SUPLE MAS E 03012020

SÁBADO 4 DE enero DE 2020

LM NEUQUEN

www.mase.com.ar

En medio de la crisis que afecta a la industria, un puñado de pozos de Vaca Muerta habla a las claras del potencial del shale.

Sus curvas de producción y la mejora de costos reafirman la oportunidad histórica para Argentina que plantean los no convencionales.

Los pozos mandan seNales ExxoNMoBil se prepara para el shale oil de BAjo del Choique

El buen precio del Brent se dio de frente con la macro argentina Hubo subas y bajas en las etapas de fractura de Vaca Muerta en 2019, que quedaron vinculadas al freno interno del crudo y la crisis económica.

La Ofephi regresa: busca volver a ser protagonista

Abogados shale: un tribunal para conflictos entre empresas

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Energía Neuquina

sábado 4 DE ENERO DE 2020 - LMNEUQUéN

Política

Tuvieron una primera reunión con la Secretaría de Energía

Volvió Ofephi. Quieren recuperar el peso político El grupo integra a diez provincias que explotan su petróleo. Presentaron una agenda de temas a la cartera de Energía, tras más de cinco años de letargo y sin ser atendidos por Nación. david mottura motturad@lmneuquen.com.ar

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orría 1984 cuando un grupo de gobernadores empezó a reunirse para fijar posturas sobre el sector petrolero y plantearselas al gobierno nacional. En 1986, en la ciudad de Formosa crearon formalmente la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocar-

buros (Ofephi), con diez distritos como miembros plenos: Jujuy, Salta, Formosa, Mendoza, Neuquén, Río Negro, La Pampa, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Durante la privatización de YPF, brindó asesoramiento en la transferencia de los recursos naturales a las provincias -ratificado en la reforma constitucional de 1994- y

en los reclamos por regalías mal liquidadas. Entre 1999 y 2006 impulsó fuertemente la “ley corta” para que las provincias sean dueñas y administradoras plenas de sus recursos.

La renacionalización de YPF en 2012 y la modificación de la Ley Nacional de Hidrocarburos en 2014 fueron sus intervenciones más destacadas. Sin embargo, en los últimos cinco años la Ofephi parecía condenada al olvido: no ha habido reuniones de gobernadores -desde 2007 la presidencia está en manos de Chubut, sin recambio- y no fue espacio para consultas desde la Casa Rosada.

Neuquén podía presentar credenciales de manera independiente con Vaca Muerta, mientras que el petróleo convencional seguía siendo fuente imprescindible para Chubut y Santa Cruz. El resto de los socios visitaban de vez en cuando al organismo, como Mendoza, que impulsó su industria

petrolera en estos últimos años.

La nueva gestión del gobierno nacional a cargo del presidente Alberto Fernández aceptó recibir a los representantes de la Ofephi, que solicitó audiencia con el secretario de Energía Sergio Lanziani. Los escucharon pero también les pedieron que cumplan con sus cuentas pendientes con el Estado nacional -como la desginación de un representante en Enarsa-, donde podrían encontrar un aliado. En la agenda que llevaron los representantes de la Ofephi, una misión integrada por funcionarios provinciales de Hidrocarburos y de Energía, estuvo la actualización de los cánones de explotación y de las multas, que desde 2012 están congelados. Piden actualización automática según el barril.

En el mismo sentido que el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) asiste técnicamente a las compañías, la Ofephi hace lo propio con las provincias.

LMNEUQUéN - sábado 4 DE ENERO DE 2020

la agenda de ofephi

cuatro temas que presentaron en energía

Energía Neuquina

Política

+canon petrolero Tanto el canon de explotación como las multas están desactualizados desde 2012.

En la Ofephi quieren atarlos al precio del barril de petróleo.

áreas marginales Con el objetivo de fomentar la búsqueda de reservas, proponen darles beneficios a los proyectos en áreas “de frontera” y los de recuperación terciaria.

retenciones En las provincias preocupa que los derechos de exportación presionen hacia abajo los precios internos de los distintos crudos del país.

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más caños En la reunión con funcionarios de Energía se repasaron las obras que faltan en midstream y gasoductos para conseguir nuevos mercados de venta.

abren diálogo

con el nuevo gobierno carlos lambré

SECRETARIO EJECUTIVO DE LA OFEPHI

“Presentamos los temas pendientes” mesa petrolera Representantes de todas las provincias con funcionarios de Sergio Lanziani.

Contexto

Actualidad e historia de un organismo que fue preponderante en la discusión petrolera Vaca Muerta, federalismo y política

Neuquén con Vaca Muerta parecía tener un distanciamiento de la Ofephi. Con la formación shale de enorme potencial tenía una tarjeta de presentación vip para asistir a cualquier road show. En los últimos años, el organismo padecía el abandono político.

“La Ofephi es una organización que agrupa a un bloque bloque federal integrado por las diez provincias petroleras del país, que además son las dueñas del recurso y a la vez actúan como autoridad de aplicación”, argumentó el secretario ejecutivo del organismo, Carlos Lambré. Su motor es el federalismo.

Quiénes presidieron la Ofephi

La presidencia de la organización queda en manos de una provincia y el gobernador de turno es la cara visible. Néstor Kirchner estuvo a cargo en los primeros tiempos de la Ofephi, cuando gobernaba Santa Cruz. Otros nombres fueron el de Juan Carlos Romero cuando era gobernador de Salta y la presidió en 2005, pero renunció por diferencias con sus pares. Así llegó el mendocino Julio Cobos, en medio de la sanción de la Ley Corta en 2006. En 2007, la presidencia recayó en Chubut y desde entonces la encabezaron Mario Das Neves, Martín Buzzi y ahora Mariano Arcioni.

O al menos es un rol que ha sabido asumir desde su oficina en Buenos Aires y en el contacto permanente con los funcionarios provinciales. Hace años que trabajan sobre temas vinculados a las regalías, la creación de un banco de datos unificado y asuntos legales.

La última aparición en escena fue en 2014, cuando la ex presidenta Cristina Fernández de Kirchner los convocó a la redacción de la reforma de la Ley Nacional de Hidrocarburos. El entonces gobernador de Chubut era Martín Buzzi y en Neuquén estaba Jorge Sapag. Ambos iban al Congreso a explicar aspectos técnicos y políticos del sector petrolero. “Cada provincia planteó su situación particular y la Nación destacó el valor del diálogo a través de un federalismo de concertación que tienda a robustecer las c búsqueda de soluciones a las problemáticas del sector”, señaló una fuente del área que conduce Lanziani

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“Nos escucharon e intercambiamos opiniones, pudimos presentar los equipos de trabajo y nuestra agenda de temas pendientes. Vamos a seguir trabajando en todos lo temas que afecten a la industria”, dijo como conclusión del encuentro Carlos Lambré, un técnico histórico de la Ofephi ALEJANDRO MONTEIRO

MINISTRO DE ENERGÍA DE LA PROVINCIA DE NEUQUÉN

Inversiones, con seguridad y garantías Por Neuquén estuvieron el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, y el subsecretario de Hidrocarburos, Gabriel López. “Cómo país tenemos que trabajar para generar las condiciones que brinden seguridad y garantía a las empresas y de este modo, afianzar el desarrollo de inversiones”, dijo Monteiro.

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Energía Neuquina

Economía

sábado 4 DE ENERO DE 2020 - LMNEUQUéN

proyectos de shale oil argentinos, especialmente en Vaca Muerta, donde están puestas todas las miradas.

