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Autor: Mejor Energía

  • Vaca Muerta: las Pymes se preparan para un salto de productividad para 2025

    Vaca Muerta: las Pymes se preparan para un salto de productividad para 2025

    A pesar de que en términos macroeconómicos 2024 fue un año difícil, podría decirse que para Vaca Muerta fue el mejor de la historia en términos productivos.

    En diálogo con Mejor de Tarde por AM550, el presidente de ACIPAN y secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE), Daniel González aseguró que pese a que el inicio del año fue complicado y que todavía se ven los efectos de la recesión en algunos sectores, las expectativas para 2025 son más que promisorias.

    «La dinámica que impone Vaca Muerta y el desarrollo del sector oil & gas anticipa un escenario optimista con un mayor crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI) y un impacto positivo en las Pymes en cuanto al requerimiento de servicios, insumos, incentivados además por la Ley del Compre Neuquino», afirmó.

    Y sostuvo que «las Pymes nos estamos preparando para un gran 2025 con un importante incremento de la actividad que podría superar los US$ 9000 millones en distintos proyectos».

    El referente de FECENE, aseguró que no deja de sorprender el continuo crecimiento de la producción de petróleo y gas en la provincia, de la mano de Vaca Muerta  con el objetivo que en pocos años se llegue al millón de barriles de crudo y se asegure la producción necesaria de gas para abastecer no solo al mercado argentino, chileno, brasileño y en un tiempo no muy lejano la provisión para producir GNL.

    También hizo hincapié en el trabajo conjunto de FECENE con el Gobierno Provincial, a través del Centro Pyme Adeneu, con los distintos Sindicatos (Petroleros, Camioneros, UOCRA, Comercio) que permite un accionar armónico de las actividades en Vaca Muerta.

    «Tratándose de un recurso no renovable y en un panorama de transición energética, que en un plazo de alrededor de 30 años migrara gradualmente a energías renovables, es un fuerte compromiso del Gobierno y empresas neuquinas asegurar que buena parte de la renta de Vaca Muerta quede en Neuquén para ser reinvertido en una necesaria reconversión para el cambio de la matriz productiva», afirmó González.

    González destacó que  la promulgación de la ley de “Desarrollo y Fortalecimiento de la Cadena de valor hidrocarburífera de Neuquén”, resultó clave para apoyar el accionar de las empresas neuquinas que trabajan en Vaca Muerta.

    «Esto ha permitido un crecimiento en volumen, tecnología, calidad, etc. de acuerdo a los requerimientos de las distintas operadoras del yacimiento. Este entramado empresarial, que asiste a operadoras del primer anillo y empresas de servicios del segundo anillo ha desarrollado servicios, provisión de insumos y actividades acordes a sus necesidades con el grado de calidad, seguridad y preservación del ambiente requeridos», señaló.

     

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  • Shell se suma al Argentina LNG de YPF y se confirma la salida de Petronas

    Shell se suma al Argentina LNG de YPF y se confirma la salida de Petronas

    El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un acuerdo para el desarrollo de Argentina LNG en La Haya, Países Bajos. Se trata de un Project Development Agreement (PDA) para la primera fase de desarrollo.

    El PDA implica que Shell se incorporará al proyecto para que la Argentina comience a exportar gas natural licuado, aprovechando los recursos de gas no convencional de Vaca Muerta. El GNL es la vía de exportación del gas a través de barcos y que puede significar el salto de escala que requiere el shale gas argentino.

    Es así que las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA).

    «Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo», afirmó el presidente de YPF.

    Por su parte, desde Shell señalaron a Mejor Energía: «Podemos confirmar la firma de un Project Development Agreement con YPF para avanzar en la primera fase del proyecto Argentina LNG. Esta oportunidad está alineada con los planes de Shell para continuar creciendo su negocio de GNL».

    Esta posibilidad de aliarse se venía analizando hacía tiempo, tal como había adelantado Mejor Energía en septiembre último, y la decisión final de Shell es clave para trasladar su conocimiento del GNL a la Argentina, donde está todo por hacerse.

    Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de Argentina LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta, un destacado yacimiento de petróleo no convencional.

    YPF reconoció el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto, explicaron desde la compañía, contribuyó al desarrollo del Argentina LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos.

