firmaron hoy el acuerdo para poner en marcha la construcción del oleoducto VMOS; de Izquierda a derecha: Gerald Free, gerente de Planificación y Finanzas para Latam de Chevron; Adrián Vila, gerente general de Pluspetrol Argentina; Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay; Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista; Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, y Daniel Ciaffone, vicepresidente de PAE
Las principales empresas productoras de petróleo del país firmaron hoy el acuerdo para poner en marcha la construcción de un nuevo oleoducto que conectará Vaca Muerta con la provincia de Río Negro. Se trata del proyecto de infraestructura más grande de las últimas décadas, que demandará una inversión de US$3000 millones y será financiado de manera privada. El objetivo es duplicar las exportaciones de crudo a partir de 2027.
Las empresas YPF, Pan American Energy (PAE), Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina se unieron para la construcción del ducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que definieron como “la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas”.
El 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, en Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026, cuando empiece a transportar 180.000 barriles diarios.
El oleoducto Vaca Muerta Sur se empezaría a construir este mes
A partir del segundo semestre de 2027, en tanto, el VMOS permitirá transportar hasta 550.000 barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700.000 si fuera necesario. Esto permitiría más que duplicar las actuales exportaciones petroleras, que ascienden a 193.000 barriles diarios.
“La ampliación de la capacidad de transporte de crudo desde la cuenca neuquina va a permitir elevar la capacidad de producción y exportaciones en los próximos años. En el escenario base, la producción de crudo del país alcanzaría los 1,2 millones de barriles hacia 2030. Las exportaciones, en tanto, aumentarían más de 250%: de los 193.000 barriles diarios actuales a 710.000 barriles diarios. En el escenario expansivo, la producción de petróleo crudo casi se duplica hasta llegar a los 1,4 millones de barriles diarios en 2030 y la exportación alcanza los 900.000 barriles diarios”, proyectó la consultora Economía y Energía (EyE).
A través de un comunicado, las empresas dijeron que “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 US$15.000 millones de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de US$20.000 millones”.
Las empresas YPF, PAE, Vista Energy y Pampa Energía ya comprometieron aproximadamente 275.000 barriles por día de capacidad en el nuevo oleoducto, y se ha concedido opciones a las internacionales Chevron Argentina y Shell Argentina y a la local Pluspetrol, que recientemente adquirió los activos petroleros de ExxonMobil, para comprometer hasta 230.000 barriles por día adicionales.
“Este proyecto fue el primero en presentarse para obtener los beneficios del RIGI [régimen de incentivo para grandes inversiones]. Implica una inversión de US$3000 millones, que será financiada en parte por los accionistas y, en otra parte, por financiamientos locales y/o internacionales a ser otorgados a VMOS en 2025″, dijo YPF.
La ventaja del puerto de Río Negro es que, por la profundidad de las aguas, podrán llegar los buques grandes llamados VLCC (Very Large Crude Carrier), que transportan alrededor de 2 millones de barriles. Esto hace más competitiva la exportación, ya que baja el costo del flete en un dólar, de entre US$3 y US$4 por barril, a entre US$2 y US$3. A grandes escalas, son US$2 millones de ahorro por buque, y además le abre nuevos mercados de venta a la Argentina.
El oleoducto que unirá Vaca Muerta con Río Negro permitirá aumentar las exportaciones de petróleo en casi US$20.000 millones anuales
El costo total de las obras se calculó en US$2528 millones, pero superará los US$3000 millones si se suman la tasa de interés y los soft costs, que incluyen los gastos en seguros y de project management. La mayor parte de la inversión se hará en los próximos dos años: US$1318 millones en 2025 y US$1123 millones en 2026.
La obra total se dividió en cuatro partes. Hay dos tramos de construcción de ducto, uno de 130 km, de Allen hasta Chelforó, y el otro de 320 km (son 440 km en total con caños de 30 pulgadas). Luego está la construcción de las estaciones de bombeo en Allen y en Chelforó. Todo el proyecto transcurre en la provincia de Río Negro.
Hace unos días trascendió que los dos tramos de construcción de ducto serán adjudicados a la sociedad Techint-Sacde, que le ganó la competencia a la empresa internacional Pumpco, subsidiaria de MasTec, cuyo presidente y principal accionista es el empresario cubano-americano Jorge Mas, dueño del Inter Miami. Por lo pronto, ya se encargó una primera parte de la compra de tubos a Tenaris, por un valor de US$180 millones, y construyó 130 kilómetros del oleoducto entre las localidades de Añelo, el corazón de Vaca Muerta, en Neuquén, y Allen, en Río Negro, a un costo de US$200 millones.
Alrededor de US$1800 millones de lo que cuesta el proyecto se conseguirá a través de un préstamo sindicado de bancos, mientras que el resto lo aportarán las empresas socias. Para buscar el financiamiento, la nueva empresa constituida bajo el nombre VMOS, el 9 de octubre pasado, presentará como garantía los contratos firmados de capacidad de transporte de petróleo reservado de las empresas socias.

