Con la publicación de los datos de octubre, Neuquén volvió a destacar su liderazgo en la producción de petróleo y gas a nivel nacional. Y nuevamente en el segmento del crudo tuvo una marca récord, a la vez que alcanzó el nivel de gas natural más alto para la provincia en este periodo, que suele ser de menor demanda y obliga a reducir la producción.
La provincia de Neuquén registró en octubre un récord en la producción de petróleo, al alcanzar los 447.460 barriles por día, 0,13 % más que en septiembre y 26,35 % que octubre de 2023. Estos datos corresponden a un informe del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén.
La variación acumulada entre enero y octubre de 2024 es un 24,15 % mayor que la registrada para el mismo período del año pasado. Un aspecto relevante es que la producción de shale oil, es decir no convencional, en Neuquén representa el 94,54% del total de la provincia.
De acuerdo a las cifras brindadas por Provincia, sobre la base de los datos públicos de la Secretaría de Energía de la Nación, el incremento con relación a septiembre se debe principalmente al desempeño de Bajada del Palo Oeste (Vista), Coirón Amargo Sur Oeste (Shell), Lindero Atravesado (Pan American Energy), La Amarga Chica (YPF) y Loma La Lata-Sierra Barrosa (YPF).
En tanto, la producción de gas natural en octubre fue de 88,05 millones de metros cúbicos por día, que si bien es un 15,1% menos que en septiembre esto tiene un motivo estacional: el inicio de la menor demanda local hace que la performance de los pozos empiece a disminuir. No obstante, el 87,12% de la producción de gas es de origen no convencional.
En comparación con octubre de 2023 se produjo un 10,09% más y la producción acumulada entre enero y octubre es 11,88% mayor que la registrada para el mismo periodo de 2023. Es que de este modo, la producción de gas de Neuquén tuvo su mejor octubre en toda la historia.
En el mes de noviembre un hogar promedio del AMBA, sin subsidios, necesitó $134.173 pesos en el mes para cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable en el hogar. Este gasto se redujo 0,2% respecto del mes anterior.
En lo que va del año los subsidios cayeron un 37% por una reducción real en transporte del 42%, en energía del 35% y en agua del 58%.
Las cifras forman parte del Reporte de Tarifas y Subsidios que realiza mensualmente el Observatorio de la UBA y el CONICET. El trabajo indica que esta mínima reducción del gasto en servicios públicos respecto de octubre se explica por varios factores.
En primer lugar, menores consumos de gas que se reducen sensiblemente mientras el cuadro tarifario se modifica levemente (aumentó 3,5% el cargo fijo y 2,7% el cargo variable). Segundo, por incremento en los cuadros tarifarios de energía eléctrica (6% en el cargo fijo y 2,8% en el variable) en conjunto con aumentos de las cantidades consumidas en las puertas del verano.
Y por último, por incrementos en los cuadros tarifarios de agua. En síntesis, la reducción del 0,2% en la canasta de servicios se explica por un aumento de la energía eléctrica y del agua del 10,3% y 4% respectivamente que son más que compensados por la caída en el gasto de gas natural del 18,5%.
El reporte revela que en los hogares del AMBA se pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio cubren el 53% de los costos y, por lo tanto, el Estado se hace cargo del 47% restante. Sin embargo, esta cobertura es dispar entre segmentos de hogares y entre servicios. En octubre y noviembre 2024, la cobertura tarifaria se encuentra en el nivel más alto de los últimos 12 meses.
Con respecto de diciembre 2023, el costo de la canasta total se incrementó 368% a partir de las actualizaciones de tarifas de transporte, energía eléctrica, gas natural y agua. Los consumos de gas natural y energía eléctrica están ajustados por estacionalidad del consumo.
En la desagregación por servicio se observa que el incremento más importante fue en la factura de gas natural con un aumento del 564% respecto a diciembre de 2023 y es explicado tanto por los aumentos tarifarios como por las diferencias en el consumo estacional.
El gasto en energía eléctrica aumentó 189% mientras que los servicios públicos que no dependen de factores estacionales muestran un aumento del 601% para el transporte y del 305% para el agua.
