Autor: Más Energía

Corporación América se quedó con el proyecto de uranio más grande de Argentina

Corporación América firmó un acuerdo definitivo con Blue Sky Uranium Corp y su filial Minera Cielo Azul S.A. para adquirir hasta el 80% del proyecto Ivana, ubicado en Río Negro. Es considerada la iniciativa más importante de uranio y vanadio del país y forma parte del corredor minero Amarillo Grande.

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El acuerdo, estructurado bajo la modalidad earn-in, le permitirá al Grupo adquirir inicialmente el 49,9% de participación accionaria mediante una inversión de 35 millones de dólares. Asimismo, con la finalización del estudio de viabilidad, el Grupo podrá aumentar su participación al 80%, invirtiendo un total de 160 millones de dólares en el desarrollo del proyecto durante los próximos tres años.

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El depósito Ivana tiene el potencial de ser explotado y procesado a bajo costo. Según el presidente de Blue Sky, Nikolaos Cacos, este acuerdo histórico posiciona a ambas empresas para avanzar en un proyecto que no solo beneficiará al mercado local, sino también al internacional.

Proyecto Ivana

Ubicado en la región de Amarillo Grande, que abarca 145 kilómetros, el Proyecto Ivana se suma a la tendencia global que identifica al uranio como un pilar para garantizar suministros energéticos seguros y sostenibles. Este desarrollo busca reducir la dependencia de Argentina de las importaciones de uranio, recurso utilizado en las centrales nucleares del país durante más de dos décadas.

Con una superficie de 300.000 hectáreas, Amarillo Grande es considerado el área con mayor potencial de exploración y explotación de uranio en Argentina. Inicialmente, el enfoque estará en apuntalar el suministro para el mercado local, fortaleciendo la infraestructura energética del país y alineándose con los objetivos de la transición energética global.

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Una alianza estratégica

El proyecto Ivana es desarrollado por Blue Sky Uranium Corp, una empresa del grupo canadiense Grosso Group, liderado por el empresario Joseph Grosso, experto en exploración de uranio con derechos mineros en Río Negro y Chubut. La operación local será gestionada por el área de energía de Corporación América, que previamente ha explorado negocios de hidrógeno verde en España.

Además, el conglomerado cuenta con experiencia en el sector energético a través de la Compañía General de Combustibles (CGC), que se encarga de explorar el potencial de Palermo Aike, la roca madre de la Cuenca Austral.

En un comunicado emitido por la Bolsa de Toronto, el presidente y director ejecutivo de Blue Sky, Nikolaos Cacos, destacó: “este acuerdo histórico posicionará a Blue Sky y a sus accionistas para beneficiarse del avance del yacimiento Ivana junto a Corporación América, uno de los grupos más destacados de Argentina en el sector energético”.

Cacos agregó que el acuerdo incluye una opción de compra adicional, destinada a financiar exploraciones en otras áreas prometedoras de la región, ampliando el potencial para nuevos descubrimientos y recursos.

El rol del uranio

La expansión de proyectos nucleares en países como China, Francia y Estados Unidos subraya la importancia del uranio como recurso estratégico. El Proyecto Ivana refuerza la visión de Corporación América de liderar iniciativas energéticas sostenibles, aprovechando recursos locales con alto potencial para responder a la creciente demanda mundial.

Con esta iniciativa, Río Negro podría posicionarse como un polo clave para la industria del uranio en Argentina, fortaleciendo la soberanía energética y contribuyendo al desarrollo sostenible del país.

03/12/2024
La audiencia pública por el GNL en el Golfo San Matías tendrá 220 oradores

Con la inscripción cerrada, la audiencia pública por el proyecto de GNL de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG en el Golfo San Matías reunirá a autoridades, especialistas y 220 personas inscriptas que expondrán sus puntos de vista, mañana miércoles en San Antonio Este, Río Negro.

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La audiencia pública tratará el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto de instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FLNG) Hilli Peisyo. Según lo programado, comenzará a las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este, con acreditaciones habilitadas desde las 7,30.

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La audiencia pública se desarrollará en bloques temáticos que incluirán una bienvenida protocolar, exposiciones técnicas del proyecto a cargo de Southern Energy S.A., la sociedad creada por PAE y Golar para el proyecto, y su consultora Serman & Asociados S.A., además de presentaciones de expertos, representantes sectoriales, entre otros.