La constitución de estos contratos venía demorada, debido a que las compañías querían ver la letra chica de los cambios realizados en la ley de Hidrocarburos original que se incorporaron en la ley de Bases, vinculados a la liberación del comercio internacional de hidrocarburos. La Secretaría de Energía finalmente reglamentó los cambios a fines de noviembre y eso aceleró la firma de contratos que se realizó hoy entre las siete principales productoras del país.

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Pluspetrol finalizó la compra de los activos de ExxonMobil
La firma estadounidense tenía seis bloques de gas y petróleo en Vaca Muerta; la operación se concretó por más de US$1700 millones
La empresa argentina Pluspetrol finalizó el proceso de compra de los activos petroleros que la estadounidense ExxonMobil tenía en la Argentina junto con QatarEnergy, firma que era accionista minoritaria (tenía el 30%). La operación se realizó por más de US$1700 millones, según fuentes del mercado.
La compra incluye participaciones mayoritarias en bloques estratégicos ubicados en Vaca Muerta, entre los que se destacan Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas, además del 21,3% de las acciones del oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina, según explicó Pluspetrol en un comunicado oficial.
De todos los bloques petroleros, el más codiciado por las empresas del sector que participaron del proceso de compra era Bajo del Choique-La Invernada, que se ubica en la zona más prolífica de Vaca Muerta. “Es un activo de clase mundial, con pozos que se destacan por su alta productividad”, dijeron en Pluspetrol.
“Esta transacción implica un hito importante en el crecimiento de Pluspetrol, que le permitirá a la compañía multiplicar significativamente su producción y sus reservas, consolidándola como uno de los productores de petróleo y gas más importantes de la región”, agregaron.
Con su oferta para la adquisición de los activos de ExxonMobil, Pluspetrol superó a las hechas por otras empresas que competían, como Pan American Energy (PAE) y la sociedad entre Vista y Tecpetrol (el brazo petrolero de Grupo Techint).
Pluspetrol actualmente es la cuarta empresa operadora de producción de petróleo del país, con 41.300 barriles diarios (por detrás de YPF, PAE y Vista). Su parte representa el 6% del total de la oferta local. Un poco más de la mitad de esa producción, 21.300 barriles, sale de la cuenca no convencional, según datos de la consultora Economía y Energía (EyE). Sin embargo, en poco tiempo podría convertirse en la segunda operadora petrolera en Vaca Muerta, detrás de YPF.
En gas se posiciona como la quinta operadora de referencia en Vaca Muerta, con una producción de 9,3 millones de metros cúbicos diarios.
La salida de ExxonMobil del sector energético, no obstante, no significa que la empresa deje el país, ya que cuenta con un centro de servicios con casi 3000 empleados. Creado en 2004, brinda asesoramiento interno en impuestos, recursos humanos, seguridad informática y compras a proveedores para sus negocios en otros 42 países (principalmente en Estados Unidos y Canadá).
Desde que la petrolera vendió en 2012 las 450 estaciones de servicio Esso y su refinería a Pan American Energy Group (PAEG), dueña actualmente de Axion, el principal negocio en el país pasó a ser el de servicios. Y eso no se cerrará.
La trayectoria en el país
ExxonMobil fue una de las primeras petroleras internacionales en invertir en la Argentina. En 2010 plantó bandera en Vaca Muerta, cuando todavía no estaba probado el potencial que tenía la formación no convencional de gas y petróleo. En 2019 confirmó que pasaba el bloque Bajo del Choique-La Invernada del estado de exploración al de desarrollo masivo. Hoy ExxonMobil aporta menos del 1% de la producción de petróleo y gas del país.
La empresa ya había anunciado en 2020, durante el año de la pandemia de Covid-19, que la Argentina no formaba parte de sus activos estratégicos. En ese selecto grupo solamente se encuentran las operaciones en la cuenca de Permian, en Estados Unidos, y las offshore en Guyana, un país limítrofe de Venezuela y Brasil, donde ExxonMobil hizo un gran descubrimiento de recursos en el mar, hace cinco años (el bloque Liza). La productividad en gas y petróleo de Vaca Muerta no tiene nada que envidiarles a esos proyectos, según explican los analistas, pero el cambio constante de reglas de juego en el país hizo difícil que la petrolera priorizara sus inversiones en la Argentina.
Este año, además, anunció que devolvía los tres bloques offshore, luego de que la evaluación sísmica realizada no arrojara resultados que mostraran una presencia hidrocarburífera suficiente para avanzar a una etapa posterior. La señal fue negativa para el sector, ya que ExxonMobil cuenta con experiencia en estas exploraciones. Esta cuenca había sido la más demandada en los procesos de licitación de 2019, en los cuales se adjudicaron nueve áreas.

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