En tanto, el informe detalla que las transferencias devengadas de Energía Argentina S.A. (ENARSA) acumuladas en diez meses aumentaron 129% anual nominal y las destinadas al Plan Gas.Ar, por incentivos a la producción de gas natural, aumentaron 140%.
Tras el acuerdo que firmaron Argentina y Brasil para acelerar la provisión de gas de Vaca Muerta a las industrias brasileñas, el gobernador de Neuquén, RolandoFigueroa, indicó que buena parte del memorando fue fruto de trabajos previos de la Provincia.
Argentina se comprometió a exportar incialmente 2 millones de metros cúbicos por día (MMme/d) de shale gas, escalable a 30 MMm3/d hacia 2030, una vez que la comisión bilateral defina la mejor vía transporte, modificando infraestructura existente como el Gasoducto Norte o próxima como la segunda etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner.
Figueroa recordó: «primero estuvimos con el presidente Lula Da Silva hace algunos meses en Río de Janeiro y después estuvimos reunidos con la gente de Petrobras». Aquella reunión con el presidente brasileño fue junto al mandatario de Río Negro, AlbertoWeretilneck.
En esa reunión fue donde «Lula» se interiorizó sobre la potencialidad de Vaca Muerta, los proyectos para exportar gas a Brasil y las posibilidades de inversión en la provincia, en el marco de algunas conversaciones previas que se habían tenido con la anterior gestión de Jair Bolsonaro. También participaron funcionarios brasileños del sector energético y directivos de Petrobras.
«Ofrecemos más que nada confianza en que el recurso existe, que el recurso es de las provincias», aseguró Figueroa. Y en ese contexto, remarcó que era necesario «romper esa inercia por la cual no se podía exportar gas a Brasil. Llegar a Brasil nos abre un escenario importante».
«La industria brasilera no tiene gas hoy, tiene un problema serio de provisión», dijo Figueroa. Históricamente Brasil importó gas desde Bolivia, pero ese país ha sufrido un declino importante en su producción en los últimos años, a tal punto que tampoco puede cumplir con los compromisos asumidos para la venta de gas a la Argentina -que con la revesión del Gasoducto Norte puede dejar de importar desde allí-.
El objetivo es llegar con gas al país vecino por distintas vías «no sólo por ducto, sino que la producción de GNL también va a terminar abasteciendo determinadas plantas en Sao Pablo específicamente», describió. Esto será posible por cuestiones de distancia, con precios más competivios que los de Estados Unidos.
El diputado provincial Darío Martínez (Unión por la Patria) se refirió al Memorándum firmado por el gobierno nacional con Brasil y resaltó la importancia de proteger los recursos de Vaca Muerta. El exsecretario de Energía de la Nación destacó las posibilidades del shale neuquino.
Martínez subrayó la necesidad de nuevas inversiones en transporte de gas, dado que los enormes recursos de Vaca Muerta requerirán de infraestructura para cubrir más usuarios en el país y llegar a países de la región con contratos ininterrumpibles.
«Nuestra producción ya satura la capacidad de transporte de los gasoductos que salen desde Neuquén, que sirven para abastecer la demanda interna, aún insatisfecha por falta de la segunda etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, y para exportar, en firme y en verano, nuestro gas a Chile», señaló.
«Toda nueva demanda de gas de Vaca Muerta, para ser atendida seriamente, con continuidad, sin interrupciones y a largo plazo, necesita que se amplíe, con nuevos gasoductos que salgan desde Neuquén, la actual capacidad de transporte de nuestra producción», sostuvo.
Si bien se mostró confiado en las posibilidades que se abren con este memorandum, puntapié para exportar en escala shale gas desde Neuquén a Brasil, Martínez apuntó al precio del gas. «No puede ser que los nuevos compradores nos pidan que les regalemos nuestro gas», dijo el ex funcionario nacional.
«Hoy, Neuquén vende su gas a 3,5 dólares por millón de BTU en promedio, con picos de más de 7 dólares en las exportaciones a Chile. Las empresas productoras ya nos están anunciando que el proyecto de exportación a Brasil necesita un gas a menos de 2 dólares por millón de BTU, y que los proyectos de GNL ‘son factibles’ con un gas a 1,75 dólares por millón de BTU», explicó.
