Vaca Muerta News

Mobil SA se quedó con la mayoría del área de Sierra Chata

Wed, 08 Jan 2020 12:15:01 -0300

Mobil Argentina SA, la compañía de ExxonMobil, acaba de adquirir la posición de Total Austral SA en el área Sierra Chata. Se trata de una porción de Vaca Muerta donde ahora solo quedará como socia de Pampa Energía SA, con el objetivo de producir shale y tight gas.

Según publicó Fernando Castro en LM Neuquén de fuentes de la industria, Total SA cedió el 100% de su participación (3,5% del total) a Mobil SA, que ahora se quedará con el 54,45% del área en tanto que Pampa Energía mantendrá el 45,55% restante.

Sierra Chata fue la concesión 28 otorgada en julio de 2018. En ese entonces, se preveía una inversión de 520 millones de dólares en la etapa piloto, con la operación de Pampa Energía y la Participación de Mobil y Total.

El proyecto original preveía la perforación de 24 pozos horizontales. De este total, 15 eran con destino a la formación Vaca Muerta en tanto que otros 9 buscarían la formación Mulichinco.

En el área, de unos 865 kilómetros cuadrados, se prevén inversiones en instalaciones y trabajos de sísmica 3D en los primeros cinco años.

El acuerdo incluyó pagos iniciales por única vez de 33,64 millones de dólares, comprendidos por 22,875 millones en concepto de bono de explotación; 7,125 millones por Responsabilidad Social Empresaria (RSE); y 3,64 millones por Impuesto de Sellos.

Medida interanualmente, la producción de petróleo en Vaca Muerta aumentó un 60%

Wed, 08 Jan 2020 02:35:01 -0300

Según el informe del Tendencias Energéticas del mes de diciembre del Instituto Argentino de Energía, la producción de petróleo no convencional en la formación Vaca Muerta, en la cuenca Neuquina, aumentó 60,7% anual en noviembre y representa actualmente el 17,2% del total producido en el país.

El principal productor de petróleo en Vaca Muerta es YPF que extrae desde allí el 12% del total de petróleo que se produce en el país, que a su vez representa el 70% de la producción de Vaca Muerta. YPF se constituye claramente como el principal operador en Vaca Muerta, y aumenta su producción 48,4% anual en los últimos doce meses en este esta formación.

En referencia a la producción de gas, creció el 85,9% anual y representa el 23,2% del total del gas producido en el país. En este caso hay tres operadores de importancia: Tecpetrol que se constituye como el principal operador, YPF y Total que producen desde esta área el 10,2%, 6,8% y 3,5% del total del gas natural del país.

En la formación Vaca Muerta Tecpetrol aumenta su producción anual 113%, YPF 25% y Total 199%

La empresa del grupo Techint, a partir del desarrollo del yacimiento no convencional Fortín de Piedra, extrae el 81% del gas que se produce en el país. En los últimos doce meses a noviembre de 2019 la producción anual de gas natural de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra se incrementó 115,2% aportando 13,7 MMm3/d sobre un total de 135,4 MMm3/d (10,1% del total).

La producción total de gas acumulada en doce meses crece 5,5%. Sin embargo, nuevamente es destacable que no es trivial el aporte de Tecpetrol en Fortín de Piedra ya que en ausencia de éste la producción de gas se presenta estancada con una declinación leve que alcanza el 0,3% anual.

n igual sentido, dentro de la producción no convencional el aporte de Tecpetrol a partir del yacimiento Fortín de Piedra, que representa el 24% del total del gas no convencional, se muestra como determinante al momento de evaluar las tasas de crecimiento.

La producción no convencional total crece 7,9% i.a en noviembre y 29,4% en doce meses, mientras que descontando la producción de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra (8,4 MMm3/d en noviembre y 13,7 MMm3/d en doce meses), la producción no convencional crece 24,2% i.a. y 15% anual.

La producción de Tecpetrol a partir del yacimiento no convencional Fortín de Piedra continúa presentándose como determinante para analizar el desempeño de la producción de gas natural ya que afecta de manera significativa las tasas de crecimiento de la producción.

Sin embargo, las tasas de crecimiento de la producción de Tecpetrol en Fortín de Piedra son positivas y aún muy altas aunque decrecientes. Esto sugiere que se están superando las etapas tempranas de producción haciéndose notar la declinación de la misma. Esto es, la velocidad a la que crece se está reduciendo significativamente.

Por otra parte, se evidencia que Tecpetrol, en su yacimiento Fortín de Piedra, tuvo una caída muy importante en el mes de noviembre de 2019 que explica la reducción de la producción total de la empresa: dimsminuyó su producción 36,8% i.a y 41% respecto al mes anterior.

"Cabe destacar que esta producción es beneficiaria de los subsidios otorgados por la Resolución 46/2017 del Ex MINEM que establece el programa de incentivos a la producción de gas natural no convencional. Por esta Resolución, el Estado ha aportado más de $ 20.000 millones en los primeros diez meses del año", señala el informe del IAE.

"El hecho de que la producción convencional y la variante no convencional Tight (77% de la producción) estén declinando anualmente, y que la producción total en ausencia del aporte de Tecpetrol en Fortín de Piedra también sea decreciente en los datos anuales, podría estar implicando que la producción de gas natural en Argentina no puede desarrollarse sin un esquema de fuertes subsidios la producción y/o el descubrimiento de nuevos yacimientos convencionales cuya puesta en producción compense la caída productiva", se concluye en el IAE.

En 12 meses, la producción de petróleo no convencional aumentó un 51,7%

Wed, 08 Jan 2020 00:02:01 -0300

El Instituto Argentino de Energía (IAE) “General Mosconi” difundió el martes 7 de enero de dos mil veinte el informe de tendencias energéticas del mes de diciembre.