    La salida de Petronas se confirma después de las dudas y rumores que surgieron tras trascendidos periodísticos, aunque todavía no estaba nada en firme. De hecho, la decisión de ubicar el proyecto en el Golfo San Matías parecía haber allanado el camino. No obstante, la salida de la empresa de Malasia implica que, en principio, con buques  de Vaca Muerta.

    Argentina LNG es un proyecto de licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en yacimientos en Vaca Muerta que estarán dedicados exclusivamente al proyecto con gasoductos propios -se estiman en torno a los 580 km de extensión- hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro.

    Este es el gran proyecto de Argentina para ingresar al mercado del GNL. Por ahora, la otra iniciativa en avance concreto es la de Pan American Energy y la noruega Golar que tienen como socios a Pampa Energía, Harbour Energy y la propia YPF con una unidad flotante de licuefacción en costas rionegrinas.

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  • El Gobierno nacional le prorrogó a YPF la concesión de OTASA hasta 2037

    El Gobierno nacional le prorrogó a YPF la concesión de OTASA hasta 2037

    YPF logró hoy jueves la prórroga de la concesión del Oleoducto Trasandino (OTASA) hasta diciembre de 2037 y la aprobación del plan de inversiones por u$s 33 millones de dólares que presentó al Gobierno nacional, para continuar al frente del proceso de exportaciones de crudo a Chile desde Neuquén.

    La prórroga vigente a partir del 29 de diciembre de 2027 se formalizó a través del Decreto 1106 por el cual se otorga el beneficio por el plazo de 10 años -que se suman a los 35 iniciales- de la concesión para el transporte de petróleo crudo desde sus yacimientos ubicados en la Cuenca Neuquina y hasta la frontera con Chile otorgada oportunamente en 1992 a YPF.

    Este plazo adicional permitirá el repago de las inversiones comprometidas y las ya realizadas para la puesta en valor del activo, sus instalaciones complementarias y su reactivación. Si bien la compañía estatal es la principal operadora de Otasa, otras compañías como Petronas -que continuará con sus inversiones en el shale oil-, Shell, Vista y Equinor también utilizan la infraestructura para exportar crudo regularmente.

    OTASA comenzó a operar en 1994 con una capacidad tope de 110.000 barriles diarios y extensión total de 427 kilómetros, de los cuales 201 kilómetros se encuentran en territorio argentino, y los 226 restantes son operados en suelo chileno por la empresa nacional Enap del vecino país. El ducto se mantuvo en funciones en sus envíos de crudo desde la Argentina hasta que debido a la restricción de exportaciones de hidrocarburos, en 2006, se interrumpió su operación.

    Más de una década después, con el incremento de la producción de petróleo crudo no convencional en Vaca Muerta, YPF consideró la posibilidad de reanudar el transporte de hidrocarburos a través del Oleoducto Trasandino, lo cual ocurrió a mediados de 2023 con un volumen inicial de 40.000 barriles diarios que permitió aliviar temporalmente el cuello de botella a la capacidad de transporte ante la producción creciente.

    Con la puesta en actividad resultó necesario disponer de petróleo crudo mayoritariamente en la cabecera Puerto Hernández, para lo cual YPF concretó una obra clave de 150 kilómetros y una capacidad de transporte de 160 mil barriles diarios conocida como Oleoducto Vaca Muerta Norte, que se extiende desde la zona central del desarrollo de YPF en Vaca Muerta (Loma Campana / La Amarga Chica / Bandurria Sur) hasta el nodo en Rincón de los Sauces.

    Desde Puerto Hernández, a partir del último trimestre de 2023, se logró potenciar la exportación de crudo a Chile a través del OTASA con un bombeo en torno a los 80.000 barriles diarios, e incrementar el abastecimiento de petróleo liviano a la refinería de Luján de Cuyo, en Mendoza, optimizando la provisión de combustible al centro y norte del país.

    YPF construyó el oleoducto Vaca Muerta Norte y la playa de tanques más grande de la cuenca.

    La previsión de la petrolera es alcanzar en 2025 el tope de capacidad de transporte en tanto la demanda del vecino país así lo requiera, y a la vez analizar la viabilidad de salir con el shale oil a través del puerto de Concepción, punto desde el cual resulta posible acceder, por vía marítima, a potenciales mercados de la costa este de Estados Unidos y de mercados del extremo oriente.