«Vaca Muerta puede producir todo el gas que necesite Brasil y las plantas de GNL. Bienvenida toda nueva demanda de gas porque más producción significa más trabajo, inversión y desarrollo para los neuquinos», afirmó el legislador provincial.
«El Gobierno Provincial debería ponerse al frente y liderar estos proyectos para potenciar la producción de Vaca Muerta, multiplicar las inversiones, pero defender el valor de nuestro gas sin dejar que se lo lleven de regalo, y garantizar que se construyan los nuevos gasoductos necesarios», subrayó.
En ese contexto, Martínez enfatizó que cualquier acuerdo debe beneficiar tanto a la industria como a la comunidad neuquina. «Está perfecto que la industria brasilera tenga energía más barata y de manera estable, y también que las petroleras hagan un gran negocio produciendo y exportando GNL, pero no puede ser a costa de los recursos de los neuquinos sin un precio justo, y sin que signifique aumento de producción», remarcó.
Las principales productoras de petróleo no convencional de Argentina ya son parte del acuerdo. El oleoducto Vaca Muerta Sur, que podría implicar exportaciones anuales por 30 mil millones de dólares desde Neuquén, tiene una fecha posible de entrada en operación. Se trata de las pruebas iniciales, con los primeros miles de barriles de crudo no convencional con destino exportador: YPF espera que ese bombeo empiece en julio del 2026.
En ese momento el conglomerado de empresas que ya forman parte del acuerdo empezarían a inyectar 180 mil barriles diarios de producción hacia Punta Colorada, en la provincia de Río Negro, junto al Atlántico donde estará ubicada la terminal de carga de los buques que transporten el petróleo no convencional.
Sin embargo, según pudo saber Mejor Energía, la expectativa es que hacia el tercer cuatrimestre de ese año ya se totalicen unos 380 mil barriles diarios solo para el canal exportador.
Toda la operación, la instalación de las terminales para el almacenamiento, el bombeo, la infraestructura de transporte, y la terminal en la costa de Río Negro, implicarán unos 2528 millones de dólares de inversión. Las empresas ya buscan el financiamiento en el mercado internacional; otra parte lo pondrán en cash.
Se trata de Pluspetrol, PAE, Vista, Chevron, Shell y Pampa, al margen de YPF que encabeza este proyecto exportador, uno de los que impulsa la compañía desde la llegada a la conducción de Horacio Marín, su CEO y presidente.
YPF espera la obtención del financiamiento en el mercado para un 70 por ciento de la operación (unos 1800 millones de dólares). El 30 por ciento restante será parte del flujo de caja de cada una de las socias del proyecto. El reaseguro de una producción creciente de este segmento debería actuar como una garantía de pago suficiente para la obtención de esos recursos en la plaza financiera.
La parte restante, unos 1000 millones de dólares, serán aportados de forma inicial por todas las accionistas de la Sociedad de Propósito Especial (SPV) que se está conformando con este propósito exportador, un proyecto de una magnitud inédita para Argentina, que junto a las obras de infraestructura en desarrollo (por caso Oldelval) podrían provocar que en el 2028 la Cuenca Neuquina llegue a los 1,5 millones de barriles diarios de producción en promedio.
La planificación general de la infraestructura de la obra consta de dos grandes paquetes de trabajo. El hub core de Vaca Muerta (Loma Campana) y su vínculo con Allen. Son 130 kilómetros con un costo de 200 millones de dólares, para el tramo I del oleoducto que incluirá en la localidad rionegrina la instalación de dos grandes tanques de acopio de 55 mil metros cúbicos cada uno.
El segundo tramo, el oleoducto exclusivo para exportaciones implicará la extensión de un ducto de 440 kilómetros y 30 pulgadas de diámetro, entre Allen y Punta Colorada, con un costo cercano a los 2500 millones de dólares.
Las obras ya fueron licitadas y están en proceso de adjudicación, de acuerdo a lo pudo saber este medio.
En la etapa actual, todos los socios están negociando los contratos definitivos de su participación en el proyecto y se espera la firma definitiva para el primer tramo de diciembre próximo.