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Cómo será la audiencia pública por GNL

El encuentro se dividirá en bloques, iniciando con una exposición de las autoridades locales y provinciales. Luego vendrá la presentación formal del proyecto por parte de representantes de Southern Energy S.A. y la consultora ambiental, quienes describirán los aspectos técnicos y ambientales en una hora de exposición.

Entre los expertos y universidades que tomarán la palabra estará Prefectura Naval Argentina, INVAP, UNRN y el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG). Además, hablarán funcionarios y legisladores provinciales.

El bloque final estará dedicado a los 220 oradores registrados, quienes tendrán hasta cinco minutos cada uno para presentar sus perspectivas.

Esta instancia es clave para garantizar la participación ciudadana en la evaluación del proyecto, que busca transformar la región en un polo energético de exportación. Si bien las opiniones recabadas tienen carácter consultivo y no vinculante, serán incorporadas al análisis final del Estudio de Impacto Ambiental por parte de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático.

El buque que llegará a Río Negro

El proyecto liderado por Pan American Energy permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural tras un proceso de licuefacción en un buque de la compañía noruega Golar. A través de una inversión de 2.900 millones de dólares en los próximos 10 años, y que se prevé alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil, el proyecto permitirá la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo”, contratado por Southern Energy, en el Golfo San Matías.

El Hilli Episeyo tiene una longitud de casi 300 metros y una capacidad de licuefacción de aproximadamente 2,45 millones de toneladas de GNL por año. Fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017.

En 2018 comenzó a prestar servicio en la costa de Camerún para la compañía franco-británica Perenco, operadora del yacimiento Sanaga, quien mantiene un contrato con la rusa Gazprom para la compra del GNL por 8 años. El acuerdo vencerá en el segundo semestre de 2026.

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PAE y Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación en Argentina del buque “Hilli Episeyo”.

Compañías como la argentina Pampa Energía y la británica Harbour Energy anunciaron en los últimos días que se sumarán al consorcio liderado por Southern Energy, para sumar capital y producción de gas de Vaca Muerta y del sur del país.

Mientras que YPF es otra de las firmes candidatas a sumarse al proyecto, que será la primera incursión de producción de GNL con destino a la exportación a través de Río Negro.

03/12/2024
GeoPark compró activos de Repsol por 530 millones de dólares

GeoPark Ltd. Llegó a un acuerdo para adquirir activos de exploración y producción de petróleo y gas en Colombia a Repsol Exploración S.A. y Repsol E&P S.A.R.L por 530 millones de dólares. La operación refuerza la presencia de GeoPark en la cuenca de los Llanos, una de las regiones más productivas del país, donde la compañía ya opera.

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La transacción incluye la compra del 100% de Repsol Colombia O&G Ltd., que posee un 45% de participación no operativa en el bloque CPO-9, operado por Ecopetrol en el departamento del Meta, y un 25% de interés en SierraCol Energy Arauca LLC, ubicada en el departamento de Arauca.

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En conjunto, estos activos produjeron aproximadamente 16.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) netos a Repsol hasta septiembre de 2024. GeoPark destacó el potencial de crecimiento y la calidad de estos activos, que ofrecerán producción, reservas y flujo de caja inmediatos y sostenibles a largo plazo.

Repsol se diversifica

La venta de estos activos forma parte de la estrategia de la española Repsol para rotar su portafolio y financiar inversiones en energías renovables. En ese marco, la compañía ya había anunciado su intención de desinvertir hasta 4.000 millones de euros en activos para impulsar su transición energética. Este movimiento ocurre en un contexto en el que Repsol reportó una caída del 36% en su beneficio neto durante los primeros nueve meses de 2024, atribuida a la volatilidad de los precios del crudo y el gas, así como a menores márgenes de refino.

Por su parte, GeoPark financiará la adquisición con una combinación de efectivo y deuda, incluyendo una línea de crédito amortizable sin recurso de hasta 345 millones de dólares, estructurada por Macquarie Bank. Este enfoque financiero refleja el compromiso de la empresa con mantener un equilibrio en su estructura de capital mientras fortalece su presencia en Colombia.

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FOTO DE ARCHIVO: Las oficinas de Geopark Ltd son fotografiadas en Santiago, Chile 27 de junio de 2019. REUTERS/Rodrigo Garrido/Foto de archivo

Perspectivas operativas

La cuenca de los Llanos es una región clave para la producción de petróleo en Colombia. La incorporación de estos activos no solo consolida la posición de GeoPark en esta área estratégica, sino que también complementa sus operaciones existentes con recursos de alta productividad y bajo riesgo. Según GeoPark, los activos adquiridos se integrarán eficientemente en su portafolio actual, con miras a maximizar la rentabilidad operativa.