    A la vez, el decreto aprobó el Plan de Trabajo e Inversiones que la concesionaria presentó por una inversión total de u$s 33,6 millones, que implican la ampliación del sistema de almacenaje, mejoras tecnológicas en telemedición, alarmas de sobrellenado, sistema contra incendio, y tratamiento de efluentes, según el detalle facilitado por la empresa.

    También se avanzará en mejoras en el sistema de detección de fuego y disparo automático de extinción por CO2 sobre bombas, overhaul de equipos principales, montaje de equipos de backup en estaciones de bombeo, mejoras en bombas, válvulas, arranques y luminarias, y de subestaciones eléctricas y sistemas reductores de fricción, incremento de caudal y despacho simultáneo.

    Finalmente, YPF comprometió la ampliación del sistema de protección catódica, obras de mejora de la capacidad de transporte, electrificación de válvulas, sistema de lavado de scrapper, y depósito de parafina, además del sistema de detección de fugas, daños por terceros, intrusiones y ciberseguridad. Equipamiento de seguridad, atención de contingencias, detección y extinción de fuego y gas, ampliación de salas de control, laboratorio y almacén.

    Durante la gestión de la prórroga, YPF mantendrá la obligación de presentar de manera periódica los estudios ambientales de operación y mantenimiento, el plan de contingencias y los informes de monitoreo. Y de la misma manera deberá informar mensualmente el volumen de petróleo crudo transportado, mediante una declaración jurada, acorde a la reglamentación de la Ley de Bases que flexibiliza las condiciones de exportación de hidrocarburos.

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  • Para Neuquén, la Ley Bases y el «Decreto Chevron» son dos señales positivas de Nación para Vaca Muerta

    Para Neuquén, la Ley Bases y el «Decreto Chevron» son dos señales positivas de Nación para Vaca Muerta

    Las últimas medidas del gobierno de Javier Milei para el sector hidrocarburífero tuvieron su análisis por parte del Ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele. El cepo y la disponibilidad de dólares provocan que las multinacionales levanten el pie del acelerador, por lo que las últimas dos medidas oficiales podrían destrabar un problema de corto plazo.

    En concreto, el funcionario destacó en una conferencia de prensa los principales aspectos de la reglamentación del Capítulo Hidrocarburos de la Ley Bases y consideró que la promesa de implementación plena del Decreto 929, o también conocido como Decreto Chevron, será clave para las inversiones que vienen.

    «Si vas a traer dinero para crecer mucho, vas a tener que traer dinero de afuera porque reinvertir lo que generás acá adentro tiene un límite. Entonces, si vas a querer dar ese salto de calidad y actividad vas a tener que traer dinero de afuera, pero sin la posibilidad de poder sacarlo está bien difícil», señaló Medele ante la consulta de Mejor Energía por el anuncio en el Almuerzo del Día del Petróleo por parte de Daniel González, el secretario Coordinador de Minería y Energía de la Nación.

    El decreto 929 establece una serie de beneficios para compañías que impulsen inversiones en el segmento shale. El artículo clave es el 6 que establece un que las empresas a partir del quinto año, contado desde que se comience a ejecutar los proyectos de inversión, tienen el derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción, sin retenciones y con libre disponibilidad sobre esas divisas generadas.

    «Para la provincia, lo que es la posibilidad de poder firmar contratos de largo plazo y la posibilidad de que esa inversión, como parte de esa ganancia, pueda estar disponible para los inversores es realmente es algo positivo», manifestó el titular de la cartera energética del gobierno de Rolando Figueroa en el diálogo con el periodismo.

    Esa decisión se complementa con uno de los aspectos de la Ley Bases que la Provincia también analiza como atractivos para el clima de negocios en Vaca Muerta: las exportaciones firmes. «La posibilidad de poner un contrato en firme de largo plazo y que la Secretaría de Energía, creemos que fue positivo dentro de la reglamentación», analizó.

    De acuerdo al decreto reglamentario 1057/2024, la Secretaría de Energía de la Nación, en tanto autoridad de aplicación, podrá formular objeciones totales o parciales a los pedidos de exportación, pero tiene un plazo de 30 días para hacerlos. Pasado ese tiempo, la exportación pasa a ser en firme y no puede objetarse.