El objetivo ambicioso es que se inyecten en este canal exportador unos 500.000 barriles diarios en el primer trimestre del 2027.
Para apuntalar la oferta de estos volúmenes en el mercado mundial, se espera operar con barcos que almacenan hasta dos millones de barriles, lo que implica una baja de costos de transporte de entre 2 y tres dólares por barril cargado, informaron fuentes de la industria, a la hora de comparar la logística con los puertos donde pueden cargar buques con capacidad de hasta 1 millón de barriles.
El presidente de YPF, Horacio Marín, analizó la realidad que vive hoy la compañía inmersa en un cambio de gestión clave que apunta a maximizar la rentabilidad en sus operaciones.
«Nuestro norte está puesto en Vaca Muerta; en generar valor para nuestros accionistas, buscando mayor optimización y rentabilidad para la empresa y para el país», afirmó durante el evento organizado por el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA). Y advirtió: «Una compañía que tiene cambios políticos cada dos años no puede ser rentable».
El ejecutivo explicó que «estamos haciendo un esfuerzo extraordinario para obtener resultados extraordinarios y para ellos nos apoyamos en cuatro cuestiones clave para YPF: meritocracia, honestidad, integridad y respeto por el medio ambiente».
«Vine a dar resultados. Para que en 2030 exportemos más de U$S 30.000 millones de la mano de Vaca Muerta. El objetivo es aumentar el tamaño de la torta, no achicarla y que todas las empresas lleguen a los picos de producción», se explayó.
Y destacó que «con el plan 4×4 y el proyecto Andes creamos un ecosistema energético nuevo. Necesitamos bajar a la mitad los costos y tiempos de perforación en no convencionales y vamos a ser los más eficientes del mundo».
El otro punto clave al que se refirió Marín fue el futuro del LNG. En ese sentido habló sobre el proyecto Argentina LNG. «Le pusimos así y no YPF LNG porque queremos abrir el proyecto a todas las grandes empresas», señaló, y subrayó: «hoy tenemos 19 acuerdos de confidencialidad para vender LNG y somos más competitivos que Estados Unidos».
El directivo dijo, además, que «con PAE estamos trabajando en un proyecto integrador de LNG que funcione con dos barcos y un proyecto que incluye la construcción de un gasoducto de entre 42 y 48 pulgadas. Estamos negociando esto y va a ser una gran sorpresa».
También resaltó que en «este crecimiento del sector, el rol del Estado ha sido determinante porque la gestión del actual gobierno en materia de relaciones internacionales nos permitió generar mejores vínculos comerciales con países que hoy están interesados en invertir en Argentina».
El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), sobre el panorama sectorial reveló que en septiembre de 2024 crecieron las tres variables del sector; producción 3%, ventas locales 6% y exportaciones 14%, con respecto al mes anterior.
Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP, enfatizó que «el crecimiento en la producción y ventas locales de la industria química y petroquímica es una señal de la competitividad del sector para actuar en un año de baja demanda, el incremento de las exportaciones también es muy positivo habida cuenta de que hay excedentes importantes de productos químicos provenientes principalmente de Asia. Esperamos que esta tendencia pueda mantenerse en los próximos meses”.
Las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local más exportaciones) durante septiembre del 2024, alcanzaron los U$S 388 millones de dólares, acumulando un total de U$S 2.850 millones en los nueve meses del año.
En este sentido, al comparar la producción del sector con el mismo mes del año anterior, se observa un crecimiento; mientras que en el acumulado del año reflejó valores negativos, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.
El informe mostró que las ventas locales cayeron tanto en la variación interanual, dado que todos los subsectores fueron afectados; como en el acumulado del año.
Por su parte, el relevamiento de la Cámara detalló que las exportaciones durante septiembre 2024 crecieron también tanto en la variación interanual un 54%, favorecido por los básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos; y en la variación acumulada del año un 34%, ayudado por todos los subsectores salvo los básicos inorgánicos que se mantuvieron estables.
El reporte destacó que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró aumentos del 2% en ventas locales y 16% en exportaciones en septiembre con respecto a agosto del 2024; mientras que la producción decreció un 1%.
