Pan American Energy (PAE) é uma empresa argentina integrada de energia, que desenvolve atividades nas cadeias produtivas inicial, intermediária e final, na geração de eletricidade e no setor renovável.
Foi fundada em 1997, com a fusão das empresas Bridas e Amoco (atual British Petroleum). Em 2017 a empresa anunciou a integração com a AXION Energy e em abril de 2018 passaram a operar seus ativos formando uma empresa integrada de energia. A empresa tem como acionistas a Bridas Corporation e a BP, cada uma com 50% de participação no capital.
Atualmente, a empresa é a segunda maior produtora de petróleo e gás natural da Argentina e atua nas quatro principais bacias do país: Golfo San Jorge, Noroeste, Neuquina e Marina Austral. A empresa contribui com 16% dos hidrocarbonetos produzidos no país. e dá emprego a mais de 20.000 pessoas, incluindo pessoal próprio e contratados.
A família Bulgheroni ocupa lugar de destaque na gestão da empresa. Carlos e Alejandro Bulgheroni lideraram juntos a PAE até a morte de Carlos em 2016. Atualmente, Alejandro ocupa o cargo de Presidente Honorário e Marcos Bulgheroni, filho de Carlos, atua como CEO do Grupo da empresa. Juan Martín, filho de Alejandro, é vice-presidente de planejamento e estratégia nas operações na cadeia produtiva inicial.
Entre 2001 e 2021, o PAE investiu mais de US$ 19 bilhões a cadeia produtiva inicial na Argentina e lidera o setor energético privado regional.
Operações na Argentina
Bacia do Golfo San Jorge O principal ativo de Pan American Energy é Cerro Dragón. É o campo petrolífero mais importante da Argentina e o terceiro em produção de gás. Está localizada nas províncias de Chubut e Santa Cruz, na Bacia do Golfo San Jorge, 70 quilômetros a sudoeste da cidade de Comodoro Rivadavia e possui uma área total de 3.480 km². O PAE obteve a concessão em 1997 e em 2007 as legislaturas de Chubut e Santa Cruz prorrogaram o acordo por 30 anos. Esta área é o que fez de Chubut a principal província produtora de petróleo.
Em Cerro Dragón, são operados mais de 4.500 poços entre produtores e injetores, tanto de petróleo quanto de gás.
No final da década de 1990, Cerro Dragón já era uma jazida madura, então a técnica de recuperação secundária começou a ser utilizada. Utilizando esta técnica, um fluido externo, como a água, é injetado no reservatório através de poços de injeção. O objetivo da recuperação secundária é manter a pressão do reservatório, mover hidrocarbonetos para o poço e aumentar a produção final.
A produção de gás só começou no final da década de 1990, pois até agora apenas havia sido extraído petróleo. Atualmente, a Pan American Energy possui três plantas de processamento de gás, Zorro I, II e III, e posicionou Cerro Dragón como o terceiro produtor de gás do país.
Em junho de 2012, ocorreu o maior ataque contra um campo na história do petróleo argentino, quando um grupo que se autodenomina “Los Dragones” ocupou e danificou as instalações. As perdas foram na casa dos milhões. Somente em 2015, Cerro Dragón conseguiu recuperar o nível de produção anterior ao conflito e atingiu um total de 9.032.564,8 metros cúbicos de petróleo bruto (56,8 milhões de barris).
Atualmente, o PAE possui mais de 4.500 poços produtores na Bacia, 78% deles em projetos de recuperação secundária. No total, são produzidos 90 mil barris de petróleo e 7 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Desde 2001, a produção de petróleo aumentou 30% e a produção de gás 130%.
Bacia Nordeste Na Província de Salta, estão concentradas nos campos de San Pedrito e Macueta, na região de Acambuco. Em 2001, foram inaugurados os primeiros poços em San Pedrito e inaugurada a estação de tratamento de gases de Piquirenda. Em 2006 foi concluído o gasoduto Macueta-Piquirenda, com um investimento de 110 milhões de dólares, o que significou um aumento da produção de gás na Argentina em 2,5 milhões de metros cúbicos. Em 2009, a UTE Acambuco (operada pela PAE, com a participação da YPF, O&G, Northwest Argentina e APCO Argentina) inaugurou a planta compressora San Pedrito, que permite manter a produção estável dos quatro poços de extração. Em 2014, lançou o poço MAC -1004, que envolveu a construção do primeiro poço multilateral com completação inteligente na Argentina.