    «Todavía quedan reglamentar algunos puntos de ese proceso, pero entendemos que el espíritu es un cambio radical porque permite celebrar contratos de largo plazo que también impactan la actividad», planteó Medele. «Quedamos conformes, cabe destacar que siempre va a tener algunos puntos para mejorar, pero creemos que el salto con la ley anterior es sustancial», añadió.

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  • En 2024 el mercado del downstream estuvo marcado por una caída en las ventas de los combustibles  

    En 2024 el mercado del downstream estuvo marcado por una caída en las ventas de los combustibles  

    El reporte de Tendencias elaborado por el Instituto de Energía Mosconi reveló que durante el mes de octubre de 2024 las ventas de combustibles aumentaron 7% intermensual, respecto del mes anterior y se redujeron 4,9% en el último año.  

    Durante los últimos doce meses la demanda de combustibles líquidos disminuyó 4,9% respecto a igual periodo anterior. La reducción en las ventas de combustibles se explica por una baja del 4,4% anual en las ventas de naftas mientras las ventas de gasoil se redujeron 5,3%. Se observa una caída aún pronunciada en la nafta ultra mientras aumentaron las ventas de nafta súper.

    Por otra parte, las ventas de gasoil acumuladas durante los últimos doce meses se redujeron 4,4% respecto a igual periodo anterior: las ventas de Gasoil Ultra fueron 5,1% menores mientras que las de Gasoil Común, que ocupa el 72% del gasoil comercializado se redujeron 4,2%.  

    En tanto, el informe del IAE muestra que el petróleo procesado total en el mes de octubre se incrementó 12,5% interanual y aumentó 1,2% anual.  A su vez, el gas entregado en el mes de septiembre de 2024 (últimos datos disponibles) fue 115.9 MMm3/d.

    Además, el gas entregado a la industria fue 4% menor en el último año. En el caso de las Centrales Eléctricas consumieron 6,2% intermensual más respecto del mes anterior, mientras que aumentaron su demanda 16,2% de manera interanual.

    El estudio del IAE detalla que el precio del barril de petróleo Brent en octubre de 2024 fue de USD/bbl 75,2 lo cual implica un precio 15,7% menor al registrado en igual mes de 2023. Por otra parte, el precio del barril de crudo WTI fue USD/bbl 72,3 y aumentó 8,6% respecto a igual mes de 2023.

    El barril argentino del tipo Escalante tuvo un precio de USD/bbl 72,3 en octubre de 2024 esto implica un precio 8.6% superior al precio de igual mes de 2023. Y el barril del tipo Medanito muestra un precio que se ubicó en USD/bbl 67,7 en el mes de octubre de 2024 y es 8,3% superior respecto al de igual mes del año anterior.

    Asimismo, el precio spot del gas natural Henry Hub fue de U$S 2,2 MMBtu (millón de Btu) en octubre de 2024. En el caso argentino, el precio del Gas Natural en boca de pozo en base al cálculo de regalías (lo que reciben los productores locales) fue de 4,03 U$S/MMBtu en octubre de 2024, lo cual implica un precio 41,4% mayor a igual mes del año 2023.

    Finalmente, el precio de importación del GNL, según se pública en la web de ENARSA, el precio promedio de las compras para todo el año 2024 es de 10.7 U$S /MMbtu mientras que, en los años 2023, 2022, 2021 y 2020 fue de 17.8, 28.8, 8.3 y 2.9 U$S/MMbtu respectivamente.

    Las compras anuales de 2024 de GNL totalizaron U$S 672 millones por 30 cargamentos. Esto es una reducción del 63,4% en el monto importado. Según las estadísticas de comercio exterior, el gas importado por gasoductos de Bolivia (y marginalmente de Chile) tuvo un precio de importación de 13,29 U$S/MMBTU para el mes de octubre de 2024.

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  • Argentina mostró el potencial del proyecto de cobre Los Azules ante inversores europeos

    Argentina mostró el potencial del proyecto de cobre Los Azules ante inversores europeos

    La reciente misión comercial organizada por la Unión Europea y el gobierno nacional de Argentina representó una oportunidad clave para Los Azules, posicionando al proyecto como un destino de inversión y posible socio comercial Europeo – Argentino.