Por su parte, tanto la producción como las ventas locales presentaron caídas tanto en la variación anual como en el acumulado. A su vez, las exportaciones crecieron interanualmente un 21%, pero decrecieron en el acumulado del año.
El trabajo de la CIQyP indicó que la capacidad instalada del sector durante septiembre tuvo un uso promedio del 61% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos.
Durante septiembre de 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 51% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 35% en las importaciones y positivas del 4,2% en las exportaciones.
La actual secretaria de Energía, María Tettamanti, trazó un breve panorama sobre el sector energético, haciendo especial hincapié en los cuellos de botella que presenta el sistema eléctrico donde se hace más visible y preocupante la falta de inversión de los últimos años.
«Son problemas que no se resuelven de un día para el otro. Como anticipó CAMMESA vamos a pasar un verano complicado y vamos a tener que arreglarnos con la oferta que disponemos», dijo la funcionaria durante un evento organizado por los 20 años de MEGSA donde participaron Horacio Marín, presidente de YPF, Daniel Ridelener, CEO de TGN, Oscar Sardi, CEO de TGS, Catherine Remy, CEO de TotalEnergies, Juan Martín Bulgheroni, CEO de Pan American Energy, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol y Carlos Casares, interventor del Enargas.
Tettamanti advirtió que el gobierno está ajustado a un plan de contingencia contemplado en la Resolución 294, que incluye, entre otras cuestiones, aumentar la importación de energía eléctrica desde Brasil, e incentivar a los Grandes Usuarios a que bajen el consumo en los picos de demanda durante los días de altas temperaturas.
«Hay un Comité de crisis que le estará dando seguimiento el tema y se reunirá una vez por semana para saber qué medidas correctivas hay que tomar», señaló.
En una charla moderada por Daniel Nuñez, director de MEGSA, la titular de Energía dijo que «mi gestión viene a darle continuidad a las políticas que venía llevando a cabo mi antecesor Eduardo Rodríguez Chirillo».
«Vengo a aportar mi granito de arena para que el Estado no sea una molestia para el sector privado y pueda otorgarle los incentivos y garantías necesarias para invertir en un sector de capital intensivo que apuesta a inversiones de largo plazo», afirmó.
Sobre el tema tarifas, señaló que hoy salió publicado el decreto que extiende el período de revisión quinquenal, y aclaró que «nuestra idea es dar una buena señal de precios a los mercados para aportar en nuevos proyectos en un marco donde se anunció la prórroga de la emergencia energética hasta el 9 de julio de 2025».
La funcionaria también destacó la firma del acuerdo con Brasil para la exportación de gas desde Vaca Muerta que se realizó en el marco del G20 en Río de Janeiro cuyo objetivo es darle un mensaje de mayor competitividad a la región.
Al referirse a la seguridad jurídica, hizo especial alusión al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) que permitió crear un clima favorable para las inversiones con reglas de juego más estables y con proyectos de largo plazo. «Argentina no era un país creíble para los inversores, por eso el RIGI fue fundamental», añadió.
El memorando de entendimiento (MOU) entre Argentina y Brasil para encontrar la mejor forma de transportar el gas de Vaca Muerta hasta el mercado brasileño es una buena noticia para la industria energética, aunque su concreción llevará un tiempo extra de estudios para completar infraestructura que permita cumplir el compromiso inicial de dos millones de metros cúbicos por día (MMm3/d).
El acuerdo, firmado durante las conversaciones de los líderes del G20 en Río de Janeiro, tiene como objetivo discutir la infraestructura necesaria para la exportación de gas argentino proveniente a Brasil. El documento crea una comisión bilateral y lleva las firmas de los ministros Luis Caputo, de Economía de Argentina, y Alexandre Silveira, de Minas y Energía de Brasil.
Entre las rutas evaluadas, las que tienen más chances de avanzar es la que ingresa por Bolivia por el Gasoducto Norte o, a largo plazo, pasar por Uruguaiana una vez completada la segunda etapa del Gasoducto Presidente Néstor KirchnerSalliqueló-San Jerónimo. Sobre esta última, el gobierno brasileño, primero en la gestión de Jair Bolsonaro y ahora de Lula Da Silva, apoya con financiamiento esa obra.