El cierre de la transacción está sujeto a condiciones habituales y aprobaciones regulatorias, incluyendo la renuncia o no ejercicio de derechos de preferencia por parte de los socios actuales de Repsol. La compañía española espera completar la transferencia de los activos durante el primer trimestre de 2025.

Geopark en Vaca Muerta

La petrolera GeoPark Limited llegó a un acuerdo de compra de activos con Phoenix Global Resources (PGR), a través de la participación en cuatro bloques que la subsidiaria de Mercuria Energy Trading opera en Vaca Muerta, por un total de 190 millones de dólares.

Además del pago inicial, GeoPark financiará el 100 % de los compromisos exploratorios por hasta 113 millones de dólares, durante dos años, realizará una adquisición de capacidad midstream de 11 millones de dólares y pagará un bono de 10 millones sujeto a resultados en la campaña de exploración del bloque Confluencia.

La compañía adquirió el 45% de los bloques Mata Mora Norte (en producción) y de exploración Mata Mora Sur, ubicados en la provincia de Neuquén, y una participación del 50% en en los bloques de exploración Confluencia Norte y Confluencia Sur, en la provincia de Río Negro.

03/12/2024
YPF avanza con el modelo Toyota para recudir 30% los tiempos en Vaca Muerta
YPF avanza en su alianza con Toyota en busca de bajar hasta 30% sus tiempos de construcción de pozos en Vaca Muerta, desde la preparación del terreno hasta que se abre la primera válvula para fluyan los hidrocarburos. La compañía busca acelerar la producción de petróleo y gas, a través de un cambio central en la manera en que se opera en Argentina.

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El denominado “Toyota Well” es un plan que comenzó a principios de año y que ya demuestra avances sólidos, con un centenar de personas involucradas, tres ejes de trabajo y seis frentes integrados. En esta etapa, se lanzaron dos líneas prototipo para testear las posibilidades de mejoras y aplicarlas luego a todo el desarrollo de pozos en Vaca Muerta.

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“Con este trabajo vamos a poder reducir entre un 15 y un 30% el ciclo de construcción de pozos, migrando hacia un modelo de trabajo industrializado, igual a la línea de montaje continua que usa Toyota para fabricar sus vehículos”, explicó Micaela Julieta Cecchini, gerenta de Agilidad, Innovación y Mejora Continua de YPF.

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La implementación de Toyota Well promete reducir los costos mediante la optimización de procesos.

“El Toyota Well va a revolucionar la forma en la que trabajamos en Vaca Muerta e implica un desafío muy grande porque es mucho más que un cambio en la metodología de trabajo: es una transformación cultural, un cambio en la manera de pensar”, sostuvo Cecchini.

Destacó, además, que el trabajo incluye a los proveedores de servicios, que se convertirán en socios estratégicos para aplicar esta nueva forma de trabajo.

El sistema de Toyota en los pozos de Vaca Muerta

YPF busca aplicar el Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial. El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de la compañía japonesa que se ha estudiado en todo el mundo.

Este trabajo conjunto forma parte del plan 4×4 que impulsa la compañía en busca de multiplicar su valor con la eficiencia y la productividad como su principal objetivo.

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YPF busca aplicar el Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial.

Las claves del modelo Toyota

La mejora continua es el núcleo de Toyota Well. Este principio, que busca optimizar constantemente los procesos y eliminar ineficiencias, se implementa a través de varias estrategias:
- Identificación de anormalidades: se lleva a cabo un análisis exhaustivo para detectar problemas y áreas de oportunidad.
- Estandarización: se establecen estándares para cada etapa del proceso, utilizando criterios como el P40.
- Trabajo en equipo: Equipos multidisciplinarios trabajan en conjunto para proponer soluciones y aplicar mejoras.
- Gestión de anormalidades: se implementan mecanismos para abordar ineficiencias de manera proactiva.
- Eliminación de desperdicios: Se busca reducir los tiempos de espera y maximizar la producción.
- Cultura de aprendizaje: se fomenta una mentalidad de evaluación y ajuste constante.
Como parte de su estrategia, el proyecto Toyota Well de YPF trabaja en dos líneas prototipo que servirán como bancos de pruebas para validar la eficacia del modelo antes de su escalado a toda la industria. Estas líneas permiten evaluar la viabilidad del modelo en un entorno controlado, gestionando las anormalidades desde una fase temprana.

