La petrolera nacional YPF completó la adquisición del 100% del capital de la sociedad que compartían la estadounidense ExxonMobil y Qatar Energy en un área no convencional de la formación de Vaca Muerta, orientada a la venta del shale gas conocida como Sierra Chata.
La operación que se realizó por unos u$s327 millones le permite tomar control del 54,5% del área que se encuentra en plena producción, y que es operada desde hace cinco años por la petrolera Pampa Energía, perteneciente al grupo societario que encabeza Marcelo Mindlin, y que también había entrado en la puja por hacerse del total del paquete accionario.
Esta venta forma parte de la decisión de Exxon de vender sus activos locales para enfocarse en sus operaciones en Guyana, para lo cual gran parte de su portfolio en la Cuenca Neuquina pasó a manos de Pluspetrol, por unos u$s1.750 millones.
De esta manera, YPF y Pampa serán socios en un área que se anticipa clave para el desarrollo del proyecto Argentina LNG, que busca no sólo enfocar su actividad en Vaca Muerta sino también potenciar la capacidad exportadora de la Cuenca Neuquina a través de la producción y comercialización a escala global de gas natural licuado.
Esta adquisición le permite a YPF tomar control accionario de un bloque que al cierre de 2024 era el quinto mayor productor de shale gas con unos 4,6 MMm3/d, detrás de áreas como Aguada Pichana Este, de la francesa Total Austral; Fortín de Piedra, de Tecpetrol; Aguada Pichana Este, de Pan American Energy, y La Calera de Pluspetrol.
Al análisis de este desempeño de las principales áreas gasíferas, YPF era la única petrolera en carrera para adquirir un campo eminentemente de gas como Sierra Chata, por lo que el ingreso de este activo a su portfolio fortalece la estrategia del GNL, en tanto que otro grande del no convencional como Vista sigue concentrado en la producción de shale oil.
La concesión de Sierra Chata adjudicada por la provincia de Neuquén en 2018 prevé el derecho de explotación por 35 años, para el desarrollo de gas no convencional shale y tight en las formaciones Vaca Muerta y Mulichinco (tight), respectivamente. El Área se encuentra ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén y cuenta con una superficie de 864 kilómetros cuadrados.
Como parte de la cartera de gas de Pampa, al tercer trimestre de 2024 (únicas cifras consolidadas), el 57% de su producción provino de bloque El Mangrullo donde alcanzó los 8 MMm3/d, seguido del 29% de Sierra Chata, donde la sobresaliente productividad de los pozos shale alcanzaron récord de producción en julio con 5,0 millones de m3 por día. Esa actividad se complementa con áreas más chicas como Rincón del Mangrullo y Río Neuquén.
A pesar de no contar con ninguna de las áreas más productivas de shale gas, la compañía estatal lidera largamente la producción total de gas natural en la Argentina, con el 29% de participación, con el aporte de varias operaciones en Vaca Muerta y en las cuencas convencionales. En el tercer trimestre de 2024, el gas le significó ingresos por más de u$s616 millones, es decir un incremento del 12% interanual por efecto precio y volúmen.
El gas natural de Vaca Muerta que requiere el GNL
Más allá de este desarrollo que tendrán en común, YPF y Pampa Energía ya son socias en la empresa Southern Energy, el consorcio inicialmente creado por Pan American Energy de la familia Bulgheroni, y la empresa energética noruega Golar, quienes proyectan iniciar el camino del GNL para la Argentina con la llegada del primer buque licuefactor para 2027.
Ese lanzamiento del negocio del gas licuado para el país permitirá procesar unos 10 MMm3/d durante los meses de verano, aprovechando los excedentes de los meses estivales de menor demanda del mercado, con la intención de sumar una segunda unidad flotante que ya obligaría a pensar en la construcción de un gasoducto dedicado.
Por su parte, YPF acaba de firmar en diciembre con Shell un Project Development Agreement (PDA) que implica la incorporación de la sociedad angloholandesa al desarrollo de Argentina LNG. Las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de una primera fase hasta tomar en el segundo semestre del año la decisión para ingresar a la etapa de Front-End Engineering and Design (Feed).
Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA), equivalente a unos 40 MMm3/d de producción de gas, lo que refleja la prioridad que tiene para la compañía local la necesidad de contar con bloques de fuerte potencial de producción, más el aporte que puedan realizar el resto de las operadoras que se sumen.
De prosperar el negocio, se podría avanzar en una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro, en las costas del Océano Atlántico.
Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas en un proyecto en el cual colaboró en los aspectos técnicos y comerciales durante los últimos dos años, aunque ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica, una de las áreas de mayor aporte al crecimiento de petróleo.