Rentabilidad

El valor del crudo que le cierra a Vaca Muerta

El barril. Qué puede pasar con el precio en el 2020 Un sondeo dio a conocer la opinión de 38 analistas del sector. Prevén un promedio de u$s 63, un buen valor para el shale neuquino si la macroeconomía se soluciona.

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os precios del crudo cotizarían en torno a los 63 dólares por barril en 2020, según mostró en la semana un sondeo de Reuters, gracias a mayores recortes al bombeo por parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados, y por expectativas de que un acuerdo comercial entre Estados Unidos y China reactive el crecimiento económico.

En estos días, el precio tuvo otro repunte: llegó a 68,44 dólares y fue un nuevo salto que generó euforia en el sector.

La expectativa mundial es que el valor del Brent (que se comercializa en el mar del Norte pero es referencia en Argentina y Vaca Muerta) promedie 63,07 dólares por barril en 2020, incremento marginal desde la estimación de la consulta del mes previo de 62,50 dólares, según un sondeo a 38 eco-

nomistas y analistas que están involucrados en el mercado energético mundial.

Los precios del Brent ganaron cerca de un 24% durante todo el 2019, prolongando la modesta recuperación que tuvieron con las reducciones al suministro de la OPEP y aliados del cartel como Rusia.

El precio promedio considerado por los especialistas consultados para el sondeo podría ser propicio para el desarrollo de los

Hay empresas, como YPF, que incluso con un barril por debajo de 50 dólares obtendrían rentabilidad de sus pozos en Vaca Muerta.

Con todo, el principal problema hoy para el petróleo argentino es la necesidad de destrabar el frente macroeconómico, con las restricciones a la movilidad de divisas fijada por el gobierno anterior.

Sin embargo, está claro que la actual coyuntura de precios internacionales es una buena señal para quienes quisieran aprovecharla, algo en lo que pensaba el grueso de las operadoras hasta el drástico cambio de escenario de agosto pasado.

Desde principios de 2019, la mayoría de las operadoras de Vaca Muerta han migrado a la ventana del crudo, luego de que el gobierno nacional tuviera dificultades para financiar subsidios al shale gas, a través de la Resolución 46, tras los cambios macroeconómicos que se dieron por las exigencias financieras del Fondo Monetario Internacional (FMI).

Pero los cambios de las operadoras al mercado del crudo se dieron de bruces otra vez en agosto pasado con el congelamiento del precio de los combustibles y el tope al precio del Brent a nivel interno, que trajo toda una cadena de paralización de la actividad, con la baja de 17 equipos en Vaca Muerta y una asfixia en el sector de las pymes.

En cuanto a factores que podrían tener impacto en la conformación del precio del crudo, la Agencia Internacional de Energía (AIE) prevé que el crecimiento de la producción estadounidense se reducirá a 1,1 millones de barriles de petróleo por día desde 1,6 millones de bpd este año.

Para el West Texas Intermediate (WTI), la proyección es de un promedio de 57,70 dólares por barril el año que viene, lo que se compara con la estimación de la última consulta de 57,30 dólares.

Sobre la demanda, se espera un crecimiento de entre 900 bpd a 1,4 millones de bpd en 2020. Indicios de una disminución de las tensiones comerciales entre Estados Unidos y China han aportado una luz de esperanza para la alicaída economía global.

Si bien la mayoría de los encuestados se sienten optimistas respecto de los precios del barril en el corto plazo, ninguno de los analistas consultados espera que el Brent supere el máximo de 2019 de 75,60 dólares que alcanzó en abril

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LMNEUQUéN - sábado 4 DE ENERO DE 2020

Energía Neuquina

Cuenca Neuquina

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“Efecto inercia” de los pozos conectados antes del DNU 566

Un récord en el shale oil antes del impacto Unos 104 mil barriles de petróleo no convencional por día surgieron desde la roca Vaca Muerta en noviembre.

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n noviembre, Vaca Muerta rompió un récord: llegó a 104 mil barriles por día. Pareciera una marca insólita, puesto que la actividad cayó fuertemente. Lo cierto es que hasta que los pozos entran en producción, pueden pasar seis meses, por lo que el parate en la formación de hidrocarburos no convencionales se verá en los números del primer semestre del año que viene.

Casi como “efecto inercia”, la producción fue creciente para el shale oil. En los próximos meses podrá verse el impacto del decreto de necesidad y urgencia 566 que provocó que las operadoras recalcularan sus planes

Producción de petróleo en Vaca Muerta 2019 (barriles/día) Noviembre: 104 Mbopd 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 0

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de inversiones y quitaran el pie del acelerador en Vaca Muerta. Las etapas de fractura se desplomaron, y de 53 equipos perforadores quedaron apenas 36 en noviembre. La reducción de la actividad fue evidente, con telegramas de despido incluidos.

En noviembre -la última estadística disponible por la provincia- la producción total de petróleo alcanzó los 155.891 barriles por día, y representa un incremento del 1,61% con respecto a la producción de octubre, en

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11 Mes

Loma Campana La Amarga Chica Bajada del Palo Bandurria Sur Lindero Atravesado Fortín de Piedra Sierras Blancas Bandurria Centro La Calera Rincón de la Ceniza Loma La Lata Aguada Federal Coiron Amargo Sur Oeste Cruz de Lorena San Roque Fuente: @petroleo_arg

En el último tramo del 2019, la caída de la actividad fue notoria.

Ese escenario tendrá efecto en los números de producción del 2020, mientras se esperan más señales políticas para los inversores.

tanto que en la comparación con noviembre de 2018 fue 21,97% superior. Por otro lado, la producción de gas llegó a los 68,86 millones de m3/día, representó una disminución del 11,97% con respecto a octubre de 2019 y en comparación con el mismo mes del año anterior se observa un incremento del 1,62%.

De acuerdo con datos del consultor Luciano Fucello, de NCS Multistage, en diciembre, y luego del repunte de noviembre, las etapas de fractura en Vaca Muerta volvieron a mostrar una caída: fueron 470 en todas las áreas no convencionales, 60 menos que un mes antes. Con datos que pudo obtener +e, en noviembre la baja de equipos perforadores fue notoria: solo 36, es decir, 17 menos con relación a agosto antes del decreto del ex presidente Mauricio Macri.

Con estos indicadores del último tramo del 2019, se espera un “planchazo” de la producción y cifras negativas en los primeros meses del 2020. Es en este contexto que los inversores esperan señales desde el nuevo gobierno a cargo del presidente Alberto Fernández. La primera fue la baja de retenciones del 12% al 8% y la segunda, el anuncio de una ley para incentivar la actividad en el shale

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Energía Neuquina

sábado 4 DE ENERO DE 2020 - LMNEUQUéN

Política

Como mediadores en las diferencias contractuales petroleras

Los abogados neuquinos también quieren entrar en Vaca Muerta El Colegio de Abogados de Neuquén presentó su Tribunal de Arbitraje.

Busca mediar en controversias con los contratos de empresas petroleras. Les marcan la cancha a sus colegas de Buenos Aires.

Por Adriano Calalesina adrianoc@lmneuquen.com.ar

V

aca Muerta es un potencial mercado que se abre para múltiples ramas de servicios, no solo los directamente relacionados con la actividad hidrocarburífera. Y al calor de este crecimiento, más allá de cualquier coyuntura de crisis, los abogados de Neuquén también quieren ser parte del circuito que derrama de la explotación no convencional.