Atualmente são produzidos diariamente 1.000.000 (um milhão) de metros cúbicos de gás, 11% a mais que em 2001.
Bacia Neuquina Na Bacia de Neuquén, o principal projeto da Pan American Energy é Lindero Atravesado. Em 2013, o PAE iniciou um projeto de exploração não convencional, que lhe permitiu aumentar significativamente a produção da área, atingindo níveis de produção que o campo tinha há 20 anos. A área produz atualmente gás tight, também designado como “gás de areia tight”, “gás de baixa permeabilidade” ou “gás de areia profunda”. Em 2022, a empresa construiu uma estação de tratamento de petróleo bruto no campo com um investimento de US$ 75 milhões. A obra permitiu aumentar a capacidade de processamento de petróleo bruto da área em 20 mil barris por dia. Em novembro de 2023, o bloco registrou produção de 1,6 mil m³/dia e foi um dos que explicou a produção recorde de petróleo na formação Vaca Muerta.
A Argentina ocupa o segundo lugar na classificação entre os países com maior volume de hidrocarbonetos não convencionais no subsolo, por sua vez, a provincia del Neuquén é uma das áreas com maior quantidade de reservas deste combustível no país.
Na área, a empresa também administra Bandurria Centro desde 2015. Em julho daquele ano, a província de Neuquén concedeu-lhe a concessão por 35 anos. Em 2016, a Pan American Energy anunciou o início de um piloto que contempla a perfuração de 16 poços.
Outros projetos na bacia de Neuquén são: Aguada Pichana e Aguada San Roque. A Aguada Cánepa também atua na mesma região.
Em 2023 e após investimentos conjuntos com a TotalEnergies, Harbour Energy (anteriormente Wintershall Energia) e YPF por 675 dólares em Aguada Pichana Este (APE) e 475 milhões de dólares em Aguada Pichana Oeste (APO) e Aguada de Castro, realizaram uma redistribuição do percentual de ativos que cada empresa possuía em cada bloco.Cambios en Vaca Muerta: TotalEnergies se focaliza en su area estrella
Na APO e Aguada de Castro, o PAE tem uma participação de 60%, enquanto a YPF tem 40%. Na APE, a PAE reduziu a sua participação para 5,6% (tinha 14% do bloco), a YPF 16,9%, a Harbour Energy 22,5% e a TotalEnergies capturou a maior parte da acção com 55%.
Em 2023, o Governo da Província de Neuquén aprovou o contrato que a estatal Gas y Petróleo del Neuquén Sociedad Anónima (GyP) assinou com a Pan American Energy, para a exploração, desenvolvimento e produção de uma nova área, Blocos Aguada de Castro Oeste I e II, com potencial gasoso em Vaca Muerta.
Entre Aguada de Castro e a área adjacente do APO, dois dos seus principais activos não convencionais, o PAE desenvolveu um hub de gás que totaliza uma produção de cerca de 9,5 milhões de m³ por dia.
Em 2021, Pan American Energy (PAE) e Garantizar, Empresa de Garantia Recíproca, assinaram um acordo para facilitar o acesso ao crédito para pequenas e médias empresas estratégicas da bacia de Neuquén.
No final de 2021, a empresa anunciou que nos próximos dois anos fará um investimento de 150 milhões de euros em infraestruturas para desenvolver a área petrolífera não convencional Coirón Amargo Sureste (CASE).
Atualmente, a produção de PAE na Bacia de Neuquén é de 7,3 mil barris de petróleo e 3,9 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.
Acordo com Golar para exportação de GNL
A Pan American Energy assinou contrato com a empresa norueguesa Golar para fornecimento de Gás Natural Liquefeito (GNL) a partir de 2027 por meio de um navio que ficará localizado no Golfo de San Matías, entre as cidades de Sierra Grande e San Antonio Oeste, Río Negro.