    Los Azules ha podido demostrar su potencial para la futura entrega de materia prima con valor agregado para de esta manera atraer inversiones internacionales y fortalecer colaboraciones estratégicas en Europa. El objetivo de la misión fue destacar el potencial minero de Argentina y atraer inversiones europeas en proyectos mineros y de infraestructura.

    Se trata de uno de los proyectos de cobre más grandes del mundo, con recursos que podrían explotarse por 30 años, según el ranking de Mining Inteligence. Está ubicado en el departamento Calingasta, sobre la cordillera frontal en el Cordón de Los Azules, de donde toma su nombre. A 129 km de Villa Calingasta, a 250 km de la ciudad de San Juan y a 3 km del límite con Chile.

    En esta ocasión, la delegación argentina estuvo compuesta por varios representantes del gobierno, entre ellos: Luis Lucero, Secretario de Minería de Argentina; Mario Thiem, Subsecretario de Desarrollo Minero; Marcelo Orrego, Gobernador de San Juan; Juan Pablo Perea, Ministro de Minería de San Juan; Gustavo Fernández, Ministro de Producción de San Juan; Alfredo Cornejo, Gobernador de Mendoza; Jimena De La Torre, Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza; Jerónimo Shantal, Secretario de Minería de Mendoza; Carlos Sadir, Gobernador de Jujuy; José Gómez, Secretario de Minería e Hidrocarburos de Jujuy; Marcelo Murúa, Ministro de Minería de Catamarca; y Flavia Royón, Secretaria de Minería y Energía de Salta. La Unión Europea estuvo representada por Amador Sánchez Rico, Embajador de la UE en Argentina; Ilsé Couge, Jefa de Cooperación de la UE en Argentina; y Eduardo Barrera, Asesor de la UE.

    Por parte del sector privado, participó Michael Meding, Vicepresidente y Gerente General de McEwen Copper y Los Azules, siendo el único empresario invitado a formar parte de la delegación acompañado por Carlos Rivera de Comunicaciones. Mientras que por la Unión Europea, coordinadores de las reuniones y encuentros, estuvo Amador Sánchez Rico, Embajador de la Unión Europea (UE) en Argentina; Ilsé Couge, Jefa de Cooperación de la UE en Argentina; y Eduardo Barrera, Asesor de la UE.

    La delegación visitó la refinería Aurubis, una de las más importantes de Europa en la producción de ánodos y cátodos de cobre. Durante el recorrido, Michael Meding y los gobernadores  y representantes gubernamentales de San Juan, Mendoza, Jujuy y Salta se reunieron con Tim Kurth, Director de Operaciones de Productos y Fundición a Medida de Aurubis. 

    El martes 10 de diciembre, en el marco de la Raw Material Week, Michael Meding participó como único representante del sector privado en un encuentro que organizó la Embajada Argentina ante la UE con Alejandro Sturniolo, secretario General de Water Positive Think Tank, y Eduardo Barrera, Asesor de la UE, para discutir estrategias de compensación del uso de agua en la futura etapa de producción de Los Azules. 

    Durante el evento Argentina Day de Raw Material Week, los gobernadores de San Juan, Mendoza y Jujuy y los representantes de Catamarca y Salta presentaron el potencial minero de sus provincias. 

    En esta oportunidad, Michael Meding, junto con otros representantes del sector privado, realizó una exposición destacada que recibió una respuesta positiva por su visión innovadora sobre el futuro regenerativo de Los Azules. 

    Michael Meding mantuvo reuniones bilaterales con el Banco Interamericano de Desarrollo, el Banco Europeo de Inversiones y el KFW Ipex-Bank de Alemania. Estos encuentros exploraron posibles financiamientos futuros para Los Azules y estrategias de colaboración en la región.

    Además, se llevó a cabo un encuentro con Benjamin Gallezot, Delegado Interministerial para el Abastecimiento de Minerales y Metales Estratégicos del gobierno francés, con el objetivo de conversar como Los Azules puede convertirse en un socio estratégico y destino de la inversión para Europa. 

    El jueves 12 de diciembre en Londres, Michael Meding y Carlos Rivera se reunieron con representantes de la Corporación Financiera Internacional (IFC) parte del Banco Mundial.