En este contexto, el Colegio de Abogados y Procuradores de Neuquén (CAyPN) busca insertarse en esa cadena comercial, luego de difundir la creación de su Tribunal de Arbitraje General, que será el encargado de mediar en conflictos por contratos. ¿En qué consiste ese órgano interno? El objetivo es generar una instancia de laudo

arbitral cada vez que hay controversias entre las partes firmantes de contratos, en este caso entre dos empresas, a fin de no llegar a una instancia judicial que puede demorar tiempo.

En Vaca Muerta operan cientos de compañías y algunas ya traen su propia cláusula de arbitraje en caso de conflictos (plazos de obra, abandono de contrato, reajustes por inflación), sobre todo las multinacionales.

Desde el CAyPN buscan insertar a abogados neuquinos.

La presentación de ese organismo interno se realizó hace unos días, con la presencia del jurista Roque Caivano, redactor del reglamento del tribunal y referente de este mismo tribunal arbitral pero en la Bolsa de Cereales de Buenos Aires.

El nuevo órgano del CAyPN comenzará a funcionar en febrero o marzo y, según explicaron algunos de los miembros, lo hará con

la propuesta

Tribunal de arbitraje en tierras del shale

Espacio para los diferendos locales

La presentación del Tribunal de Arbitraje General se realizó con la presencia del jurista Roque Caivano. Buscan generar un laudo arbitral cada vez que hay controversias entre los firmantes de un contrato, evitando entrar en procesos judiciales largos y desgastantes.

Funcionaría a partir de febrero o marzo.

casos de controversias más simples, como contratos de alquileres. Luego incursionarán en las compañías que prestan servicios para Vaca Muerta.

“Algunas empresas vienen con sus propias reglas arbitrales y lo que termina sucediendo es que contratan abogados de Buenos Aires, para después contratar a profesionales de Neuquén. Creemos que acá hay muy buenos abogados que pueden trabajar también para el sector”, indicaron desde el CAyPN, presidido por Marcelo Iñíguez.

El colegio quiere replicar el modelo arbitral utilizado en la Bolsa de Cereales de Buenos Aires, que tiene más de 40 años de historia, de manera que los laudos arbitrales por controversias en distintos tipos de contratos puedan resolverse en la capital neuquina.

En la provincia, además de los contratos de las empresas, existen conflictos con el sector inmobiliario entre inquilinos y propietarios. Y con la creación de este espacio, algunos tiempos judiciales podrían acelerarse con nuevas cláusulas que tengan como competencia el Colegio de Abogados de Neuquén.

El Tribunal de Arbitraje estará integrado por tres titulares y tres suplentes. Serán designados por el Consejo Directivo del colegio de entre los inscriptos en la matrícula, previo concurso de antecedentes y dictamen de un jurado independiente

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LMNEUQUéN - sábado 4 DE ENERO DE 2020

Economía y política

Energía Neuquina

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El escenario de producción de no convencionales en EE.UU.

Se enfría la “shale revolution” Los inversionistas no ven rápidos retornos desde las rocas de esquisto estadounidenses. Habrá menos producción en 2020. Seguirán firmes los gigantes del sector.

david mottura motturad@lmneuquen.com.ar

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stados Unidos disminuirá la producción de shale oil en 2020. Los analistas proyectan que el bombeo desde las rocas de esquisto será de una tasa de apenas 100.000 barriles adicionales por día. El “apenas” sorprende en la Argentina: es casi la producción de petróleo no convencional de Vaca Muerta, que en noviembre alcanzó los 104.000 barriles shale, según la Secretaría de Energía de la Nación. ¿Cuáles son los motivos por los que quitan el pie del acelerador en Estados Unidos? El petrolero es un negocio a largo plazo, por lo que los accionistas de empresas más pequeñas no tienen la paciencia suficiente para esperar los retornos del crudo de rocas de esquisto.

El presidente ejecutivo de Parsley Energy, Matt Gallagher, citado por la agencia de noticias Reuters, señaló que el gasto de los productores shale caerá cerca de un 15%

y no subirá, incluso si lo hacen los precios del barril, ya que se utilizarían los mayores retornos para pagar deuda. “Teníamos que ser un negocio rentable y competitivo, no solo recuperar recursos a cualquier costo”, explicó.

En un momento, la producción se frenó, relacionado también con la “inundación de petróleo” que presionó los precios del barril hacia abajo. A fines de la década, volvió a impulsarse la producción con la eficiencia y el recorte de costos. Sin embargo, ahora los retornos a los inversores están disminuyendo y en la industria ya no creen que la perforación sea el camino al éxito, aun con precios en alza.

“Es hora de enfrentar los hechos, la configuración macro del petróleo para 2020 es un desastre”, dijeron, sin vueltas, en un informe Mike Kelly y Patrick Sun a sus clientes de Seaport Global Securities. La consultora rebajó la calificación a 13 firmas “shalers” luego de

realizar su análisis sobre los retornos para los inversionistas. ¿Quiénes seguirán con el negocio en firme? Los grandes jugadores del mercado. A medida que el panorama del shale se enfría, las tasas anuales de crecimiento cercanas al 40% en Permian son los gigantes ExxonMobil y Chevron, entre otras operadoras privadas de gran porte y espalda financiera. Así lo apuntó Artem Abramov, jefe de investigación en temas de shale de la consultora internacional Rystad Energy.

“El regreso de Estados Unidos como un exportador neto sirve de recordatorio de cómo la industria petrolera puede dar sor-

100.000

La producción adicional de EE.UU. Con la desaceleración, el volumen de barriles shale estadounidenses se equipara con la producción total de Vaca Muerta.

presas –en este caso, la “shale revolution”– que ha cambiado los precios a nivel mundial, la producción y los flujos de comercio”, dijo al medio Bob McNally, ex asesor energético de la administración de George W. Bush y presidente de la consultora Rapidan Energy Group.

La producción de petróleo de Estados Unidos escaló a un máximo histórico de 12,66 millones de barriles por día en octubre de 2019, de acuerdo con el reporte mensual de la gubernamental Agencia de Información de Energía (EIA). Y colocó en el mercado externo alrededor de 89.000 barriles por día.

Los no convencionales llevaron a Estados Unidos a convertirse en el mayor productor mundial y en una potencia de los hidrocarburos no convencionales, acelerando en los últimos años la extracción de sus reservas shale en los estados de Texas, Dakota del Norte y Nuevo México

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Energía Neuquina

Nota d

Shale oil. La productividad y sus avances en las áreas no convencionales.

Los pozos shale man La curva de aprendizaje en Vaca Muerta va por un carril diferente al del contexto económico. Los avances en la productividad son día a día. Hay pozos que produjeron 400.000 barriles en 36 meses, mientras se espera que algunos lleguen al millón de barriles al final de su vida útil. fernando castro fcastro@lmneuquen.com.ar

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os pozos envían mensajes. Cada día que pasa, alguna de las mejores perforaciones que se hayan registrado en Vaca Muerta ofrece nuevos motivos, por si hicieran falta, para considerar a los hidrocarburos no convencionales como esa respuesta económica que requiere el país en el actual ciclo de crisis.

El debate no parece tener demasiadas vueltas cuando se ven esas estadísticas y las mejoras en la curva de aprendizaje sobre la formación geológica, algo en lo que el país corría con cierta desventaja por incursionar en una industria que no conocía. Eso fue saldado con las asociaciones estratégicas de un puñado de proyectos y con la asimilación de la tecnología no convencional a las áreas de Neuquén.

El rendimiento de esos pozos llama al asombro: hay ocho de Vaca Muerta que ya produjeron 400.000 barriles de shale oil en 36 meses.

