Los directores de la petrolera YPF presentaron el viernes pasado ante el Gobierno su pedido para entrar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con el Oleoducto Vaca Muerta Sur, que implicará desembolsos privados en infraestructura para evacuación de petróleo crudo por más de 2.500 millones de dólares.
Se trata, según dijeron fuentes de YPF, de la mayor inversión privada en infraestructura de la historia reciente en la Argentina.
La obra permitirá a la Argentina una capacidad de exportaciones de petróleo de más de 500.000 barriles por día (bpd) hacia mediados de 2027 y más de 1 millón de barriles diarios después de 2028, lo que implican ventas por entre 12.500 millones y 25.000 millones de dólares por año, según el precio al que se realicen.
Así, el RIGI -sancionado este año dentro de la Ley Bases- ya recibió 5 pedidos de empresas privadas para recibir los beneficios de alivios en impuestos y ventajas en el acceso a los dólares en inversiones que sumarán unos US$ 5.000 millones.
La sociedad Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), dueña del Vehículo de Proyecto Único (VPU) tendrá como socios a YPF, Pan American Energy (PAE), Vista Energy y Pampa Energía; y pronto entrarán también las multinacionales Chevron y Shell, así como se espera que Pluspetrol compre capacidad de acceso por las áreas que adquirió a ExxonMobil.
Los primeros contratos se firmarán en diciembre, y los siguientes hasta el 1 de febrero de 2025. Además, otras productoras podrían sumarse como socios clase “B” por volúmenes pequeños.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, dijo: “El proyecto VMOS ya se presentó al RIGI y se convirtió en el primero de la industria de Oil & Gas (O&G). Este es uno de los proyectos privados de infraestructura más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”.
“Con el trabajo que hicimos desde que llegamos, ahorramos unos 500 millones de dólares y bajamos los plazos de construcción del proyecto, “que convertirá a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportará divisas y trabajo al país“, agregó.
Cómo es el Oleoducto Vaca Muerta Sur
El oleoducto está estructurado en dos etapas. El primer tramo, de 130 kilómetros, está en construcción con un progreso del 50% entre Loma Campana (Neuquén) -el principal campo productor de shale oil– y Allen (Río Negro), con una inversión de US$ 200 millones. El segundo tramo, en tanto, es el que entrará al RIGI.
Se trata de un ducto de 437 kilómetros en 30 pulgadas entre Allen y Punta Colorada (también en Río Negro), dedicado exclusivamente a las exportaciones de petróleo crudo de la Cuenca Neuquina, con inversiones por más de US$ 2.500 millones -costo de obra- y otros costos como los intereses que sumarán algo más de US$ 500 millones.
La capacidad actual de evacuación de crudo de la Cuenca Neuquina es de 510.000 barriles por día (bpd), de los cuales 300.000 corresponden a Oleoductos del Valle (Oldelval); otros 100.000 son por la refinación de la producción de Loma Campana y Puesto Hernández; y los 110.000 bpd restantes van hacia el Oleoducto Vaca Muerta Norte y el Oleoducto Trasandino (Otasa), que cruza la Cordillera de los Andes y sirve para exportar petróleo a Chile.
Entre fines de este año y comienzos del próximo, Oldelval incrementará su capacidad a 540.000 bpd, con lo que la cuenca llegará a una posibilidad de evacuación de 750.000 bpd.
A partir del segundo semestre de 2026, con la entrada en funcionamiento del Oleoducto Vaca Muerta Sur por unos 180.000 barriles diarios, la Cuenca Neuquina podrá sacar 930.000 bpd.
Hacia la segunda mitad de 2027, el VMOS podrá cargar unos 500.000 barriles por día (1.250.000 en toda la cuenca) y después de 2028, unos 750.000 bpd (1.500.000 en toda la cuenca).
El proyecto está concebido como escalable, mediante estaciones de bombeo y tanques de almacenamiento; si una petrolera quiere cargar más capacidad, se puede hacer la inversión a su riesgo.
De los primeros 550.000 barriles por día, la mitad serán de las primeras cuatro empresas que serán socias (YPF, PAE, Vista y Pampa Energía).
Tenaris será el proveedor de más de 35.000 caños que se instalarán en la traza, en un contrato por US$ 180 millones, y los producirá en la fábrica de Valentín Alsina, en la provincia de Buenos Aires.
En Punta Colorada se instalará una terminal onshore (en tierra) con tanques de almacenamiento por 600.000 m3 -casi 3,8 millones de barriles- y una terminal offshore (en el mar) con 2 monoboyas y una profundidad apta para la llegada de barcos súperpetroleros (Very Large Crude Carriers, VLCC), cuyo volumen de carga puede ser de 2 millones de barriles, lo que disminuye el costo de transporte entre 2 a 3 dólares por barril.
La estructura financiera prevé que unos US$ 1.800 millones (70% del total) se consigan a través de financiamiento en los mercados internacionales y locales.
Mediante un project finance (riesgo del proyecto y no de las empresas), los socios del VMOS buscarán préstamos sindicados de bancos en el exterior y colocación de bonos afuera, así como emisiones de deuda en Buenos Aires y, eventualmente, obligaciones negociables.
El otro 30%, unos 750 millones de dólares, será aportado con financiamiento propio de los socios (equity). Cada día de atraso en la puesta en marcha de la obra tiene un costo para la industria cercano a los US$ 39 millones de exportaciones no realizadas.
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