O navio fará o processo de liquefação (transformar o gás do estado natural em líquido) para vender as moléculas de Vaca Muerta ao exterior. Isto implicará um compromisso de investimento anual de 300 milhões de dólares, desde a sua entrada em funcionamento.
A localização tem a ver com questões técnicas, já que a profundidade da água permite a chegada de navios maiores.
Para isso, PAE e Golar criaram a empresa Southern Energy. É o mesmo local onde a YPF anunciou que construirá a planta de liquefação onshore e onde será construído o terminal para exportação de petróleo..
As empresas assinaram acordo de 20 anos para instalação na Argentina do navio Hilli Episeyo, de propriedade da Golar. O navio tem capacidade de produção de 2,45 milhões de toneladas de GNL por ano, o equivalente a 11,5 milhões de metros cúbicos por dia (m3/d) de gás natural (8% da produção total do país). Se a encomenda de um segundo navio de liquefação avançar, a Argentina poderá exportar 24 milhões de m3/d, o equivalente a 17% da produção local (o país produz cerca de 140 milhões de m3/d no inverno).
Bacia Marina Austral A Bacia Marina Austral está localizada na costa da província da Terra do Fogo. Lá, PAE e participam da operação liderada pela Total, que envolve o desenvolvimento de quatro campos: Carina, Aries, Vega Pléyade e Cañadón Alfa, conhecido como projeto Fénix. Embora a operação seja realizada pela TotalEnergies, em conjunto com a Harbour Energy detêm 75% da concessão do projeto em partes iguais (37,5% cada). PAE detém os 25% restantes.
18% da produção diária de gás da Argentina é extraída de lá. A produção em 2021 foi de 5 milhões de metros cúbicos por dia de gás e espera-se que em 2025 forneça 10 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Até 2023, o investimento projetado é de US$ 700 milhões.
Operações no México A empresa opera a área offshore de Hokchi, no Golfo do México, por meio da empresa operadora Hokchi Energy. A área cobre 40 km² e está localizada a 22 quilômetros da costa. O desenvolvimento é realizado através da outorga do Contrato de Extração, após a segunda licitação pública internacional da Primeira Rodada convocada pela Comissão Nacional de Hidrocarbonetos do México em 2015.
Em 2018, na Rodada 3 conseguiu mais dois contratos. Um para explorar e explorar a Área 31, 263 km² e localizada na Bacia Sudeste do Golfo do México. O restante, juntamente com a Total E&P Mexico S.A. da C.V. e BP Exploration Mexico, para explorar a Área 34, na mesma bacia.
Em 2020, a empresa Hokchi Energy concluiu a construção da infraestrutura marítima e iniciou a produção de hidrocarbonetos offshore no campo Hokchi, localizado em águas rasas do Golfo do México, na costa do Estado de Tabasco.
Em 2021, a petrolífera inaugurou uma fábrica com capacidade para processar até 35 mil barris de petróleo bruto por dia. A nova fábrica, cuja construção começou em março de 2019 em uma área de mais de 40 hectares em Tabasco, exigiu um investimento de US$ 1 bilhão.
Construiu duas plataformas de produção e instalou mais de 100 quilômetros de dutos marítimos. Investiu mais de US$ 1,3 bilhão. A atividade de perfuração no campo continuará até 2022 e até o final de 2021 haverá 7 poços em operação.
Construiu duas plataformas de produção e instalou mais de 100 quilômetros de dutos marítimos. Investiu mais de US$ 1,3 bilhão. A atividade de perfuração no campo continuará até 2022 e até o final de 2021 haverá 7 poços em operação.
O projecto da Hokchi Energy, subsidiária da PAE, gerou no total 3.000 empregos directos na fase de construção terrestre e marítima e 9.000 empregos indirectos em serviços de apoio. Em 2022, o órgão dirigente da Comissão Nacional de Hidrocarbonetos (CNH) autorizou a Hokchi Energy o programa de trabalho e orçamento de 2022 relacionado ao plano de desenvolvimento do campo Hokchi. O investimento será de US$ 233 milhões, dos quais 229 milhões correspondem a despesas de investimento.
Operações na Bolivia