La mayoría de estas perforaciones fueron realizadas por YPF, la precursora de los desarrollos shale en el país. Y tuvieron como epicentro ese objeto del deseo para las productoras que son las áreas de la zona caliente del no convencional neuquino: Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica, tres de las áreas que podrían modificar el termómetro de la producción nacional desde el shale si hay condiciones económicas.

Claro que no son las únicas. Los excelentes indicadores de producción y la doble oportunidad para aprovechar la ventana de gas y la de petróleo, incluso en una misma área, hablan a las claras del tenor de oportunidades que llamaron la atención de algunas de las petroleras más grandes del mundo.

josé sureda Consultor del sector y ex secretario de Hidrocarburos loma campana El área frente a Añelo tiene los mejores pozos shale que se hayan hecho en el país.

Top 8 del shale

Barriles de petróleo

Son una tromba

Una productividad similar a Permian El gráfico a continuación muestra el rendimiento en 36 meses de los pozos más productivos del shale oil del país. Los pozos

ponen en escena la calidad del recurso y el grado de competitividad logrado en las áreas no convencionales de Neuquén.

600.000

YPF. Nq. SOil-353(h)

500.000

XOM. Nq.BdC.4(h) YPF. Nq. LCav-12 (h)

400.000

YPF. Nq. LLL-1402 (h) 300.000

YPF. Nq. LLL-1503 (h) 200.000

YPF. Nq. SOil-385 (h)

100.000 0

YPF. Nq. SOil-373 (h) YPF. Nq. LCav-20 (h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

Mes

Fuente: @Petroleo_arg

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osé Sureda tuvo un breve paso por la función pública, cuando le tocó ocupar la Secretaría de Hidrocarburos del Ministerio de Energía en la era Macri. Renunció con muchas críticas a la política que encabezaba Juan José Aranguren.

“La productividad de Vaca Muerta es igual o mejor que la mejor productividad de los pozos de Permian. La ganancia por productividad es ahora más modesta que en los inicios de la etapa de aprendizaje”, señaló en una conferencia pública.

“Vaca Muerta es el único proyecto que tenemos de desarrollo nacional.

Por favor, que los enemigos no estén en casa, Vaca Muerta es el futuro argentino”, dijo recientemente en un congreso del IAPG en Mar del Plata.

sábado 4 DE ENERO DE 2020 - LMNEUQUéN

de tapa

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ndan mensajes daniel gerold Consultor en temas de energía y titular de G&G Consultants

Los pozos cada vez más extensos

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aniel Gerold es una de las voces más escuchadas de la industria. Sus conferencias son seguidas atentamente y sus informes a través de G&G Consultants de lectura obligada.

“Las empresas privilegian lo que es más rentable y de menor riesgo, por eso se advierte que hacen pozos más largos y fracturas con márgenes menores”, sostuvo Gerold ante una consulta de +e sobre la productividad de los pozos en Vaca Muerta. Un informe de su consultora detallaba que las perforaciones con mejores rendimientos en shale oil estaban en las áreas Loma Campana, que opera YPF, y Bajada del Palo Oeste, a cargo de Vista Oil & Gas. “La tasa de retorno es positiva, el promedio es bueno, pero no es extraordinario”, aclaró el consultor al hablar de las perforaciones en Neuquén.

los toldos ExxonMobil tiene uno de los mejores pozos en Bajo del Choique-La Invernada.

Es el caso de ExxonMobil. La compañía estadounidense tiene cuatro concesiones no convencionales en Vaca Muerta. Se aprestaba a acelerar su producción de crudo, tomando incluso una fuerte posición en el principal oleoducto (el administrado por Oldeval), cuando el sector entró en crisis desde agosto pasado por el techo interno al crudo y las restricciones macroeconómicas que impuso el gobierno anterior.

Mientras tanto, consiguió un pozo que es algo así como una muestra del potencial de su área Bajo del Choique-La Invernada.

Llegó a los 400.000 barriles, en este caso con un desempeño medido en poco más de un año, tal como muestra el gráfico junto a

mil barriles diarios. esta nota, dado a conocer por la cuenta de Twitter Argentina Oil & Gas. Esa variación tuvo un factor determinanEn simultáneo, el rendimiento al final del te en las ramas horizontales cada vez más camino por cada pozo también experimenlargas de los pozos de Vaca Muerta. tó un salto cualitativo. El EUR, la sigla que En 2017, esos pozos laterales llegaban a en ingles alude a la recuperación máxima unos 1800 metros de longitud y daban lugar a 21 etapas de fractura. Un año después, estimada por un pozo, también registró un crecimiento sustancial. la extensión promedio alcanzaba los 2300 Era de menos de 570 mil barriles de crudo metros y permitía 27 etapas de fractura en Vaca Muerta. El 2019 fue el del salto: YPF en áreas como Loma Campana y en la actualidad hay “superpozos”, que tiene también comenzó el año con un promedio de 2400 metros de extensión en sus pozos horiYPF, que orillan el millón de barriles en 30 zontales y un promedio de 30 etapas de años.

Para tener una noción, al término de fractura, para luego dar saltos a 35 al final PRODUCTIVITY IMPROVEMENT TIMELINE del primer cuatrimestre del año y a 38 en el su vida útil duplicarán lo que todo el país tercero. produce en un día, algo así como unos 500 LOMA CAMPANA (KBbl - standardized at 2,000 meters)

el rendimiento

proyectado en crudo El EUR es un indicador de cuánto producirá un pozo al final de su vida útil, en torno a los 25 años.

En Vaca Muerta era de menos de medio millón de barriles hace tres años. Los gráficos muestran el desempeño que se desprende de algunos de esos pozos, en las campañas de perforación desde 2016, para la zona caliente del shale oil en Vaca Muerta.

Fuente: YPF

LA AMARGA CHICA (KBbl - standardized at 2,000 meters)

Loma Campana

375

56 pozos

300

30 pozos

La Amarga Chica

375

375

2 pozos

300

300

8 pozos

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Campaña 2016 Campaña 2017 Campaña 2018 Campaña 2019 0

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12

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Bandurria Sur - zona SE 2 pozos

9 pozos

225

150

0

BANDURRIA SUR – SE ZONE (KBbl - standardized at 2,000 meters)

11 pozos

20 pozos

75

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6 pozos

37 pozos 225

Hoy, con pozos que se proyectan a 4,2 kilómetros en algún caso, la pregunta pasa más bien por saber cuál será el límite técnico para seguir extendiéndolas, algo que irá incrementando también esas curvas de producción.

Respecto de los costos de desarrollo, en valor que difiera respecto de áreas, una de las pocas que los está comunicando también es YPF: desde 2015 pasó de un costo de desarrollo de 35 dólares por barril a uno de menos de 10 dólares.

Los datos, a la espera de las definiciones de fondo, dan señales y permiten vislumbrar un potencial enorme con las condiciones adecuadas

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EUR 905 kboe Campaña 2018

150

Campaña 2016 Campaña 2017 Campaña 2018 Campaña 2019

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36 MESES

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0

6

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EUR 800 kboe Campaña 2018

Campaña 2017

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42 MESES

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Campaña 2018

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EUR 980 kboe Campaña 2018

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36 MESES

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Energía Neuquina

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Cuenca Neuquina

Otro pozo en producción en Bajo del Choique-La Invernada

ExxonMobil hace los deberes en shale oil Terminó siete pozos en el área. Sumará uno a producción este mes y añadiría otro en febrero.

Producción total

Por otra parte, ExxonMobil informó que los pozos 1001, 1002 y 1003 de Pampa de las Yeguas se encuentran en producción continua, mientras que los de Los Toldos 1 Sur 1004, 1005 y 1006, al igual que los 2, 3 y 4 de Bajo del Choique, están en fase de reanudar su producción.