Ya se aplica con compañías de servicios como SLB, Contreras, Halliburton, Baker Hughes, Halliburton, DLS y Nabors. Al finalizar el 2024, se compararán los resultados para determinar la eficacia de ambas líneas de trabajo, lo que permitirá decidir los próximos pasos para la masificación del modelo.

Reducir los costos, el gran objetivo

La implementación de Toyota Well promete reducir los costos mediante la optimización de procesos, lo cual que se traduce en menores costos de producción. También busca generar un incremento en la eficiencia de la construcción de pozos, y que el modelo sea sustentable, de manera de que se pueda sostener y evolucionar con el correr del tiempo.

El proyecto se desarrolla en seis frentes de trabajo, en la cual se divide la línea de construcción de un pozo en Vaca Muerta: armado de locaciones, perforación, terminación, pre-frac, post-frac y puesta en producción. Cada uno de estos frentes cuenta con equipos que trabajan en paralelo bajo un plan de trabajo que se respeta rigurosamente.
03/12/2024
$Vaca Muerta ya supera en un 12% todo su registro de fracturas de 2023$

Vaca Muerta ya supera en un 12% todo su registro de fracturas de 2023

El año de fracking en Vaca Muerta ofrece una serie de particularidades. Si bien la actividad tuvo su pico en junio (debido a la época de mayor demanda de gas), la cantidad de fracturas en el segmento shale fueron variando a lo largo de los meses.

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Una de las particularidades que ofrece este 2024 es que en seis meses se superaron las 1500 punciones en la roca madre. Así se desprende del informe del country manager de la empresa NCS Multistage, Luciano Fucello.

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Si se analiza mes por mes se establece que en enero se realizaron 1351 fracturas y en febrero se completaron 1348. En marzo se da un salto en la actividad cuando se llegó a 1643 operaciones, abril continúa creciendo el registro en 1694 etapas, en mayo se contabilizaron 1572 operaciones y en junio se alcanzó la cifra más alta de lo que va del año con 1703 fracturas.

La segunda mitad del año comenzó con 1658 punciones y marca una caída de la actividad. En agosto se registraron 1465 etapas, en septiembre se llegó a 1403 fracturas y en octubre se tocó el piso del año cuando se contabilizaron 1226 punciones. Mientras que en noviembre se llegó a 1504 operaciones.

El registro de enero a noviembre marca que las compañías completaron 16567 etapas de fractura en Vaca Muerta. Esto significa que, a un mes de terminar el año, se superó en un 12,5% el registro de 14722 operaciones que se contabilizaron en 2023.

Volver al promedio esperado

Una de las premisas para este año es que Vaca Muerta tendría un promedio de 1500 fracturas por mes para cumplir con los planes de inversión del próximo año. Los ojos estaban puestos en lograr ese objetivo y las bondades de la roca madre han respondido a la exigencia de las compañías.

Noviembre volvió a ofrecer una cifra esperada para ese promedio. En el penúltimo mes del año se completaron 1504 operaciones que fueron solicitadas por seis operadoras.

En este apartado no hay sorpresas. YPF sigue marcando el pulso en el shale ya que fue responsable del 47% de las operaciones al registrar 707 etapas de fractura. Le siguió Vista que realizó 309 operaciones y Tecpetrol con 204 punciones.

Pluspetrol también superó el centenar de fracturas y logró alcanzar la cifra de 139 punciones. El mismo panorama vivió Pan American Energy (PAE) con 123 operaciones. El registro fue cerrado por TotalEnergies con 22 punciones.

Al servicio de Vaca Muerta

En lo que respecta a las empresas de servicio hubo una sorpresa que no se dio en el último año. SLB superó a Halliburton como la compañía más solicitada por las operadoras.

En el registro del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, los trabajadores de mamelucos azules realizaron 567 etapas de fractura de las cuales 309 para Vista y 258 para YPF. Mientras que los operarios de mameluco rojo completaron 511 operaciones distribuidas entre 439 para YPF y 72 para Tecpetrol.

Tenaris 154 fue otro de los actores que creció durante noviembre. La empresa del Grupo Techint realizó 132 operaciones para Tecpetrol y 22 para TotalEnergies. Mientras que Weatherford completó 139 para Pluspetrol y Calfrac contabilizó 133 operaciones de las cuales 123 fueron para PAE y 10 para YPF.

