El brazo hidrocarburíero del Grupo Techint no tenía en sus planes ingresar al VMOS porque fomentaba la construcción del Duplicar X, que proyectaba una ampliación del sistema de OLDELVAL. “Me llamaron de una empresa que había quedado afuera y quieren entrar”, dijo Horacio Marín, CEO de YPF.
Energía04 de junio de 2025
El proyecto VMOS estaría a punto de recibir a un nuevo socio y de un peso muy relevante para la industria. Se trata de Tecpetrol, el brazo hidrocarburíero del Grupo Techint que, hasta ahora, no tenía en sus planes ingresar porque fomentaba la construcción del Duplicar X, que proyectaba una ampliación del sistema de Oldelval.
De hecho, tenía conversaciones muy avanzadas para contractualizar la gran mayoría de los 125.000 barriles que hubiera sumado esta iniciativa que funcionaba como la etapa dos del Duplicar Plus, recientemente inaugurada.
El problema es que, con la caída del precio del barril y la consolidación del VMOS, cada vez menos empresas quedaron interesadas por este proyecto y fuentes allegadas a la transportista lo declararon como “prácticamente caído”.
Frente a este escenario, Tecpetrol se quedaba sin evacuación para su ambiciosa meta de producción de 120.000 barriles día con el desarrollo de Los Toldos II Este y otros bloques del no convencional que empezó a acelerar.
“Me llamaron de una empresa importante que no está en el VMOS y quiere entrar. Esto es por la industria y no contra la industria así que seguramente va a terminar ingresando”, reveló Horacio Marín en el “Encuentro de Energía y Producción” celebrado en Bariloche, en clara referencia a la compañía de Paolo Rocca.
“Ya tenemos casi cerrado el project finance, con un préstamo sindicado de varios bancos internacionales por 1.700 millones de dólares que están por entrar”, agregó sobre el avance del VMOS.
El pope de la compañía explicó que el proyecto está prácticamente cerrado y "los montos del orden 1.700 millones entrarían a fines de este mes con un préstamo sindicado de varios bancos internacionales".
Asimismo, Marín sostuvo que es el más relevante del país debido a su tamaño, pero también porque lo hicieron todas las compañías de la industria. "Es la primera obra de infraestructura colaborativa entre la industria que se hizo en la Argentina, fue muy difícil, pero lo logramos y estábamos todos, inclusive van a entrar otras empresas seguramente, pero fue liderado por YPF, Pluspetrol, Vista Energy, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron y Shell", consideró.
"Estamos hablando de medio millón de barriles para el 2027 y este oleoducto va a empezar a exportar a fines del 27, empezamos en el 26 con 180.000 barriles, va a estar exportando entre 12 y 15.000, depende de los precios de petróleo, pero entre 12 y 15.000 millones de dólares para esas fechas, para fines del 27, y en el 29 cuando estemos en el pico las compañías, va a exportar 20.000 millones de dólares", describió.
Viaje a Italia con Milei para firmar con ENI
También se refirió al viaje a Italia que iniciará en las próximas horas con Javier Milei para firmar un “pre FID” con ENI por la fase tres del Argentina LNG.
“Son dos barcos de 6 MPTA, los más grandes que se están construyendo en el mundo. Teníamos una oferta imbatible de una constructora y por eso decidimos continuar con barcos. Eni estaba trabajando con esta compañía y se alinearon todos los planetas. Con esto estaríamos en 75 millones de m3 de exportación y vamos a terminar con 120 MMm3d con todos los proyectos”, subrayó.
“Eso son entre 12.000 y 15.000 millones de exportación al año más otros 20.000 millones por el VMOS cuando esté en su pico en el 2029”, agregó.
Alemania, Japón y Corea negocian por el GNL
Las expectativas que ha despertado el Argentina LNG ha generado que surjan los primeros interesados en el volumen que quedará libre una vez cerrados los contratos principales. Así lo confirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, países como Alemania, Japón y Corea del Sur ya manifestaron interés en adquirir ese remanente estratégico.
Durante el evento “Encuentro de Energía y Producción” celebrado en Bariloche, Marín explicó que si bien gran parte de la producción de los proyectos Argentina LNG 2 y 3 estará asegurada mediante contratos de largo plazo con compañías internacionales (off-takers), habrá un segmento más reducido del volumen total que podrá comercializarse de forma abierta en el mercado internacional.