En total, según información oficial, la producción de noviembre de ExxonMobil en sus cuatro bloques es de más de 6100 barriles diarios de petróleo y más de 32 millones de metros cúbicos de gas.

La expectativa por la evolución de los pozos de Bajo del Choique-La Invernada es alta. No solo porque es la de mejor rendimiento hasta el momento, sino porque, dependiendo de las condiciones de comercialización, ya tiene planteada una segunda etapa que podría llevar al área a producir 75 mil barriles diarios

camilo ciruzzi Especial

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ientras analiza la evolución de la macroeconomía del país para definir el destino de su programa de inversiones en la formación Vaca Muerta, ExxonMobil pondrá en producción un nuevo pozo de petróleo.

La compañía norteamericana tiene siete pozos terminados en el área Bajo del Choique-La Invernada, pero el 6 y el 7 aún sin sumar su producción probable en el sistema. Por una cuestión de logística, según pudo conocer +e, deben definir cuál de los dos entrará en “conexión” primero.

En principio sería el BdC/LaI 6 en estos días. Luego, entre fin de mes y principios de febrero se haría lo propio con el BdC/ LaI 7.

La capacidad de la EPF (Early Production Facility o planta de producción temprana) del área es la vara que medirá cuál será el primero en inyectar su producción en Oldelval. Es que esa EPF tiene un cupo máximo de procesamiento de 5000 barriles diarios y hasta 10 millones de metros cúbicos de gas diarios.

Sumando pozos

Actualmente, según datos de la empresa, Bajo del Choique produce 3857 m3 de petróleo y 1.833.400 m3/d de gas con sus pozos

2, 3, 4 y 5 (este último conectado en noviembre pasado). Aún la producción de petróleo del área es transportada en camiones. En tanto, la producción de gas será evacuada vía ductos de TGS rumbo al Gasoducto del Pacífico.

La declinación natural de los pozos no convencionales que ya están en producción motiva que se vayan sumando nuevos pozos que están cerrados pero terminados (con el fin de mantener un plateau de producción), siempre siguiendo la capacidad de procesamiento de la planta. El objetivo de ExxonMobil para el área es producir 55 mil barriles equivalentes de petróleo por día dentro de 5 años y perforar 90 pozos.

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por bloque

Producción reportada en noviembre Los Toldos I Sur:

352 m3 de petróleo, 1.837.500 m3 de gas.

Pampa de las Yeguas

109 m3 de crudo, 27.336.540 m3 de gas.

superequipo

La compañía incorporó recientemente un moderno equipo en Vaca Muerta.

Bajo del Choique-La Invernada

3857 m3 de crudo, 1.833.400 m3 de gas.

Los Toldos II Oeste

1840 m3 de petróleo,686.880 m3 de gas natural.

LMNEUQUéN - sábado 4 DE ENERO DE 2020

Energía Neuquina

Cuenca Neuquina

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Las oscilaciones en los pozos horizontales

Las fracturas. El sube y baja de un indicador clave en las áreas del shale

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Shale

Phoenix Shale

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VISTA O&G Shale

YPF 400

Shale

XTO

Shale

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Shale

Total

Shale 200

Tecpetrol Shale

Shell 100

Shale

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Pampa Enrgía

El pulso de la actividad cerró con un récord de 6425, pero en medio de la crisis que afecta al sector en diciembre hubo 70 etapas menos en las perforaciones. fernando castro fcastro@lmneuquen.com.ar

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n diciembre, luego del repunte de noviembre, las etapas de fractura en Vaca Muerta volvieron a caer. Hubo unas 470 en todas las áreas no convencionales, 60 menos que un mes antes. Sin embargo, la estadística de todo el 2019 arroja el mejor registro de la historia con un total de 6425.

Si bien el número del último mes del año está lejos del mínimo desde 2017 de 310 en octubre pasado, la leve caída respecto de noviembre (537) parece indicar cierto estancamiento ante la falta de certezas sobres las políticas para el sector.

Los datos, que dio a conocer el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, muestran que la compañía YPF dio un salto anual por encima del 50%: concretó 3034 y registra una notable suba respecto de las 1967 que había alcanzado en el 2018.

Tecpetrol con 752 y PAE con 538 completan el podio del 2019.

Las etapas de fractura son un indicador central para medir el nivel de producción de los pozos horizontales, que son la apuesta hace más de cuatro años en la industria del shale. Las ramas laterales más extensas sobre las áreas del shale neuquino permitieron más etapas, lo que contribuyó a elevar los niveles de rendimiento por pozo.

Respecto del registro de este año, los datos expresan en buena medida la proyección de un escenario previo a agosto, cuando se podía vislumbrar un despegue mayor y la opción para el shale oil, que hasta el momento solo regía con claridad para el gas, de exportaciones en el corto plazo. Esa coyuntura se modificó de forma abrupta en la segunda mitad del año.

Clave en Fortín de Piedra

En los totales del 2019 se ve el rol actual de Fortín de Piedra, el área de mayor producción de gas del país en manos de Tecpetrol, la empresa del Grupo Techint, que con 752 ocupó el segundo puesto, sobrellevando incluso el ciclo estacional del consumo interno y el cambio de condiciones en el pago del subsidio al shale gas que definió el gobierno nacional anterior.

Entre las once empresas relevadas, solo una fracturó menos que el año pasado. También es Tecpetrol, que había hecho 1392.

La foto completa desde el 2016 expresa un salto en el que la actividad creció casi cuatro veces, de las 1716 de entonces a las

6425 del 2019.

En buena medida, el registro expone el crecimiento logrado en cuatro años y denota el potencial, al tiempo que propone preguntas de cómo hubiera sido el nivel de producción sin las medidas económicas que frenaron la actividad este año. La migración a los pozos horizontales elevó la curva de aprendizaje de las operadoras y los pozos se hacen cada vez en menos tiempo, son más largos y más productivos.

Hasta entonces, había compañías que analizaban qué áreas de shale oil sumar a sus activos (de hecho, algunas lo hicieron), algo que pensaban incluso las que se habían inclinado en un primer momento por la explotación del shale gas, cuando regía los beneficios del subsidio por la resolución 46.

Pese a las idas y vueltas en la política na-

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Son las etapas de fractura promedio que hicieron las operadoras en 2019, con una curva de aprendizaje en alza. Se trata de pozos más largos en la rama horizontal, que llegan a 3700 metros de longitud.

30.000 m³

Es la cantidad de agua que se necesita para la perforación de un pozo shale. A esto hay que sumarle que cada perforación actualmente tiene varias etapas de fractura durante las que también se utiliza el líquido. cional, Neuquén consiguió en noviembre su mejor producción de petróleo en 12 años, con 104 mil barriles diarios no convencionales para un total de 155.000. En este caso, la producción del shale alcanza en la actualidad al 67% de la totalidad del petróleo que se extrae en la provincia de Neuquén. Hace unos tres años, la ecuación era distinta y estaban divididos en partes iguales.

El 2019 fue el año en el que la provincia también se convirtió en la primera productora de petróleo del país, desbancando a

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2018

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Shale

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PAE

Inicio auspicioso y luego al caída El crecimiento de la actividad en Vaca Muerta habia desencadenado un registro récord en la cantida de fracturas en febrero, cuando fueron 700. Octubre, fue el peor registro. Ya había menos equipos en actividad en la Cuenca Neuquina.

