La compañía apostará durante este año al petróleo no convencional pero el mayor foco de atención está puesto en el oleoducto y terminal portuaria Vaca Muerta Sur que demandará una inversión de unos U$S 2.900 millones bajo el esquema del RIGI.
Energía18 de marzo de 2025
YPF invertirá este año unos 3.300 millones de dólares en Vaca Muerta, donde la actividad de perforación se dedicará solo a los pozos de petróleo, a medida que avanzan los proyectos para incrementar la capacidad de evacuación de la cuenca.
Fuentes de la compañía indicaron que este año invertirán un global de unos 5.000 millones de dólares, y que el grueso de esa cifra se dedicará a las áreas de shale oil de Neuquén, el segmento más rentable del negocio de upstream en la Argentina. En materia de gas, al igual que el año pasado YPF no perforará nuevos pozos, ya que se dedicará a completar y conectar el inventario de pozos DUC que heredó de la gestión anterior.
La compañía sumará unos 23 mil barriles diarios de capacidad de transporte de crudo a partir del mes próximo, cuando esté habilitada la ampliación del sistema de Oldelval, que hoy se encuentra en etapa de llenado del ducto.
Además está decidida a respaldar una nueva obra, denominada Duplicar X, para incrementar el envío de crudo Hasta Puerto Rosales. Hay compañías como Tecpetrol y Pluspetrol interesadas en discutir el financiamiento de ese proyecto.
Pero el mayor foco de atención de la conducción de YPF, en cabeza de Horacio Marín, está puesto en la megaobra del oleoducto y terminal portuaria en Río Negro, denominada Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que demandará una inversión de unos 2.900 millones de dólares, bajo el esquema del RIGI.
El gobierno de Alberto Weretilneck sacudió la mesa al exigir el cobro de un canon por el paso del caño que llevará crudo de Neuquén hasta el Golfo San Matías. Las negociaciones con las socias de VMOS (YPF, PAE, Vista, Pluspetrol, Pampa, Shell y Chevron) podrían llegar a buen puerto esta semana.
Río Negro se llevaría unos cuantos millones de dólares al año, pero sentaría un incómodo precedente, sobre todo para las multinacionales que deben explicar en sus casas matrices que ahora deberán pagar un extra pese la estabilidad fiscal que promete el RIGI para ese tipo de obras destinadas a la exportación.
Fuente: LM NEUQUEN
En enero se registró una de las mejores marcas de la historia del fracking de Vaca Muerta. El 2025 cerró con SLB arrebatándole el primer lugar a Halliburton, pero la empresa de mamelucos rojos volvió al primer puesto en el primer mes del 2026 y se acerca a las mil etapas de fractura mensuales en la formación sale.
Diputados pedirán invalidar la Audiencia Pública convocada para analizar el estudio de Impacto Ambiental del proyecto La Angostura Norte II tras ser impedidos de participar. Manifestaron preocupación porque el proyecto demandará aproximadamente 6.500 millones de litros de agua del lago Mari Menuco, en un contexto de emergencia hídrica.
La petrolera impulsa un nuevo desarrollo shale en el bloque La Angostura Norte II, con la perforación de 56 pozos horizontales, casi 4.000 etapas de fractura y una fuerte expansión de infraestructura, en un área clave por su madurez productiva y concentración de proyectos activos. Por su parte, Diputados pedirán invalidar la Audiencia Pública tras ser impedidos de participar.
La compañía le confirmó al Gobernador Figueroa que no evalúa desprenderse de sus activos no convencionales en la cuenca neuquina. El presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister aclaró que las versiones difundidas no responden a la estrategia actual de la compañía, que continúa analizando oportunidades de desarrollo dentro de Vaca Muerta.
En enero se completaron en total 2.401 fracturas, un crecimiento interanual del 36%. Las proyecciones marcan que este año se superarán las 28 mil punciones en Vaca Muerta. Es la segunda marca más alta en la historia del fracking, después de mayo del año pasado. YPF es la compañía que lidera la actividad en el no convencional.
La petrolera que preside Miguel Galuccio adquirió las participaciones en campos de shale oil de la noruega en la cuenca Neuquina. La operación, que se cerró en una cifra de US$ 712 millones, proyecta a la empresa como una productora de alrededor de 150.000 barriles diarios de crudo. Se trata del 30% de Bandurria Sur y un 50% de Bajo del Toro.