Según el IAE, en noviembre de 2019 la producción de petróleo aumentó 3,7% i.a y 3,8% en el acumulado de los 12 meses.

La producción de petróleo convencional (81% de la producción) se redujo 3,3% en los últimos 12 meses mientras que la producción no convencional (19% del total) se incrementó 51,7% en el mismo periodo. Por otra parte, se evidencia que en noviembre de 2019 hubo una disminución en el ritmo de crecimiento de la producción.

En el mes de noviembre de 2019 la producción de petróleo no convencional representó el 21,9% del total mensual, mientras que en el acumulado anual a noviembre de 2019 es del 18,6% del total producido.

La producción de petróleo no convencional se incrementó 39,8% i.a. debido al aumento del 46,9% i.a en el Shale que ha compensado la disminución del 13,6% i.a en la producción de Tight oil.

La producción acumulada en los últimos doce meses de Shale Oil, que representa el 17% de la producción total, creció 62,7% mientras que la de Tight se redujo 11,4% en el mismo periodo, representando el 1,6% de la producción total. El Shale Oil es el único Tipo/subtipo de petróleo que aumenta debido a que el Tight Oil presenta una importante disminución anual. En este sentido, se observa una caída del 3,4% en la producción conjunta de Convencional y Tight que representan el 83% del total aproximadamente.

En noviembre de 2019 la producción de Gas aumentó 3,1% i.a y 5,5% en el acumulado de 12 meses

La producción de Gas convencional, 57% del total de la producción total, se redujo 7,2% en los últimos 12 meses mientras que la producción no convencional, liderada ahora por el Shale Gas, se incrementó 29,4% representando el 42% del total anual.

Es importante destacar la significativa reducción del ritmo de crecimiento de la expansión no convencional que alcanzó apenas al 7,9 % i.a. en el último mes.

La producción gasífera convencional y la variante no convencional Tight, que ocupan el 77% de la producción, disminuyen 5,8% anual. “Esta situación debe ser objeto de especial atención por parte de las nuevas autoridades del sector”, indican en el informe.

La producción de gas natural convencional, que representa el 58% del total anual, disminuyó en noviembre de 2019 un 0,3% i.a y 7,2% en el acumulado de los últimos doce meses. De esta manera, la producción convencional es 40% inferior a la del año 2009.

La producción de gas natural no convencional aumentó 7,9% i.a y 29,4% en el acumulado de los doce meses a noviembre de 2019 impulsado por el Shale mientras el Tight declina, según los datos preliminares de la Secretaría de Energía.

En noviembre de 2019 la producción no convencional representó el 42,6% del total, mientras que en el acumulado de doce meses a noviembre de 2019 es del 42,4% del total producido.

La producción de gas no convencional se incrementó 7,9% i.a. debido al aumento del 6,4% i.a en el Shale, que reduce considerablemente su tasa de crecimiento, mientras que el Tight aumentó 9,6% i.a.

La producción acumulada en los últimos doce meses de shale gas, que representa el 23% de la producción total, creció 86,6% mientras que la de Tight se redujo 5,6% en el mismo periodo, representando el 19% de la producción total. De esta manera, la producción de gas natural no convencional acumulada durante los 12 meses corridos fue 29,4% superior a igual periodo del año anterior.

Cabe destacar que el 77% de la producción de gas natural (Convencional + Tight) declina 5,8% anual, por esto el aumento en la producción se explica enteramente por la producción de Shale Gas.

Balance comercial energético
La balanza comercial energética del mes de noviembre de 2019 se muestra superavitaria en US$ 90 millones. Adicionalmente, en los once meses de 2019 se observa un déficit comercial energético de USD 195 millones, 91,7% inferior al de igual periodo del año anterior.

El balance exterior en material de Gas nos indica que en los últimos 12 meses se importaron 18,6 MMm3/d (se redujo 9,1 MMm3/d), mientras la exportación es 5,1 MMm3/d (creció 4,3 MMm3/d). A su vez, la demanda anual de gas disminuye 5,3% (6,6 MMm3/d menos) mientras continúa creciendo la oferta a un ritmo de 5,5% (7 MMm3/d más). Esto revela que la sustitución de importaciones y la exportación de gas están determinadas tanto por la expansión de la oferta como por una menor demanda local.

Subsidios
Los subsidios energéticos devengados aumentaron 40,8% (+$ 51.768 millones) en el acumulado a octubre de 2019 respecto a igual periodo de 2018 según datos de ASAP: CAMMESA recibió $ 99.484 millones e IEASA $ 43.160 millones. Los subsidios a la producción de gas de multiplicaron por tres respecto a 2018 y totalizaron $ 20.205 millones.

Desagregado por operadores
Desagregando por principales operadores (80% del total) se observa que la producción acumulada del último año móvil de YPF, que produce el 30% del gas en Argentina, se presenta prácticamente estancada con una reducción de sólo 0,8% anual.

Por otra parte, Total Austral incrementó su producción un 2,9% respecto de igual periodo del año anterior, mientras que Pan American, que representa el 11,1% de la producción total, redujo su producción un 1,3% respecto periodo del año anterior. Estas tres empresas representan el 66% del total del gas producido y en conjunto disminuyen 0,17% anual. Esto indica que el 66% de la producción anual de gas en Argentina se encuentra estancada.

Por otra parte, Tecpetrol con un peso 12,5% en el total aumentó su producción acumulada en el último año móvil en 70%, aunque se observa una muy importante disminución respecto al mes anterior: produjo un 35% menos de gas que en el mes de octubre de 2019 y 31% menos respecto a noviembre de 2018.

El resto de las empresas, que ocupan el 21% restante, disminuye su producción anual 1,1%.