Chubut. Un dato que promueve interrogantes: diciembre fue el mes de menor cantidad de etapas en tight gas (arenas compactas) desde 2016. El 2019 fue un año en el que la necesidad de mercados y la baja del precio interno imponen cierta tensión sobre los niveles de producción del futuro ante el rápido declino de los pozos no convencionales.

Más allá del escenario macroeconómico y de qué rumbo tomará la economía, al menos en YPF siguen con los planes de hacer más pozos, como en Loma Campana, Bandurria

Sur y Aguada La Arena, en parte de los que se llama la “zona caliente” de Vaca Muerta.

Respecto de lo que viene, hay por encima de 800 pozos de gas y petróleo autorizados por la Provincia, en cuanto al plan ambiental, de distintas operadoras que se adelantaron a gestionarlos, más allá de la aplicación o no de los mismos en los plazos que se habían propuesto antes de la crisis.

Sin embargo, las petroleras mantienen frenados sus proyectos y esperan las definiciones más precisas para el sector del gobierno de Alberto Fernández

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Combustibles

sábado 4 DE ENERO DE 2020 - LMNEUQUéN

Entrevista con el referente estacionero Gabriel Bornoroni

“Sin precios reales, Vaca Muerta va a ser complicada” El presidente de CECHA se refirió al shale, el balance de los estacioneros y la suba en la nafta que fue frenada. david mottura motturad@lmneuquen.com.ar

P

ara los estacioneros, el 2019 es casi para el olvido. El congelamiento en el precio de los combustibles trajo aparejado desabastecimiento en muchas bocas de expendio, una situación que perjudicó aún más a las pymes que ya tenían dificultades con el financiamiento. Hubo recortes y cierres. Aún así, Gabriel Bornoroni, presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), mantiene el optimismo.

“Lo positivo es que estamos más unidos que nunca, todas las cámaras del país tenemos el mismo pensamiento: trabajar en equipos para tener más estaciones rentables y que puedan subsistir”, señaló Bornoroni en diálogo con +e.

El titular de CECHA manifestó que los sorprendió el intento de incremento en las naftas, finalmente “vetado”. “En YPF nos decían que no estaba en sus planes un aumento. Luego nos sorprendió el trascendido y el freno de parte del presidente de la Nación.

Nosotros nunca tuvimos la confirmación oficial de una actualización del 5%”, recordó.

Hay expectativa en el sector porque todavía falta una definición sobre los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono, un aumento del 3% que los estacioneros deberían afrontar.

El 14 de noviembre, la dirigencia de CECHA eligió Neuquén para reunirse y trazar su estado de situación. Era el mismo día que vencía el congelamiento de combustibles por el DNU 566 del ex presidente Mauricio Macri. En ese encuentro, definieron un listado de problemas y propuestas para el equipo económico de Alberto Fernández.

“Estamos en lista para reunirnos con Matías Kulfas (ministro de Desarrollo Productivo) y también queremos ver a Sergio Lanziani (secretario de Energía de la Nación).

Estamos esperando a que nos reciben para ponernos a disposición. Hasta ahora solo por conocidos y allegados le hicimos llegar el apoyo y darle a conocer al Presidente que podíamos aportar. Tenemos que ser tenidos en cuenta”, explicó.

Consultado sobre las propuestas de blindaje para Vaca Muerta, Bornoroni opinó: “A Vaca Muerta hay que cuidarla y hacer una ingeniería tal para que cuando se hable de medidas como congelamiento en las naftas

espera “Estamos en lista para reunirnos con Kulfas y con Lanziani.

Tenemos para aportar”

El presidente de CECHA, Gabriel Bornoroni, indicó que todos los actores de la cadena y la política tienen que cuidar a Vaca Muerta para desarrollarla e ir por la senda de la exportación.

no se le afecte directamente. El desarrollo de Vaca Muerta está ligado a los precios de los surtidores. En la medida en que los precios internos no estén aggiornados a la realidad, Vaca Muerta va a ser complicada”.

“Todos los actores del sector, los empresarios, los gobiernos, los sindicatos, tienen que trabajar en conjunto para lograr el objetivo que es desarrollar Vaca Muerta, exportar hidrocarburos y que así ingresen divisas frescas al país”, afirmó

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LMNEUQUéN - sábado 4 DE ENERO DE 2020

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Mercado externo

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A TODO VAPOR. Es el tercer envío de GNL que sale hacia mercados externos y otra oportunidad histórica para Vaca Muerta.

El sendero de la exportación

GNL al mundo. Un envío que confirma el camino y el potencial del shale gas La tercera venta de YPF fue para Europa. El último día de 2019, un buque partió con una nueva carga. La empresa exporta durante la menor demanda interna.

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tro día histórico para la producción hidrocarburífera del país. El último día de 2019, zarpó desde el puerto de Bahía Blanca el buque Methane Kari Elin con 130.000 metros cúbicos de gas natural licuado (GNL) con destino al puerto de Barcelona, España. De esta manera, YPF concretó la tercera exportación de GNL en la historia del país.

Previamente, la compañía realizó dos exportaciones en mayo y noviembre de este año, que marcaron el inicio de la operación de la primera barcaza licuefactora de gas en el país y en la región.

La barcaza Tango FLNG es una unidad flotante con una capacidad de almacenamiento 16.100 m3 GNL y de licuefacción de 2,5 mm3/d de gas natural. Su producción anual es equivalente al consumo de 1 año de un millón de hogares.

El gas, proveniente principalmente de Vaca Muerta, es procesado por la unidad Tango FLNG en el puerto de Mega en Bahía Blanca y de ahí es trasladado a los buques metaneros para su destino final, proceso que dura aproximadamente 45 días.

Con esta operación, YPF lidera el desarrollo de los recursos estratégicos de Vaca Muerta al generar alternativas que permitan

agregarle valor a la producción de gas y hacer realidad su exportación al mundo.

La experiencia de la compañía controlada por el Estado nacional es vital para el proyecto de máxima cuya ingeniería está en marcha: la construcción de una planta de licuefacción capaz de procesar más gas para salir hacia otros destinos como el continente asiático, con China y Japón dependiendo en buena medida de la compra de gas para su matriz energética.

La empresa argentina planea cinco ventas más hasta septiembre del 2020, en coincidencia con la baja estacional del consumo interno en el país.

El vicepresidente Ejecutivo de Gas, Marcos Browne, recalcó el momento que atraviesa el proyecto de la compañía. Lo hizo por allá en mayo pasado, cuando fue la primera exportación de gas al mundo. En ese momento, antes de la crisis, ya se hablaba para una posible expansión de mediano plazo, la construcción de una planta de licuefacción, un objetivo que requeriría una megainversión de u$s 5000 millones.

“Es un día importante, comenzamos a inyectar desde mañana el gas de forma regular para poder salir con exportaciones en los próximos cuarenta días”, afirmó el directivo durante una recorrida de la que +e fue partícipe junto a un puñado de medios del resto del país por la imponente barcaza de 138 metros de largo, 36 de ancho y unos 40 de altitud. En ese momento, en cuarenta días la empresa produjo 132 mil metros cúbicos de GNL, el equivalente a 80 millones de metros cúbicos (MMm3). Como parámetro, es el equivalente a poco más que lo que producen todas las áreas neuquinas durante un solo día. El hecho trascendental es que esto puede ser comercializado en cualquier punto del mundo, principalmente en Asia.

