El oleoducto que lidera YPF junto a un consorcio de seis productoras será una vía exclusiva de exportación de crudo desde Río Negro. Puede generar entre 15 y 20 mil millones de dólares al año. Y es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años. Confirmaron que Tenaris proveerá los ductos.
Energía20 de noviembre de 2024
YPF y seis de las principales productoras de Vaca Muerta pulen las últimas negociaciones para crear el consorcio que construirá el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que se convertirá en la principal y exclusiva vía de exportación de crudo del país a través de una nueva terminal portuaria en Punta Colorada, Río Negro. La megaobra, que demandará una inversión de unos 2.528 millones de dólares, promete generar divisas por entre 15 y 20 mil millones de dólares hacia el final de esta década.
“VMOS ya se presentó al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) y se convirtió en el primer proyecto de la industria de Oil & Gas. Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”, señaló el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante una charla con periodistas.
La petrolera nacional se asociará con Vista, Shell, PLUSPETROL, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía y CHEVRON para conformar una Sociedad de Propósito Único (SPV)-ya creada- que construirá, operará y llevará a cabo el mantenimiento del oleoducto y terminal portuaria. La nueva empresa se llamará VMOS, y será similar a OLDELVAL, la compañía que hoy opera el sistema troncal hasta había Blanca. YPF designará un CEO durante el primer año.
Las compañías están negociando los contratos finales con los porcentajes que tendrá cada una en la sociedad, que será equivalente a la carga de crudo que tendrán sobre el oleoducto de 440 kilómetros que irá desde Allen, que se convertirá en el hub de petróleo de Vaca Muerta, hasta la terminal costera, que tendrá dos monoboyas que podrán cargar buques VLCC, los más grandes del mercado, con capacidad de 2 millones de barriles.
"Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”, dijo Horacio Marín.
Según los compromisos asumidos por los siete socios, el proyecto ya tiene garantizada una capacidad de transporte de 520 mil barriles diarios, que podrían generar unos 15 mil millones de dólares en exportaciones. Aunque tiene la posibilidad de escalar hasta los 770 mil barriles diarios hacia el año 2028 si la demanda de la cuenca lo requiere.
Los plazos de la obra
La obra, que arrancará en enero de 2025 contempla la construcción de dos tanques de almacenaje y cabecera de bombeo en Allen, una estación de bombeo en Chelforó y una terminal con tancaje en Punta Colorada, con dos monoboyas en aguas profundas. El objetivo es que VMOS esté en operación hacia julio-septiembre de 2026. Cada día que se demora la obra -estiman en YPF- la industria pierde la posibilidad de exportar unos 39 millones de dólares.
Desde YPF aseguran que los productores se verán beneficiados con precios más competitivos del petróleo, sobre todo en los mercados asiáticos, ya que la posibilidad de cargar los tanqueros más grandes del mercado significará una ventaja de dos a tres dólares por barril de petróleo con respecto a Puerto Rosales.
Tenaris resultó adjudicataria de los tubos, mientras que en los próximos días se definirán qué empresas ganarán la compulsa por las obras civiles.
“La magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la Cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”, comentó Marín.
Cómo se financiará el VMOS
El proyecto VMOS demandará una inversión de 2.580 millones de dólares, que se elevará a más de 3.000 millones de dólares con los costos de financiamiento. Las socias deberán capitalizar a la nueva compañía con el 30% del total de la suma (unos 1.000 millones de dólares), y luego saldrán a buscar el financiamiento del 70% restante de bancos internacionales, con los cuales ya hay conversaciones avanzadas.
El esquema del RIGI, aseguran, más que exenciones impositivas, permite no sólo dar seguridad jurídica, sino que habilita la posibilidad de pagar los préstamos en el exterior con la venta del petróleo exportado. Es que en una primera etapa, la empresa VMOS cobrará la tarifa con el crudo que carguen sus socios, hasta que se recupere la inversión. Es decir, que los dólares para repago le están garantizados.
Fuente: LM NEUQUEN
El último informe de Aleph Energy señaló que la petrolera de mayoría estatal concentra 5 de los 10 bloques más productivos de Vaca Muerta. Por primera vez, La Amarga Chica se convirtió en el principal bloque de shale oil del país, superando a Loma Campana, con una suba mensual del 12,3% explicando el 15,4% de la producción no convencional.
El concurso pre-adjudicó la venta del 100% del capital accionario de Alicurá a Edison Inversiones S.A.U. por 162.040.002 dólares; el Chocón a BML Inversora S.A.U. y MSU Energy, por 235.671.294 dólares; Cerros Colorados a Edison Inversiones S.A.U., por 64.174.002 dólares; y Piedra del Águila a Central Puerto S.A, por 245 millones de dólares.
La operadora sacudió el mercado con una propuesta inédita para reservar capacidad de transporte hasta 2078. La tarifa de exportación pactada con TGN asciende a 0,57 dólares por millón de BTU. Con esta operación, Pluspetrol aspira a capturar una porción estructural de la demanda en la zona central de Chile que ronda los 10 millones de m3/dia.
El gobernador Rolando Figueroa mantuvo una reunión de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, Garantía Capital Ltd., y Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). El objetivo es poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro. Los empresarios manifestaron que “están trabajando para algo de 30 años”.
El acuerdo entre PAE y UTE tiene como destino la generación térmica del ciclo combinado de dicho país, reemplazando así combustibles más caros y con mayores emisiones. Hasta el momento, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, previéndose mayores exportaciones durante el verano.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