El acuerdo crea un comité bilateral para evaluar la infraestructura y prevé la posibilidad de exportaciones desde Argentina a Brasil a partir de 2025 con un volumen inicial de 2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), aumentando en los próximos 3 años a 10 millones hasta llegar a 30 millones en 2030.
Obras como el Gasoducto Norte hacen que las exportaciones a Brasil sean más posibles.
Algunas de las principales compañías productoras de Vaca Muerta tienen la ventaja de estar autorizadas a exportar por el gobierno argentino, a través de la Secretaría de Energía, y cuentan con la aprobación de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil para operar como comercializadoras en el gigante del Mercosur.
Esos son los casos de Tecpetrol, TotalEnergies, Pan American Energy (PAE) y Pluspetrol. En ese orden, están actualmente en un ranking de producción de shale gas en Vaca Muerta. Y todas pudieron enviar gas a Brasil a través de un ducto subutilizado por parte de Bolivia a un precio de 6,49 dólares por millón de BTU.
Tecpetrol tiene en sus manos a Fortín de Piedra, un gigante que puede producir hasta 24 MMm3/d en el invierno. En septiembre último llegó a los 18,6 MMm3/d, de acuerdo a los datos públicos de la Secretaría de Energía, y está próximo a ampliar su capacidad. Es que el potencial es de 40 MMm3/d. En su primer incursión a Brasil, Tecpetrol exportó 1,5MMm3/d a MGas.
Aguada Pichana Este (APE) es el bloque que opera TotalEnergies en Neuquén, siendo el segundo en producción de shale gas. En septiembre último, la compañía francesa alcanzó en ese yacimiento los 10,6 MMm3/d. La empresa se apalanca en dos frentes gasíferos: Vaca Muerta y el offshore de Tierra del Fuego. Total cerró un contrato de comercialización con Matrix Energy hasta julio del 2025.
PAE opera uno de los mayores plays de shale gas: Aguada Pichana Oeste (APO). En septiembre la compañía llegó a los 10,1 MMm3/d y quiere duplicar su producción en el shale neuquino. PAE es comercializadora en Brasil aprobada por la ANP -aunque su primera exportación fue en un bloque del Noroeste, Acambuco, a Tradener-.
También aparece La Calera, un yacimiento versátil por su enorme producción de petróleo y su competitivo shale gas. Administrado por Pluspetrol, el último dato de producción arroja que aportó 9,3 MMm3/d de gas de Vaca Muerta. Plupetrol compró Gas Bridge, en una mirada a largo plazo del mercado brasileño.
Economía & Energía, consultora de Nicolás Arceo, indica que la producción total de gas no convencional de Vaca Muerta llegó a los 66,8 MMm3/d en septiembre. Hay que tener en cuenta que es un mes bisagra dado que termina el invierno y empiezan a cerrarse pozos por falta de infraestructura.
La producción diaria de gas natural en Neuquén llegó a los 103,7 MMm3/d en septiembre; buena parte del gas de la Argentina sale de Neuquén y Vaca Muerta, dado que el total nacional llegó a 147,1 MMm3/d.
La infografía que difundió el gobierno brasileño habrá de «viabilizar la exportación de gas natural, principalmente vía Vaca Muerta, en el menos tiempo y con el menor costo posible». Ese gas estará abocado a la industria de fertilizantes, vidrio, cerámica y petroquímica. El MOU tiene una validez de 18 meses con una opción de prórroga según los avances. El costo esperado por Brasil es de 7 a 8 dólares por millón de BTU.
El tercer país con el que abría que definir su rol es Bolivia. El gobierno de Luis Arce modificó las áreas de competencia de la estatal YPFB, que puede administrar el tránsito internacional de infraestructura existente. En un contexto de declino de la producción y del fin de las exportaciones a Argentina, el decreto 5.206/2024 le permitirá desarrollar una nueva línea de negocios en el transporte de hidrocarburos.
Juan José Carbajales, director de Paspartú, escribió en su cuenta de X que las vías de salida a Brasil son bilaterales (Uruguayana-Río Grande Do Sul), trilaterales (vía Bolivia, vía Paraguay o vía Uruguay) o por GNL (que es una mirada ya de largo plazo y la más costosa, por tiempo e invesión).