    Esta reunión fue crucial para conversar sobre los requerimientos u oportunidades de posibles financiamientos para el Los Azules, explorando inversiones en equity y una eventual visita al yacimiento. Los representantes de la IFC presentes en la reunión incluyeron a Ignacio de Calonje, Chief Investment Officer, Simone Brunner, Senior Investment Officer del equipo Global Metals & Mining, Yanilka Fernandez-Mosquera, Senior Investment Officer del equipo Global Metals & Mining, y Coralie Girardot, Investment Analyst.

    Finalmente, el viernes 13 de diciembre en Sevilla, la jornada marcó el cierre de las actividades de la misión comercial con la participación de Los Azules en la visita a dos importantes emprendimientos mineros. 

     

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  • Neuquén termina el 2024 con 440 pozos perforados y u$s 3000 millones en exportaciones

    Neuquén termina el 2024 con 440 pozos perforados y u$s 3000 millones en exportaciones

    El mejor año de la producción de Vaca Muerta se hizo sentir como nunca antes en el frente exportador. Según los datos del ministerio de Energía y Recursos Naturales, conducido por Gustavo Medele, las exportaciones desde Neuquén implicaron un total de 3000 millones de dólares.

    Al mismo tiempo, la provincia totalizo 440 pozos perforados, de acuerdo al recorte de la primera quincena de diciembre.

    Las exportaciones tuvieron el fuerte incentivo del salto de escala durante el 2024, año en el que se hizo notar la reapertura del mercado chileno, con el Oleoducto Trasandino impulsando la salida del crudo neuquino hacia la región del Biobío, y los mayores niveles de transporte hacia Bahía Blanca, vía la traza de Oleoductos del Valle, Oldelval.

    “Creemos que el próximo año vamos a tener niveles de actividad similares en el segmento de la perforación”, dijo Medele al anticipar el cuadro de situación en uno de los termómetros que grafica los niveles de actividad.

    El otro es el de las etapas de fractura, la variable que también llegó a niveles récord en este año y que es el indicador más claro de este momento de incremento de la producción no convencional de Neuquén.

    Por otra parte, Medele también anticipó cómo será el nivel de inversiones que espera Neuquén para el próximo año.

    “Vamos a estar llegando a los 10.000 millones de dólares de inversión en el 2025”, dijo en la rueda de prensa donde hizo un balance de su gestión junto al resto de la estructura de la cartera que encabeza.

    Respecto de las exportaciones, el 94 por ciento corresponde al crudo, que este año llegó a su récord mensual en promedio en octubre, con 450 mil barriles diarios de producción. El gas representa el seis por ciento restante dentro de los 3000 millones de dólares que salieron en ventas de hidrocarburos al exterior.

    En este último caso, la perspectiva es que en el mediano-largo plazo haya un aporte sustancial, una vez que se concreten los proyectos de GNL, que podrían tener incidencia en el frente exportador desde la costa de Río negro.

    Durante la presentación del balance, Medele también sostuvo que el trabajo del ministerio tuvo como objetivo impulsar la “sustentabilidad y optimizar los costos y los tiempos de funcionamiento” de la logistica interna. En ese sentido, puntualizó en la mejora sobre parte del trabajo más arduo de los equipos técnicos en “permisología”, clave del andamiage de acceso a licitaciones de las productoras de Vaca Muerta.

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  • Las exportaciones de petróleo vuelan y crecen más del 40% en el acumulado del año

    Las exportaciones de petróleo vuelan y crecen más del 40% en el acumulado del año

    El incremento de producción de petróleo que viene ofreciendo Vaca Muerta repercute mes a mes en el nivel de exportaciones que se ubica en volúmenes históricos pero decididamente en récord si se analiza el desempeño en dólares.

    Todas las proyecciones indican que la tendencia se mantendrá en fuerte alza durante los próximos años teniendo en cuenta los planes de inversión y las obras de infraestructura en marcha que se irán poniendo en operación en distintas etapas.

    Así, durante los primeros 10 meses del año, la producción total de petróleo se incrementó un 9,5% con relación al mismo período de 2023, gracias al crecimiento de la producción en Cuenca Neuquina que se expandió un 18,8%.

    Ese aumento notorio de la producción de crudo se destinó fundamentalmente al mercado externo, teniendo en cuenta que la demanda doméstica se encuentra prácticamente abastecida, con una capacidad de refino estable.

