Vaca Muerta News

Tres compañías manejan cerca del 60% de la superficie de Vaca Muerta

Thu, 09 Mar 2017 18:28:01 -0300

La mayor formación de recursos no convencionales fuera de Estados Unidos, al menos desde lo territorial, está controlada por apenas tres operadoras, precisó la Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de Neuquén a través de un informe.

YPF, empresa cuya mayoría accionaria le pertenece al Estado nacional, posee por intermedio de su subsidiaria Y-Sur un 32,6% de las tierras en cuestión.

Total, firma de origen francés (Total) cuenta con un 13,1% del territorio, mientras que en el tercer puesto se ubica Pampa Energía, petrolera del Grupo Mindlin que, tras adquirir los activos de Petrobras (e incluyendo las operaciones de Entre Lomas), logró acceder a un 12,2% de la superficie de Vaca Muerta.

En cuarto y quinto lugar se posicionan Pluspetrol, con un 8,2%, y Oilstone, con un 5,1%.

El 28,8% restante se distribuye entre otras 12 organizaciones, algunas de las cuales son gigantes de la talla de Exxon, Shell, Chevron o el Grupo Techint.

El reporte de la Subsecretaría de Hidrocarburos neuquina, que depende del Ministerio de Energía, Servicios Públicos y Recursos Naturales a nivel provincial, sólo toma en cuenta el territorio concesionado por operador, independientemente de su participación en los contratos.

Un estudio de IHS Markit estimó el nivel de inversiones que las operadoras con áreas concesionadas en Vaca Muerta deberán desplegar para promover el desarrollo a gran escala de sus recursos hidrocarburíferos no convencionales.

Según la consultora, el megayacimiento tiene potencial para generar aproximadamente 560.000 barriles diarios de petróleo equivalente y 6.000 millones de pies cúbicos de gas por día para el año 2040.

De alcanzar esos volúmenes, la Argentina podría disminuir drásticamente su dependencia a las importaciones de hidrocarburos e incluso volver a tener saldos exportables.

No obstante, el trabajo de IHS advierte que para que ello sea posible se precisarán inversiones por al menos u$s 8.000 millones anuales sólo en materia de perforación y completamiento.

Denominado “Vaca Muerta Insight: Supply Scenarios for Argentina”s Energy Future”, el estudio calificó a la formación como una de las “súper cuencas” más prometedoras del mundo, aunque remarca que su puesta en valor deberá contar inexorablemente con una garantía continua de un entorno empresarial estable por parte de las autoridades.

El nuevo marco legal para Vaca Muerta ayudará a acelerar las inversiones

Thu, 09 Mar 2017 09:03:01 -0300

Para hablar de las perspectivas de desarrollo del mercado energético, El Cronista convocó en el marco de la Expo Efi (Economía + Finanzas) que se realizó el pasado 9 de marzo en el Hotel Hilton, a un panel de CEOs de las principales petroleras internacionales con inversiones en el país. De la charla, moderada por Hernán de Goñi, director periodístico de El Cronista, participaron Daniel De Nigris, gerente general de Exxon Mobil Argentina; Teófilo Lacroze, presidente de Shell Argentina, y Jean Marc Hosanski, director general de Total Austral.

El nuevo marco legal y laboral acordado para la explotación del reservorio de Vaca Muerta aseguran permitirá acelerar algunas inversiones, aunque todavía hay que completar otras asignaturas, como las obras de infraestructura necesarias para hacer salir la producción, una adecuación de la estructura impositiva que haga más llevadera los desembolsos iniciales y una logística que no desborde los costos.

Los ejecutivos coincidieron en que Argentina tiene el potencial de recuperar el autoabastecimiento y volver a exportar energía, y destacaron que -a pesar de una coyuntura de precios del petróleo a la baja- "Vaca Muerta es competitiva a largo plazo".

"Los precios del crudo van a tardar en recuperarse", comentó Lacroze, de Shell. "A pesar de esto estamos invirtiendo u$s 300 millones junto con YPF en Vaca Muerta. Pero nuestro proyecto en Argentina tiene que ser competitivo frente a otros proyectos que tenemos en Canadá y Estados Unidos. Creo que uno de los grandes aciertos de esta gestión es ir a precios de mercado, para manejarnos en igualdad de oportunidades por proyecto", destacó.

"El mercado del petróleo es cíclico —apuntó De Nigris, de ExxonMobil—, puede subir a más de 60 el barril o bajar a menos de 40. Pero la tendencia a largo plazo es la que marca la evolución de la demanda mundial. Por eso es importante tener proyectos que resistan los ciclos. Al final del día, Argentina competirá con otros mercados que no tienen el precio subsidiado", destacó.

Hoy "el 80% de la matriz energética argentina está basada en fósiles, y más de un 50% en gas", apuntó Hosanksi, de Total. "Para aprovechar el potencial de gas no convencional en Vaca Muerta, será fundamental la inversión conjunta del Estado y las empresas en la ampliación de la red".

Uno de los principales cuellos de botella para del mercado energético, es la falta de infraestructura (rutas, oleoductos, puertos). "Si hacemos 1000 pozos por año, eso implica multiplicar por siete nuestra actual producción, lo que requiere mejorar la logística de insumos (agua, arena, productos químicos), como plantas de separación de petróleo y gas y un oleoducto para exportar, porque ahora lo estamos haciendo por camión, pero eso no es sostenible", comentó Lacroze.

Los ejecutivos coincidieron en que hay lugar para nuevos jugadores en Vaca Muerta. "Pero deberán tener capacidad técnica para maximizar la productividad", advirtió De Nigris. "Hay oportunidades, pero para los que llegan después son más caras", agregó Lacroze. "No hay techo para la llegada de inversores porque los recursos son inmensos. La competencia vendrá por los costos", subrayó Hosanksi.