«Sin obra pública, ¿quién pondrá el financiamiento? ¿La banca local, TGN contra tarifa, la industria de VM, el BNDS, agencias multilaterales… una vaquita entre todos?», dijo irónicamente para expresar algo que se viene pensando mucho también.
Y es que la prioridad a discutir entre Argentina y Brasil, y eventualmente Bolivia, es cómo financiar las obras. Con miradas distintas, el gobierno de Javier Milei quiere retroceder de ese frente para garantizar su programa de déficit cero; el de Lula Da Silva tiene un Estado fuerte y a la estatal Petrobras como aliada en la política energética. El verdadero quid de la cuestión.
Payún Oeste es un activo estratégico para el plan a largo plazo de Aconcagua Energía en Mendoza, no sólo por su potencial en petróleo convencional sino también porque está sobre la «lengua mendocina» de Vaca Muerta. La compañía, experta en campos maduros, sumó la semana pasada su quinta área en esa provincia, en el departamento de Malargüe, donde invertirá ocho millones de dólares en los próximos cinco años.
El gobierno de Alfredo Cornejo le otorgó la concesión por 25 años a Aconcagua, una empresa fundada por dos ex YPF, Diego Trabucco y Javier Basso, que también juega fuerte en con sus áreas convencionales en las provincias de Río Negro y Neuquén.
En una presentación que hicieron para la prensa mendocina, Trabucco indicó que el centro operativo estará en Malargüe y que observan oportunidades en la ventana del petróleo convencional en ese bloque de 179 kilómetros cuadrados.
Sin embargo, Aconcagua no descarta sondear las posibilidades de llegar a Vaca Muerta desde Payún Oeste. En una mirada al futuro, la idea es investigar los pozos ya realizados con profundidades que los acercan a la roca de esquisto. Si bien todavía no hay un plan, no se descartaría que una vez consolidada el área en su veta convencional se piense en una campaña de exploración no convencional.
«Si bien entendemos que todavía hay potencial en convencional, mirándolo a largo plazo el no convencional es un vector de crecimiento para los próximos años en la provincia. Y, por qué no, soñar con poner en valor el Vaca Muerta mendocino», aseguró Trabucco, CEO de Aconcagua.
El gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía, Jimena Latorre, encabezaron la concesión formal de Payún Oeste a Aconcagua.
«Venimos a comprometer esta importante inversión en Payún Oeste, pero también asumimos el compromiso técnico de empezar a ver cómo podemos colaborar con el desrisqueo de la parte de Vaca Muerta mendocina», señaló el directivo de Aconcagua.
En ese sentido, durante la firma de la concesión, el gobernador Cornejo adelantó: «la empresa se ha comprometido a colaborar con el ‘desrisko’ de la porción de Vaca Muerta que se encuentra en esta área, ayudando a la provincia a seguir explorando el potencial del no convencional».
Con Payún Oeste, Aconcagua Energía suma un bloque más junto a las otras áreas que opera en la provincia: Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado Oriental, Atuel Norte Explotación y Confluencia Sur. Además, la empresa lidera proyectos de generación de energía fotovoltaica en tierra mendocina.
Diego Tabucco y Javier Basso, directivos del Grupo Aconcagua Energía.
Mendoza es una provincia que quiere volver a ser productora de hidrocarburos, tanto en sus campos maduros con petróleo pesado como con un futuro en el no convencional con Vaca Muerta. Es así que este año se vieron avances en los proyectos de YPF en las áreas Paso Bardas Norte y CN-VII, incluso logrando realizar fracturas en dos pozos.
Hasta el momento, se perforaron un pozo vertical y dos pozos horizontales de 1.074 y 1.059 metros de rama cada uno, en Paso Bardas Norte (Concesión de explotación) y CN-VII A (permiso exploratorio), con perspectivas de nuevos pozos y más inversiones que rondarán los 30 millones de dólares.
Hasta ahora, YPF viene dando con señales positivas de petróleo shale en esos bloques. El plan exploratorio contempla realizar durante 2025 un piloto vertical a partir del cual se definirán dos niveles a navegar y con dos ramas horizontales de 2.500 metros.