03/12/2024
La promoción de biocombustibles le costó al Estado unos US$ 7.700 millones

En pleno debate legislativo por la nueva ley de biocombustibles, la consultora Economía & Energía hizo un balance de lo que fueron los últimos 14 años del régimen de promoción que le costó al Estado unos 7.700 millones de dólares en términos fiscales.

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Por lejos, el mayor impacto corresponde al biodiesel, donde se perdió de recaudar unos 5.863 millones en este periodo. “El costo fiscal se explica principalmente por la menor recaudación por derechos de exportación sobre el aceite que se deja de exportar y, en menor medida, por la exención sobre el ICL y CO2 en el mercado interno”, explican. En promedio, son unos 419 millones de dólares por año que el Estado dejó de recaudar.

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En términos de balanza comercial, el saldo de divisas fue negativo en 2.822 millones de dólares, principalmente, porque la exportación de biodiesel y el ahorro de divisas por menores importaciones de gasoil no llegaron a compensar la disminución de las exportaciones de aceite de soja.

Impacto en el surtidor

Al mismo tiempo, desde que empezó a implementarse el corte obligatorio de mezcla en el gasoil, el precio del biodiesel siempre presionó al alza a los valores del surtidor. Considerando la diferencia que existe por valor calorífico, la brecha entre el precio del biodiesel y el gasoil llegó a superar el 100% en varios años, con un promedio del 58%.

El panorama del bioetanol es bastante diferente con un balance negativo mucho más acotado. En términos fiscales, la pérdida acumuló unos 1.880 millones de dólares en estos 14 años, con un 57% de ese total explicado por el maíz y un 43% por el etanol de caña.

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El gobierno de Javier Milei quiere desregular el negocio de los biocombustibles.

El saldo de divisas en materia comercial es positivo en 2.413 millones de dólares, algo totalmente inverso a lo que sucedió con el biodiesel. Esto se explica porque si bien reduce los saldos exportables de maíz, no sucede lo mismo con la caña que gana nuevos mercados sin sacrificar exportaciones. A su vez, sustituye importaciones de nafta y aumenta exportaciones en el caso de bioetanol de maíz.

Finalmente, el diferencial de precios con la nafta con ajuste de poder calorífico promedió el 92%, pero con una tendencia a la baja que incluso en 2024 se revierte y llega a ser más barato que la nafta por el atraso de aumentos otorgados.

El último dato a considerar es el ahorro de emisiones de dióxido de carbono que acumulan las 36 millones de toneladas en el biodiesel y las 31 millones de toneladas en el etanol, con un costo de 119 dólares por cada tonelada de CO2 evitada.

03/12/2024
Total supera a YPF y se convierte en la principal operadora de gas del país

Total Energies se convirtió en la operadora de gas número uno de la Argentina tras un fuerte salto de producción en el mes de octubre gracias a la puesta en marcha del proyecto Fénix y el buen desempeño en Vaca Muerta.

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Mientras que la firma francesa registró un salto del 18,3% en sus volúmenes de gas operados, YPF sufrió una caída del 5,4% que la relegó al segundo lugar. No obstante, por criterio de empresa propietaria, la petrolera de bandera sigue encabezando el ranking y Total se ubica en tercer lugar.

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Esto sucede porque gran parte de los bloques offshore que opera, como Fénix, los comparte con otros socios. Además de esta nueva inversión en la cuenca Austral donde sumó unos 5 millones de metros cúbicos día, que en poco tiempo llegarán a 10 millones m3/d, Total aumentó su producción en el shale gas de Vaca Muerta en un 18,6% con su yacimiento estrella Aguada Pichana Este.

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TotalEnergies registró un salto del 18,3% en sus volúmenes de gas operados.

Fénix es la sexta plataforma del consorcio entre Total, PAE y Haorbour Energy en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego. El desarrollo gasífero costa afuera, con una inversión de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre pasado, y luego de finalizar los restantes pozos aportará el equivalente al 8% de la producción total de gas de la Argentina.

El fluido es enviado a través de gasoductos marinos, y tratado en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, ambas pertenecientes al consorcio. Allí se acondicionará el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

Las que lideran el shale gas

También siguiendo el criterio de empresa operadora, en el segmento del shale, Total se ubica tercera en el ranking con 10,2 millones de m3/d, detrás de YPF (14,7 Mm3/d) y Tecpetrol (12,1 Mm3/d). En tanto, en el tight gas está cuarta debajo de YPF, Pampa y CGC, todas con volúmenes mucho más chicos que el shale.