YPF contrató la barcaza Tango durante 10 años. Al mismo tiempo, tiene garantizado el transporte de su producto hasta mayo de 2021. Ese abastecimiento a los puntos de destino se realizará a través de dos buques metaneros, para asegurar que no se pare la operación de elaboración mientras otro ya transporta una carga previa. Uno de esos buques tiene una capacidad de transporte de 138 mil metros cúbicos de GNL

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Asociación. YPF juega con gigantes del GNL Acuerdos con las firmas Colar LNG, Cheniere y Mitsui & Co.

Y

PF quiere incursionar en las ligas mayores del GNL y por eso integra sus equipos técnicos con empresas de amplísima trayectoria en este mercado. Ya se consideran socias estratégicas de la estatal argentina y son Colar LNG, Cheniere y Mitsui & Co. En YPF querían asegurar los pies firmes en el sector GNL, pese a la incertidumbre política que se generó en el último tramo del 2019. Independientemente de la coyuntura, saben del potencial de ese segmento y las oportunidades para Vaca Muerta. Así empezaron con el gas licuado y la asociación con Excelerate Energy en un acuerdo que tiene como eje a la barcaza Tango GNL, apostada

potencial. Más allá de la coyuntura argentina, en YPF saben que el GNL abrirá oportunidades.

frente el predio de Compañía Mega en Bahía Blanca, que carga gas de Neuquén para licuar en esa planta flotante.

Colar LNG, propietaria y operadora independiente líder de GNL, aprovecha su experiencia marítima y sus proyectos de innovación con activos flotantes de GNL. Cheniere Energy, con sede en Houston, es el principal productor de gas natural licuado en Estados Unidos (quiere ser uno de los cinco proveedores mundiales más grandes en 2020).

Mitsui & Co. tiene una historia que se remonta a 1970, cuando participó en el proyecto de GNL de Abu Dhabi. De origen japonés, integra proyectos de desarrollo de GNL en Australia, Qatar, Abu Dhabi, Omán, Rusia, Indonesia, Guinea Ecuatorial y Estados Unidos

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Energía Neuquina

lo que dejan por exportar El petróleo ha tenido distintos formatos de retenciones a la producción.

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En foco

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2007

captar dólares En medio de la grave crisis económica del país, el presidente interino Eduardo Duhalde establece las retenciones al petróleo del 20% para hacerse de dólares urgente.

2019

móviles El presidente Néstor Kirchner instaura las retenciones móviles, con un precio de corte de u$s 42 por barril. Hubo programas de estímulo. En 2012 se elevó a u$s 72 el corte.

historia reciente El presidente Mauricio Macri siguió con el barril criollo con distintos precios desde 2015.

En diciembre pasado, apenas asumió, Alberto Fernández fijó por ley las retenciones en un 8%.

alfonsín y el petróleo: 13 de diciembre de 1984

EL DISCURSO Del EX PRESIDENTE EN EL DÍA DEL PETRÓLEO EN COMODORO RIVADAVIA

“Es necesario poner a la Argentina en crecimiento, todos los sectores deben contribuir a ese objetivo, el petróleo es uno de ellos” que sacar nuestro petróleo, exportar nuestro petróleo y hacernos de las divisas necesarias para desarrollar nuestro “país.Tenemos Pero será YPF quien dirija esta política fundamental ” Vamos a disponernos a realizar un esfuerzo descomunal para poner a YPF de nuevo entre las empresas más importantes de la tierra “través a de la exploración, no poniendo en peligro las reservas que el país necesita ” No escapará a este esfuerzo el sector privado, y es por eso que estamos dispuestos a seguir, como lo hemos hecho toda la vida, con con“tratos de locación de obras y servicios, con contratos transparentes, claros, que realmente operen en beneficio de la Nación y de YPF ”

La capacidad eólica de EE.UU. ya Superó los 100 GW

cuatro estados representan la mitad de la generación total de energía que viene del viento La capacidad instalada acumulada de energía eólica onshore instalada en Estados Unidos superó los 100 gigavatios (GW) a fines de septiembre de 2019, de acuerdo a información del Inventario preliminar mensual de generadores eléctricos de la Administración de Información de Energía de ese país (EIA).

Más de la mitad de esa

Capacidad instalada en molinos de viento cantidad se ha instalado Texas desde principios de 2012.

Las turbinas eólicas 8,9 Iowa más antiguas que aún 8,1 Oklahoma funcionaban en los Estados 6,2 Kansas Unidos se pusieron en 6,1 California marcha en 1975. A partir del Illinois 4,8 tercer trimestre de 2019, 41 3,9 estados tenían al menos Minnesota una turbina eólica instalada.

Colorado 3,7 Texas tenía la mayor 3,2 Dakota del Norte capacidad instalada, con Oregon 3,2 26,9 GW, seguido de Iowa, Resto de EE.UU. Oklahoma y Kansas.

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gigawatts

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La producción en ese segmento llegó a su máximo nivel al cierre del 2019

Rusia. Un récord en condensado Alcanzó 11,25 millones de barriles por día el año pasado en crudo y gas condensado.

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a producción de petróleo y gas condensado de Rusia alcanzó un máximo histórico de 11,25 millones de barriles por día en 2019, superando el volumen récord de 11,16 millones anotado el año anterior, señala un reporte el Ministerio de Energía de ese país, citado por la agencia de noticias Reuters.

Rusia continúa acelerando su producción

de crudo y gas condensado a pesar del impacto de una crisis de petróleo contaminado el año pasado, que redujo la extracción y se sumó a recortes voluntarios de suministros en colaboración con un acuerdo global para sostener los precios del barril.

El ministerio no separó las cifras de producción de crudo y gas condensado, que se excluye de las cuotas de recortes de suministros según los términos del acuerdo con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

La producción de crudo ruso ha estado escalando en la última década gracias al inicio de operaciones de nuevos yacimientos y al uso de nuevas tecnologías en depósitos maduros.

En toneladas, la producción de petróleo y gas condensado de Rusia se empinó a 560,2 millones de toneladas el año pasado, por encima de las 555,84 millones de toneladas en 2018, ya que las firmas de energía más pequeñas aceleraron su actividad de bombeo

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más producción

Cifras en alza para el país de Vladimir Putin En diciembre, el bombeo total de petróleo y gas condensado de Rusia se mantuvo en el orden de los 11,262 millones de barriles por día, un aumento frente a los 11,244 millones registrados en noviembre, según los datos del gobierno ruso que cita Reuters.

El ministro de Energía de Vladimir Putin, Alexander Novak, ha dicho que espera que la producción de crudo y gas condensado del país se sitúe en entre 555 millones de toneladas y 565 millones de toneladas en 2020, el equivalente a entre 11,12 millones y 11,32 millones de bpd a una tasa de conversión de 7,33 barriles por tonelada de petróleo.

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Otras cuencas

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Chubut busca reactivar su industria petrolera

“Debemos ser la gran ayuda de Vaca Muerta” Tras un año difícil, potenciado por el DNU 566, la cuenca del Golfo San Jorge quiere ponderar los convencionales.

Comenzaron las conversaciones con la Shipbuilding Industry Corporation.

La idea del intercambio compensado

Mendoza. Vino por energía renovable china Una propuesta inédita que pretende desarrollarse con China. La provincia y el país asiático construirían proyectos de renovables.

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inos por energía renovable es la premisa de Mendoza, que inició conversiones comerciales con China. El primer paso fue una misión comercial mendocina al país asiático y ahora el feedback se completa con la reciente visita de ejecutivos de la Shipbuilding Industry Corporation.

La idea de vino por electrones se llama “intercambio compensado”, consiste, en una primera etapa, en contar con capital y finan-

ciamiento para construir el Parque Eólico El Sosneado y la Central Térmica Papagayos.