Pese a que su negocio son los hidrocarburos, los CEOs destacaron que sus empresas están incursionando en las energías limpias."Exxon tiene proyectos en renovables, pero el foco sigue siendo petróleo y gas", declaró De Nigris. "Shell es hoy líder en biocombustibles en Brasil y tiene proyectos en solar, eólica e hidrógeno", apuntó Lacroze. "En Total creemos que hay que inyectar más renovables en la matriz energética para cumplir con los compromisos de la Cumbre Climática, pero por ahora no van a sustituir a a las fósiles", concluyó Hosanski.

El Plan Gas podría impulsar a tres grandes proyectos en Vaca Muerta

Thu, 09 Mar 2017 08:03:01 -0300

El anuncio del denominado Plan Gas, el programa del ministerio de Energía que extendió los subsidios a la producción de gas hasta 2021, podría impulsar en el corto plazo tres proyectos pilotos de 19 con buenas perspectivas para la explotación no convencional que hay en la Cuenca Neuquina.

Los tres proyectos con perspectiva netamente de gas no convencional son los de Lindero Atravesado, que opera Pan American Energy (PAE) , con YPF como socia, donde hay un compromiso de perforar 40 pozos hasta 2018, fecha en que vence el plazo del piloto.

Otro de los proyectos se asienta sobre el área Río Neuquén que está en manos de YPF, Pampa Energía y Petrobras Brasil. La concesión aprobada en el año 2016 tiene en marcha un piloto con 24 pozos.

El tercero es un acuerdo entre YPF y Shell para desarrollar Bajada de Añelo. Todavía falta afinar detalles pero las compañías anticiparon u$s 300 millones de inversión para avanzar en ese campo.

Otros desarrollos que podían sumarse son El Orejano y Rincón del Mangrullo, ambos operados por YPF. Lo mismo ocurre con Aguada Pichana y Rincón de la Ceniza, en manos de la francesa Total.

La CEPH eligió a la nueva conducción empresarial

Thu, 09 Mar 2017 07:46:01 -0300

Los miembros de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), la más poderosa de la industria petrolera, eligieron el 6 de marzo a Carlos Seijo, representante de Total, como su nuevo presidente. Seijo asumió el cargo que deja Oscar Vicente, histórico referente de la industria, que integró la conducción de la organización durante los últimos 27 años.

Por primera vez en mucho tiempo, no se logró una lista de consenso y luego de arduas negociaciones, el nombre de Seijo se impuso por 15 votos contra 13 y presidirá la Ceph por los próximos dos años. Es la primera vez en 20 años que se debe recurrir a una elección para elegir al presidente de la cámara.

Sucede que en los últimos tres meses se conformaron dos grupos que apuntaban a colocar a su candidato al frente de la cámara. Por un lado, los que representan a las grandes petroleras y concentran el 80% de la inversión y la producción de hidrocarburos en el país, con YPF y Pan American Energy (PAE) a la cabeza y acompañado por otros grandes jugadores como Total, Wintershall y Chevron.

Por el otro, un conjunto de productores puros, empresas medianas y pequeñas con importantes referentes empresariales como Pluspetrol, Tecpetrol, brazo petrolero de Techint, el holding de Paolo Rocca; Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, y CGC, la petrolera de Eduardo Eurnekian.

La nueva comisión directiva quedó integrada además por Mary Esterman, directora de Medanito, que se quedó con la Secretaría de la entidad, en tanto que como tesorero fue elegido Aguirre de Chevron. ExxonMobil, Geopark y CGC se incorporaron a la comisión directiva integrada por 16 ejecutivos del sector.

La fuerte interna en la cámara petrolera refleja cierta concepción, desde la óptica de empresas medianas y pequeñas, de que la interlocución de la industria para negociar con el Gobierno cuestiones de la política energética está reducida únicamente a las empresas más grandes, consigna el portal Econojournal.

La negociación para definir el valor interno del petróleo en Neuquén y Chubut no es casual que Sinopec, Tecpetrol, Sipetrol y Capsa, las cuatro empresas que no firmaron el acuerdo de precios firmado en enero, integraran el bloque disidente- y para redactar el nuevo convenio colectivo de trabajo para Vaca Muerta, definido únicamente por directivos de YPF, PAE y Total con el ministro Juan José Aranguren, no hicieron más que agudizar ese visión.

La cotización internacional del petróleo suspendería el barril criollo

Thu, 09 Mar 2017 07:31:01 -0300

El alza del Brent que cotiza por encima de los 55 dólares- podría dejar sin efecto a partir de abril el “Acuerdo para la transición a precios internacionales de la industria hidrocarburífera”, firmado en enero por empresas productoras y refinadoras e impulsado por el Gobierno, que establece un sendero de precios decrecientes para el valor doméstico del crudo.

En el 2016, la discusión para elaborar ese documento se extendió por más de dos meses, de octubre a diciembre, pero su aplicación podría suspenderse el mes próximo si, como sostienen muchos analistas, el precio del Brent sigue aumentando.

El artículo 9 de ese documento estipula que el acuerdo quedará sin efecto si durante 10 días consecutivos el valor del Brent iguala o supera con menos de 1 dólar de diferencia el importe establecido para el crudo Medanito, propio de la cuenca Neuquina.

El valor de referencia para abril del Medanito es de u$s 57,20. Es decir, si se mantiene el valor actual del Brent en marzo en torno a los 56,50 dólares, el acuerdo quedaría sin efecto, consigna el portal Econojournal.

El alza del precio eximiría a las empresas productoras y refinadoras de cumplir con el documento, por lo que en la práctica desembocaría en una nueva discusión entre privados para definir el precio de venta del petróleo en el mercado interno.