El top 5 de las productoras de gas del país se completa con PAE, Tecpetrol y Pampa bajo el criterio operador y con Wintershall saltando al quinto puesto con el criterio de propietarios.

Así, Total se queda con el 25% de la torta, YPF con el 23%, PAE con el 14%, Tecpetrol con el 11% y Pampa con el 8%.

En la ventana de crudo, Total tiene previsto comenzar a invertir, pero todavía no empieza a jugar ese partido. Acá, las grandes players son YPF, PAE, Vista, Chevron y Shell, aunque con el criterio de operadoras Pluspetrol logra meterse en el cuarto lugar.

El market share, en este caso, se divide entre YPF (48% del total operado), PAE (15%), Vista (10%), Pluspetrol (5%) y Shell (4%).

Según los datos de octubre, las empresas con mayor crecimiento en petróleo fueron Vista (49,4%), Pluspetrol (39,1%), Shell (38,6%), YPF (7%) y PAE (6,9%). En gas, en cambio, fueron Pampa (25,26%), Total (18,3%) y Tecpetrol (2,8%), siempre bajo el criterio de operadoras.

03/12/2024
¿Cuántos dólares fabricará Vaca Muerta?

Ya nadie tiene dudas de que Vaca Muerta será el gran aportante de dólares a la economía nacional en los próximos años. Lo que aún no se sabe es de qué magnitud estamos hablando. Para ello, la consultora Economía & Energía calculó tres escenarios distintos al 2030 para brindar una estimación más detallada.

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Antes de eso, es importante recordar el punto de partida. Mientras que en 2022 la balanza comercial energética fue negativa en unos 4.500 millones de dólares y en 2023 fue casi neutra, este año se estima que cerrará por arriba de los 5.000 millones de dólares.

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El escenario base estima una continuidad con la tasa de crecimiento actual de la producción hidrocarburífera, la terminación de las obras que están actualmente en construcción sumado a la primera etapa del Vaca Muerta Sur (360 mil barriles) y la instalación del proyecto de GNL de PAE. Es decir, no tiene en cuenta nuevos gasoductos ni grandes exportaciones de gas a países limítrofes y tampoco considera el proyecto Argentina GNL de YPF.

En esta mirada conservadora, la producción de crudo de todo el país superaría los 1,2 millones de barriles día en 2030 (cuando el 2024 cerrará con un promedio de 715 mil) y sus exportaciones pasarían de los 5.600 millones de dólares de este año a más de 18.000 millones al inicio de la próxima década.

La proyección del gas de Vaca Muerta

En el caso del gas natural, se mantendría el nivel de ventas externas actuales a Chile y se sumarían los volúmenes de GNL del proyecto de PAE a partir del 2027 (8,3 millones de m3 al día). Así, se llegarían a exportaciones de gas por 1.500 millones de dólares al año. De esta manera, y tras contemplar importaciones que bajarían un 13% respecto al nivel del 2024, el saldo comercial total cerraría en 18.700 millones al 2030.

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Mientras que en 2022 la balanza comercial energética fue negativa en unos USD 4.500 millones, este año cerrará por arriba de los 5.000 millones.

El segundo escenario trazado por la consultora de Nicolás Arceo se denomina Árido y es el más pesimista. La tasa de crecimiento de la producción es un 25% menor a la anterior, no considera la construcción del Vaca Muerta Sur ni ningún proyecto de GNL.

Acá la producción de crudo llega a un pico de 947 mil barriles por un total de 10.300 millones de dólares en ventas externas, las exportaciones de gas alcanzan los 900 millones y la balanza comercial energética totaliza los 10.400 millones en el 2030.

El escenario más optimista

Por último, el escenario más optimista es el expansivo, aunque tampoco imagina proyecciones tan difíciles de concretar. La diferencia con el escenario base es una producción un 25% más alta a raíz de la concreción de la segunda etapa del Vaca Muerta Sur (500 mil barriles en total a pesar de que el proyecto de YPF podría superar los 770 mil barriles), la obra de TGS para ampliar el gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) por 14 millones de m3/d y un proyecto de GNL adicional, pero chico (3 MPTA).

Acá, la producción de crudo llega a 1,4 millones de barriles, las exportaciones petroleras a 22.000 millones de dólares, las ventas externas de gas superan los 3.100 millones y la balanza comercial llega a 25.000 millones.