    En este sentido, de acuerdo a cifras de la Secretaría de Energía analizadas por la consultora especializada Economía & Energía (E&E), en enero-octubre del corriente año el volumen exportado se incrementó un 42%, es decir el equivalente a 54.000 barriles diarios, con respecto al mismo período de 2023.

    Este fuerte aumento del volumen exportado permitió un incremento del monto de las exportaciones de petróleo, que creció en u$s 1.452 millones con relación enero-octubre del año pasado, es decir un alza acumulada de 47%.

    A partir de este desempeño la industria alcanzó en los primeros diez meses del año los 706 mil barriles por día, sensiblemente por encima de los 645 mil barriles por día de 2023, de los cuales 183 mil barriles por día se orientaron al mercado exportador, muy por encima de los 129 mil barriles por día del año anterior hasta octubre.

    Además del mayor volúmen embarcado, las cifras recién equiparan lo que se registró en 1995, cuando las exportaciones fueron de 184 mil barriles por día, pero se mantienen aún bastante por debajo de lo que ocurría en 1996 con 302 mil barriles por día, o en 1998 cuando se alcanzó el récord de 336 mil barriles por día.

    No obstante, la realidad es diferente en cuanto a montos en dólares, ya que este año el precio del crudo internacional osciló en torno a los u$s 80, mientras que 20 años atrás por ejemplo se ubicaba cerca de los u$s 40 por barril, mientras que en 1998 se movió por debajo de los u$s 15 en un escenario completamente distinto al actual.

    Como se viene advirtiendo a lo largo del año, el impacto del petróleo se hizo sentir en la balanza comercial energética, ya que durante los 10 primeros meses de 2024 alcanzó un superávit de u$s 4.302 millones mientras que en el mismo período de 2023 se había registrado un déficit de u$s 737 millones.

    De esta manera, las exportaciones vienen totalizando u$s 7.995 millones, es decir unos u$s 1.516 millones más frente al mismo periodo de 2023, mientras que las importaciones alcanzaron los u$s 3.693 millones, unos u$s 3.523 menos que el acumulado del año pasado.

    Para E&E, la tendencia expansiva que presenta la producción hidrocarburífera local y su competitividad en el mercado internacional, permiten inferir, en caso de no producirse modificaciones significativas en el escenario internacional, «un superávit comercial creciente que tendrá una gravitación cada vez más significativa en el resultado de la cuenta corriente» del conjunto de la economía Argentina.

    El incremento de la producción de petróleo, en un contexto de mantenimiento de la capacidad de refinación local, redundaría en un aumento significativo de las exportaciones en los próximos años. Esa proyección permite trazar un horizonte exportador de 193 mil barriles por día para el cierre final de 2024, y de 279 mil barriles por día para 2025 con hitos de 515 barriles/día para 2028 y de 710 barriles/día para 2030.

    Esto permitiría escalar los ingresos de divisas de los u$s 5600 millones que se estiman para el corriente año a u$s 18.078 millones a fines de la década, a valores actuales del precio internacional, es decir que confirmaría un cambio estructural en el sector externo argentino.

    De todos modos, si estos montos se ven afectados en el escenario de precios contemplado, con valores un 20% por debajo del promedio actual las exportaciones en 2030 rondarían los u$s 14.500 millones, mientras que con precios un 20% superiores se acercarían a los u$s 21.700 millones, cifras igualmente significativas para la macro.

    Durante el corriente año, más del 75% de las exportaciones de crudo provino de la cuenca Neuquina, la que se convirtió en la principal cuenca exportadora desde 2022 con una capacidad de evacuación a octubre de 225 barriles/d, por el sistema Oleoductos del Valle (Oldelval) y Oleoducto Trasandino (Otasa).

    Es por eso que la inauguración del incremento de la capacidad de transporte del Oldelval para el primer trimestre de 2025, la continuidad ya anunciada de esas obras en el denominado Proyecto Triplicar, así como el inicio de la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur con un consorcio de petroleras asociadas, asegura un incremento sostenido para acompañar la producción.

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  • YPF le compra a ExxonMobil y Qatar Energy su participación en el bloque Sierra Chata

    YPF le compra a ExxonMobil y Qatar Energy su participación en el bloque Sierra Chata

    YPF compró el 100% de la sociedad dueña de la participación de ExxonMobil Argentina y Qatar Energy en la concesión no convencional del área Sierra Chata.