Por su parte, CSNP tiene la intención de construir una central combinada termosolar, que vaporiza agua a partir de la refracción de los rayos solares y permite que un parque solar despache energía.

“El objetivo es generar energía renovable, tan importante como la generación de empleo”, aseguró el subsecretario de Energía y Minería, Emilio Guiñazú

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a crisis del sector petrolero afecta con más agudeza a los convencionales de la cuenca del Golfo San Jorge, donde rige un plan vacacional por la reducción de actividad hasta fines de febrero. Con el cambio de gobierno y la posibilidad de medidas favorables para Vaca Muerta, en la zona compartida por Chubut y Santa Cruz se esperanzan con una reactivación del crudo tipo Escalante.

El dirigente del sindicato de petroleros privados de Chubut, Jorge Ávila, planteó “volver a poner a Chubut otra vez en la mesa de todas las provincias que producen lo convencional”. Y también atraer inversiones en los no convencionales, en sintonía con el proyecto de una ley para el shale argentino.

“No seremos un Vaca Muerta pero tenemos un poder muy grande en lo convencional y debemos aspirar a que alguna operadora también se anime a perforar lo no convencional, a explorar, prepararnos para ayudarlas. Si encuentran no convencional en Chubut, volveremos a recuperar un liderazgo que perdimos”, dijo.

149.000

Los barriles por día chubutenses.

De acuerdo a datos de la Secretaría de Energía, esa es la producción de crudo.

“Debemos ser la gran ayuda de Vaca Muerta. No nos podemos comparar ni tenemos cómo hacerlo pero sí lo que debemos hacer es abastecer el país para que Vaca Muerta exporte todo lo que saca. De ahí van a entrar los dólares que necesita la Argentina y nosotros ser el consumo interno, señaló el dirigente sindical

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Mundo Desacuerdo comercial

Fin a una disputa sobre una “zona neutral”

Curazao termina el contrato con PDVSA

Un yacimiento que es una tromba en Medio Oriente Arabia Saudita y Kuwait llegaron a un acuerdo de explotación conjunta de Khafji, de 320.000 barriles diarios.

El primer ministro de la isla dijo que no se llegó a un acuerdo con la petrolera venezolana para que siguiera operando.

E

l gobierno de Curazao finalizó el 31 de diciembre último el contrato de operación de la refinería Isla con la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA).

Las partes llegaron a un acuerdo para que PDVSA permanezca un año más mientras la estatal Refinería di Koursou (RdK) continúa buscando un nuevo operador.

Sin embargo, RdK y el conglomerado de productos industriales Klesch Group concretaron la semana pasada un acuerdo para hacerse cargo de la refinería.

El primer ministro de la isla, Eugene Rhu-

ggenaath, dijo que no se llegó a un acuerdo con PDVSA para que siguiera operando la refinería por un período de tres a seis meses, en lugar de un año.

“No habrá transición con PDVSA”, dijo Rhuggenaath a reporteros, según consigna la agencia de noticias Reuters. “No hemos recibido una respuesta razonable de PDVSA”.

El director gerente de Isla, Marcelino de Lannoy, dijo que RdK asumirá las operaciones por seis meses hasta que Klesch pueda hacerse cargo. Isla tiene capacidad de 335.000 barriles por día

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K

hafji es un complejo petrolero en Arabia Saudita que será operado conjuntamente entre ese país y su vecino Kuwait, tras alcanzar un acuerdo de explotación. La producción alcanzaría los 320.000 barriles por día a fines de 2020.

El príncipe Abdulaziz bin Salman hizo el anuncio en el complejo petrolero Khafji en Arabia Saudita, un día después de firmar un acuerdo con Kuwait que puso fin a una disputa sobre la Zona Neutral dividida que comparten los dos países.

“Con la firma de este nuevo acuerdo, ambas partes llegaron a un consenso de que ahora es el momento adecuado para reanudar la producción en esta zona”, dijo el presidente y director ejecutivo de Saudi Aramco, Amin Nasser, en un comunicado.

Los ministros saudí y kuwaití dijeron

El príncipe Abdulazis bin Salam firmó y anunció el acuerdo con Kuwait que finalizó la disputa.

que reanudar la producción de petróleo de la Zona Neutral no afectaría sus compromisos con un acuerdo para frenar el suministro alcanzado entre OPEP y otros productores, incluido Rusia, un grupo conocido como OPEP+

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Opinión Fernando Castro Editor +e

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l precio de los combustibles en Argentina sumó un nuevo factor para un debate que ya generó cierta discordia en la industria petrolera. La disparada del precio del Brent tras el bombardeo de Estados Unidos a Irak agrega presión al discusión sobre el freno en el precio de las naftas.

El gobierno del presidente Alberto Fernández acaba de volver atrás con una suba del 5% que impulsaba YPF, que tiene el 55% del mercado y fija las condiciones para el resto de las productoras y la cadena de refinación.

La semana había comenzado con pronósticos de aumentos del barril de Brent por una mayor demanda a nivel mundial, en las postrimerías de un acuerdo comercial entre China y Estados Unidos.

A esa posible inercia de precios se sumó desde ayer el detonador de un conflicto en el punto del planeta de donde sale el grueso de los barriles que se consumen

Medio Oriente, el precio de las naftas y vaca Muerta en buena parte del mundo.

El barril volvió a subir y ese incremento del precio será un factor adicional que llegará a las mesas de discusión sobre el valor de los combustibles en el país.

El precio de las naftas “pisado” es una referencia para la comercialización de barriles en el mercado interno. Al mismo tiempo, el gobierno nacional busca contener la suba en los surtidores para evitar una escalada de precios.

En algún punto, es un debate que, sobre todo en el último tiempo, se inició en agosto pasado con el decreto de necesidad y urgencia 566 del gobierno de Mauricio Macri.

La normativa intervino en el precio con un techo al Brent en el país y con un dólar por debajo de la cotización oficial para la industria. Por 90 días no hubo incrementos en las naftas a través de esa definición, que motivó un frente judicial de petroleras y gobiernos provinciales, cada una a su turno y con diferentes grados de convencimiento, vale recordar.

Dentro de todo este debate que afecta al grueso de la industria, hay una situación particular. Es la de YPF, el termómetro de los aumentos en el país, por su cuota del mercado.

Todas esperan sus movimientos de precios para determinar el valor de los

YPF tuvo que volver atrás con una suba de las naftas, y el aumento del valor internacional del crudo agranda la brecha del precio en los surtidores. combustibles, de modo de no poner en riesgo su porción de las ventas.

Pero al tiempo que vende combustible, la petrolera juega su propia carrera por la obtención de financiamiento para el upstream, es decir, el dinero para perforar en todas sus áreas del país. Pero en particular en los campos shale que tiene en Neuquén. Hoy, en este contexto

de sequía financiera por la situación macroeconómica del país, las expendedoras son su principal fuente de financiamiento.

Durante la vigencia del DNU 566, la compañía iba a establecer recortes de entre 100 y 120 millones de dólares, tal como les anticipó a sus accionistas privados.

La situación de las naftas y la economía de la principal productora se relaciona de forma directa, también, con el impulso que pueda darles a sus desarrollos en el país y, en particular, a los de Vaca Muerta. Es donde tiene sus proyectos más ambiciosos. Y su rol viene siendo determinante: por caso, este año incrementó un 50% las etapas de fractura en los pozos de shale oil, uno de los indicadores que dejan en claro por qué la provincia llegó a producir 104 mil barriles de crudo no convencional, su marca récord. Es ese el escenario que también se tensiona con el lanzamiento de un misil a miles de kilómetros de Añelo

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