02/12/2024
«No creo que un ajuste de tarifa aumente la inflación»

María Tettamanti trazó un extenso panorama de la situación energética del país donde el punto central estuvo puesto en las tarifas de los servicios públicos. La secretaria de Energía de la Nación explicó los objetivos que se delinearon para lograr un esquema más eficiente y equitativo.

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En el marco del Energy Day, organizado por Econojournal, la funcionaria reconoció que en el último año hubo un salto importante en las tarifas. Sin embargo, destacó que este proceso se dio sin los problemas judiciales ni las medidas cautelares que complicaron iniciativas similares en el pasado.

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“Yo creo que es porque la sociedad en general entendió que lo que no se paga por un lado, se paga por el otro. Lo que estamos viendo es que, si bien las tarifas son más altas, la contracara de eso es bajar el déficit fiscal y bajar la inflación, en definitiva. Entonces, pagamos más por las tarifas, pero pagamos menos impuestos. ¿Qué impuesto? El impuesto inflacionario”, subrayó.

“Más adelante espero sean otros impuestos. Hoy por lo menos nos contentamos con que el impuesto inflacionario que nos ataca el bolsillo haya bajado”, agregó.

La política energética

Uno de los ejes de la política tarifaria que Tettamanti explicó con detalle es la segmentación de las tarifas de electricidad y gas, que busca ser más focalizada en quienes realmente necesitan ayuda estatal.

“La idea final es ir a una tarifa focalizada, que es lo más parecido a una tarifa social. Pero, en definitiva, es decir: estas personas no necesitan ayuda del Estado para pagar la energía, y estas personas sí. Y las personas que lo necesitan, que el esquema que simplemente, que es el que ya está en marcha, sea un esquema en el que fomente la eficiencia en el uso”.

Para lograr este objetivo, explicó que se trabajará con un bloque mínimo subsidiado, mientras que el consumo que exceda ese límite reflejará el costo real de producción, transporte y distribución. Este esquema ya tiene avances significativos en el gas natural, pero en energía eléctrica aún falta ajustar las tarifas según las diferencias geográficas y climáticas que afectan el consumo.

“En energía eléctrica no [hay diferenciación], se fijó un promedio anual y ahí sí estamos trabajando para que refleje un poco mejor las diferencias de necesidad de consumo que tienen las familias en las distintas geografías argentinas debido al tema climático”, explicó.

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Una transición para el equilibrio

Respecto al futuro inmediato, la secretaria anticipó que antes de la implementación definitiva del esquema focalizado, habrá un período de transición de segmentación. Este proceso se extenderá hasta abril, como establece un decreto vigente. “Después ya iremos a una tarifa focalizada”, indicó.

El esquema de transición actual establece tres niveles: N1, N2 y N3. Según Tettamanti, se busca simplificar este sistema. “Queremos cambiar un poco lo que hoy existe. Un periodo como una transición más de estos pocos meses, pero todo en la dirección de ir a una tarifa focalizada. Como siempre fue un esquema típico de un bloque de tarifa social donde tiene algún tipo de bonificación”, aseveró

Impacto económico y social

En el debate sobre la relación entre tarifas e inflación, Tettamanti expresó su visión monetarista del problema y cómo las tarifas encajan dentro del panorama macroeconómico. “Estoy convencida, y lo estamos viendo, que la inflación es un fenómeno exclusivamente monetario, con lo cual no creo que un aumento de tarifa aumente la inflación”, consideró.

“Lo que sí obviamente pasa es que un aumento de tarifa va a aumentar el costo de la canasta básica y eso va a tener, más que nada, un impacto social y político, no tanto económico en términos inflacionarios”, agregó.

La funcionaria también reconoció que este impacto debe ser manejado con cuidado para evitar tensiones sociales, aunque insistió en que corregir los precios relativos es una necesidad urgente.

“Pagamos más tarifas, pero pagamos menos impuestos. Y la inflación, que es el impuesto inflacionario, afecta mucho más a los sectores vulnerables. Por eso, esta corrección es una de las claves para avanzar en un esquema sustentable”, destacó.

El desafío de la sustentabilidad tarifaria

Al ser consultada sobre los planes de revisión tarifaria integral, Tettamanti destacó la importancia de mantener un equilibrio entre los costos y la capacidad de pago de los usuarios. Aunque aseguró que el objetivo es claro, reconoció las limitaciones que impone la macroeconomía.