Los contratos tipo take or pay —que garantizan la compra de gas aun si no se consume— permiten una planificación financiera sólida. Pero no todo el GNL estará comprometido por esa vía. Un porcentaje menor quedará fuera de esos acuerdos estructurados. Es allí donde entran en juego los compradores spot o con contratos flexibles.
“Nos queda un volumen pequeño para vender y tenemos un buque de ventas y una red global”, explicó el pope de la empresa de mayoría estatal.
“Tenemos Alemania, tenemos Japón, tenemos Corea. La verdad, muchos países que compran GNL. No vemos que eso vaya a ser un cuello de botella”, agregó.
Este volumen "libre" será clave para captar precios más altos en momentos de demanda pico, lo que puede aportar rentabilidad adicional al proyecto y flexibilidad para YPF.
Alta demanda global por GNL argentino
La guerra en Ucrania disparó el interés de Europa para no depender de Rusia, mientras que Asia se proyecta como el gran centro de consumo del mundo.
Alemania está en plena transición energética tras cortar sus vínculos con el gas ruso, y busca acuerdos seguros con nuevos productores. Japón y Corea del Sur, por su parte, son dos de los mayores importadores de GNL del mundo.
El gas argentino buscará aprovechar esta coyuntura para posicionarse como un nuevo jugador relevante, sobre todo considerando que su proyecto cuenta con barcos provistos por Golar, infraestructura en marcha y un esquema de financiamiento respaldado por garantías de exportación.
El esquema diseñado por YPF prevé que los proyectos Argentina LNG 2 y 3 estén respaldados por acuerdos con grandes compañías energéticas globales. En el caso de Argentina LNG 3, por ejemplo, ENI será uno de los compradores principales, y se espera que una parte del gas vaya a Europa.
Los contratos firmes permitirán avanzar con obras e inversiones sin depender completamente del mercado spot, pero al dejar un pequeño porcentaje abierto a la comercialización libre, YPF se garantiza agilidad operativa y posibilidades de aprovechar oportunidades comerciales.
“El proyecto no será complicado por la calidad de los off-takers”, explicó Marín. “Y con la calidad de las compañías que estamos negociando, creemos que lo vamos a lograr sin mayores obstáculos”, ponderó el CEO y presidente de YPF.
Fuente: LM NEUQUEN y Diario RIO NEGRO
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La obra será estratégica para conectar la producción no convencional de Vaca Muerta con una futura terminal flotante de licuefacción ubicada en el Golfo San Matías. El proyecto se enmarca en el plan Argentina LNG. “Queremos hacer el gasoducto más grande de Argentina”, aseguró Fausto Caretta, director de Upstream de PAE.
Quintana Energy, la nueva operadora del área Estación Fernández Oro (EFO) inició un plan piloto con una técnica no convencional. El objetivo es aumentar la presión del yacimiento para recuperar el nivel de las extracciones. EFO es la principal área productora de gas de Río Negro pero enfrenta la caída de sus aportes.
Rolando Figueroa aseguró que las provincias y municipios ofrecen la seguridad jurídica y económica que las empresas necesitan para invertir. El mandatario recordó que “más de 28% de costo impositivo lo recauda el Estado Nacional”. Junto al Gobernador Weretilneck, señaló que “con las empresas somos socios con diferentes objetivos”.
El presidente de la petrolera aseguró que la obra del oleoducto se encuentra 3 meses adelantada, pero advirtió que el cuello de botella se encuentra la construcción de la terminal portuaria en Punta Colorada. Insistió en la segmentación regional y horaria de los precios de los combustibles. “Que pague menos Neuquén que La Matanza es absolutamente injusto”.
En el primer Foro de Intendentes Vaca Muerta Norte, que reunió a representantes de las localidades de Río Negro, Neuquén y La Pampa, los jefes comunales apuntaron a lograr una mirada desde la regionalización y señalaron que la transitabilidad de la RN N° 151 es muy insegura y de urgente intervención.
La compañía aprobó un aumento de capital mediante la capitalización de un crédito interno. Este avance se explica principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo, que subió un 47% interanual. Vista produjo 69.623 barriles diarios de crudo, un dato que refleja el impacto positivo de su estrategia de desarrollo en Vaca Muerta.