    De esta manera, la compañía pasa a participar en el Bloque con el 54% aproximadamente en sociedad con Pampa Energía, el actual operador.

    Sierra Chata se encuentra ubicada a 150 km al noroeste de la ciudad de Neuquén y cuenta con una superficie de 864 km2.

    Es uno de los activos de gas de mayor potencial en Vaca Muerta. Esta adquisición forma parte de la estrategia de la compañía de enfocar su actividad en el no convencional, al fortalecer el portfolio de YPF en gas especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG.

    La compra de este tramo del bloque tiene lugar en medio de la perspectiva de crecimiento en el mercado del gas para Vaca Muerta.

    Por un lado, esa chance toma forma con la puesta en marcha de nuevos ductos de transporte hacia el interior del país, como la reversión del Gasoducto Norte, que permitirá mayores bombeos hacia las provincias que recibian el gas de Bolivia, impactada por la declinación de sus campos productores, y dar el salto a Brasil.

    Y por otra parte, el gas natural licuado (GNL), con YPF apuntando a licuar gas en la próxima década con un puñado de empresas con la producción de bloques en Neuquén y el sur del país.

    ExxonMobil, por su parte, sigue desprendiéndose de sus activos en la Cuenca Neuquina, apostando a su portafolio de negocios que tiene prioridades como Guyana (offshore) y Permian, en el no convencional de Estados Unidos.

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  • «No tenemos que entrar en una lógica ‘Chubut vs. Vaca Muerta’, somos complementarios»

    «No tenemos que entrar en una lógica ‘Chubut vs. Vaca Muerta’, somos complementarios»

    El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, celebró que el precio del crudo Escalante ahora tiene un valor más cercano al internacional durante su discurso en Comodoro Rivadavia, por el Día del Petróleo. Allí consideró que no debe existir una pelea entre el Golfo San Jorge y Vaca Muerta, sino que son polos hidrocarburíferos complementarios.

    Torres anunció que las inversiones del 2024 llegaron a los 1200 millones de dólares y que para el año próximo se espera un sostenimiento del nivel. En buena medida, eso ocurirá dado que Pan American Energy mantendrá el ritmo de actividad -principalmente en Cerro Dragón-, YPF redoblará la apuesta a la terciaria en Manantiales Behr y el ingreso de Pecom genera expectativas en dos concesiones.

    «No tenemos que entrar en una lógica de ‘Chubut versus Vaca Muerta’, porque somos complementarios y tenemos que ser inteligentes para entender que la revolución que tenemos que dar en esta cuenca es de competitividad», sostuvo el mandatario chubutense.

    «La misma fuerza y sentido de pertenencia que nos unieron, nos van a permitir hacer las cosas bien en momentos de incertidumbre como este», añadió Torres, alineado políticamente a Juntos por el Cambio en un acto con la presencia del intendente anfritrión Othar Mascharavilli, dirigente histórico del peronismo, y representantes políticos y empresariales.

    Además, el mandatario agregó: «Tenemos la responsabilidad de mirar hacia adelante y de pensar una agenda de competitividad para sostener el trabajo, como lo estamos haciendo, pero también para revertir el declive de esta cuenca, y se puede lograr».

    En otro tramo de su discurso, Torres destacó que el precio del crudo Escalante, el que surge de los yacimientos del sur chubutense, dejó de tener un precio pisado. «Pudimos terminar con una estafa de décadas contra todos los chubutenses, que era el famoso ‘precio sostén’ del barril, algo que parece positivo pero que, como provincia, nos costó más de 1.400 millones de dólares como provincia», explicó.
     
    Con la metodología del «barril criollo» y otros modelos similares, la cuenca del Golfo San Jorge siempre tuvo un petróleo a precios más bajos que los internacionales sin compensaciones. Esto es debido a la búsqueda del export parity, más allá de las condideraciones del mercado internacional y las características del crudo.
     
    «Cuando se dio la discusión del Capítulo de Hidrocarburos en la Ley de Bases -continuó Torres-, que supuestamente era muy sofisticado, todos los legisladores nacionales estuvieron comprometidos hasta último momento y podemos decir que hoy nuestro crudo se paga lo que vale por primera vez en décadas».

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