“Está claro, el objetivo es que las tarifas tienen que estar determinadas de acuerdo a los principios de la ley: la tarifa es justa y razonable, cubrir los costos, la amortización para que las empresas inviertan y tener una rentabilidad justa y razonable. Eso es lo que tiene que suceder. Yo creo que vamos a poder lograrlo”, afirmó.

Además, remarcó que la previsibilidad en las políticas tarifarias es fundamental para atraer inversiones al sector energético. “El sector va a invertir no solamente si ve que hoy las reglas son buenas para invertir, sino que esto sea perdurable en el tiempo. Y eso es lo que no ha sucedido en el pasado”.

La secretaria de Energía se mostró optimista respecto a los avances logrados en su gestión, pero enfatizó que el cambio requiere tiempo y paciencia. “A veces uno tiene muy claro dónde quiere llegar, pero no siempre las condiciones son ideales. Hay que ir un poco más despacio, pero llegar ahí. Estamos convencidos de que podemos hacerlo”.

02/12/2024
La inglesa Harbour Energy se sube al proyecto de GNL de PAE

La compañía britanica Harbour Energy se sumó al proyecto de producción de gas natural licuado en Río Negro de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, tras la firma de un acuerdo para adquirir una participación del 15% en el desarrollo del primer proyecto de exportación de GNL en Argentina, que incluirá la instalación de un barco flotante de licuefacción.

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Harbour adquirió este año los activos de la alemana Wintershall DEA en Argentina, que incluyen participaciones en yacimientos gasíferos convencionales y shale de Aguada Pichana Este y San Roque, en Neuquén; y en Tierra del Fuego, donde se produce el 15% del gas que se consume en Argentina, CMA-1 (Cuenca Marina Austral 1): Carina, Aries, Vega Pléyade y otros yacimientos menores.

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Ahora, se sube al proyecto para la producción de GNL a través del buque “Hilli Episeyo”, propiedad de Golar LNG, cuenta con una capacidad de producción y exportación de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.

PAE suma socios al GNL

Con el desembarco de Habour, PAE y Golar suman un nuevo socio, luego de que la semana pasada se concretara el ingreso de Pampa Energía, con una participación del 20%. Mientras que YPF también podría incluirse en el consorcio.

El barco se abastecerá de gas natural utilizando la infraestructura y capacidad existente del sistema en los meses de menor demanda, teniendo como objetivo último operar todo el año, a través de la inversión en nueva infraestructura.

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Esta semana se realizará la audiencia pública del proyecto de GNL de PAE que demandará la llegada al Golfo San Matías del barco Hilli Episeyo.

«El proyecto, fue presentado en el régimen de incentivo para grandes inversiones RIGI, que representa factor clave para la competitividad del proyecto en el mercado global de GNL», destacaron desde Harbour Energy, una empresa con sede en Londres.

Dónde opera Harbour Energy

Desde su creación en 2014, Harbour ha crecido hasta convertirse en una de las mayores compañías independientes de petróleo y gas más grandes y geográficamente diversas del mundo. En la actualidad, produce entre 475.000 y 485.000 barriles equivalentes de petróleo al día con una importante producción en Noruega, el Reino Unido, Alemania, Argentina y el norte de África.

«Harbour se beneficia de costos de producción competitivos y márgenes amplios, junto con diversas opciones de crecimiento, incluidas oportunidades de infraestructuras cercanas en Noruega, oportunidades escalables no convencionales en Argentina y proyectos offshore convencionales en México e Indonesia. Con una baja intensidad de emisiones de GEI y una de posición de liderazgo en el almacenamiento de CO2 en Europa, Harbour mantiene su compromiso de producir petróleo y gas de forma segura y responsable para ayudar a satisfacer las necesidades del mundo», indicó la compañía.

Pampa se asoció al proyecto de GNL

La semana pasada, Pampa anunció tendrá una participación del 20% en la sociedad Southern Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto de GNL en la costa rionegrina, y se compromete a suministrar el 22,2% de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina.

Gustavo Mariani, CEO y vicepresidente de Pampa Energía, destacó que se sumaron «porque consideramos que es un proyecto muy importante para que el país se transforme en exportador mundial de gas natural licuado”.

Actualmente Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos de gas natural por día en sus yacimientos Sierra Chata y El Mangrullo en Vaca Muerta, con picos de 17 millones en invierno.

El proyecto liderado por Pan American Energy permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural. A través de una inversión de 2.900 millones de dólares en los próximos 10 años, y que se prevé alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil, el proyecto permitirá la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy, en el Golfo San Matías.

02/12/2024