Vaca Muerta News

Cuáles son las expectativas para 2021 en la cuenca neuquina

Mon, 28 Dec 2020 21:57:01 -0300

El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Alejandro Monteiro, expresó sus expectativas respecto del año 2021 y señaló que “nos va a encontrar -pandemia mediante-, con mucho trabajo”. Afirmó que el objetivo es “seguir mejorando en eficiencia y definir mejoras que permitan desarrollar recursos que compitan a nivel mundial, con otros recursos y otras cuencas”.

Monteiro indicó que es necesario desarrollar “condiciones y el marco jurídico que apunten a la estabilidad de las condiciones económicas de nuestro país que permita la atracción de inversiones, y contar con una cadena de valor que esté a la altura de las circunstancias”.

Señaló dos aspectos relevantes y necesarios para la productividad de la cuenca neuquina: por un lado, el Plan Gas “que va a permitir sostener la producción del 2020, reducir las importaciones y generar la continuidad para dar un salto exportador a gran escala”. Y en el caso del petróleo, “apostar a la exportación permanente con varios de los proyectos que se encuentran en desarrollo”.

Monteiro, en declaraciones al portal oficial Neuquén Informa, subrayó el potencial activo de los recursos hidrocarburíferos con los que cuenta la provincia y que permitieron que durante este 2020, pese a la pandemia, se otorgasen dos nuevas concesiones no convencionales. En esa misma línea anticipó que desde el gobierno se mantienen conversaciones con diversas operadoras para definir nuevas concesiones. Gestiones que se deben respaldar y sostener en lo que denominó “los 4 ejes para un marco jurídico hidrocarburífero”.

Explicó que estos comprenden: “Permisos de exportación en firme para petróleo y gas porque el desarrollo de Vaca Muerta se va a dar si somos capaces de exportar de manera continua durante todo el año; condiciones de precios de mercado, junto a un mecanismo que permitan suavizar o amortiguar los precios del mercado interno; la libre disponibilidad de divisas derivadas de las operaciones de exportación y que tengan como objetivo el pago de préstamos, dividendos o bienes y servicios; y un régimen impositivo que contemple amortización acelerada de bienes de uso y devolución de IVA para equipararla con otros sectores como la minería”.

Actualmente son 18 los equipos de perforación en actividad, y se espera que para enero sean más las empresas que se sumen a realizar nuevos pozos. “Hoy estamos en 58 equipos de torre en línea con lo que habíamos proyectado, de los cuales 18 equipos son perforadores, pero solamente seis empresas están perforando», indicó Monteiro y destacó que “esperamos que en enero hayan más empresas que comiencen a activar equipos de perforación en línea con el resultado de la subasta del Plan Gas.Ar».

El objetivo, tal como lo anticipó el gobernador Omar Gutiérrez, es consolidar la reactivación completa de la actividad hidrocarburífera pasado el primer trimestre, “con más equipos que los que teníamos antes de que llegara la pandemia en febrero”. En total 80 equipos petroleros en actividad, 24 de ellos torres de perforación, 18 workover, 18 pulling y 20 coiled tubing y otros.

Un 2020 complejo

A modo de revisión sobre 2020, el ministro señaló que el sector hidrocarburífero tuvo “un año muy complejo, que comenzó el primer trimestre con muy buena actividad -en término de producción de petróleo se llegó en marzo a los 170 mil barriles, un volumen en la producción que en Neuquén no se alcanzaba desde hace 14 años-, y luego se dio una baja a cero en la actividad, motivada por una caída de precios a partir de una disputa de los principales países productores y la crisis generada por la pandemia, que llevó los costos como en el caso de Argentina a 10 dólares por barril en el mercado interno”.

“La actividad pasó rápidamente a cero en términos de intervención o perforación de pozos, solamente se sostuvo la actividad de producción en los yacimientos”, relató el ministro y apuntó a que “esto generó un impacto importante en la actividad y en las finanzas provinciales por las regalías que se cobran”.

En abril se comenzó a trabajar en conjunto con los sindicatos y con la industria, para definir los protocolos para restablecer la actividad y en mayo comenzaron a reactivarse los primeros equipos perforadores y demás equipos de torre. Posteriormente se alcanzó el acuerdo de sustentabilidad entre los sindicatos y las operadoras.

“Hoy tenemos 58 equipos de torre activos, de los cuales 18 son perforadores, con un nivel de fracturas interesante para el año, que se retomó en los meses de octubre, noviembre principalmente y con una proyección para el año que viene buena tanto en materia de petróleo como en gas a partir de un hito, como fue el lanzamiento del plan gas por parte del gobierno nacional”.

El plan Gas

El ministro destacó el lanzamiento que hizo el gobierno nacional del Plan Gas “que va a permitir reactivar la actividad de perforación y terminación de pozos en la ventana de gas seco y condensado -inactivo hace varios años en nuestra provincia-, y que va a generar por un lado un incremento de producción, con una disminución relevante en materia de necesidad de importaciones de gas”.

Argentina, como país, tiene una matriz energética en el que el 60 por ciento depende del gas para el uso industrial, la generación eléctrica y el uso residencial, por lo que la oferta de gas es fundamental. En este contexto, “este plan viene a generar ciertas condiciones de previsibilidad a un plazo de cuatro años, que van a permitir desarrollar nuevas condiciones en ese segmento y seguramente va a permitir mejorar en eficiencia, en productividad, como también se ha venido trabajando en el caso del petróleo”, sostuvo.

Exportación de petróleo

Otro hecho que destacó el ministro en materia de petróleo fue la exportación de crudo de la cuenca neuquina durante los meses de invierno. “Luego de prácticamente 10 años, llegamos a exportar el 40 por ciento de nuestra producción de mayo a septiembre con mejoras sustanciales en el retorno de esas ventas”, señaló Monteiro y explicó que esas ventas “iniciaron con descuento de 8, 9, 10 dólares sobre Brent y las últimas ventas terminaron con descuentos de tres dólares”.

“Sin dudas el hecho de haber probado la exportación del crudo de nuestra región, de hacerlo conocido, que las empresas comiencen a afianzar ese aspecto comercial y la búsqueda de mercados de manera exitosa, es un hecho importante que nos da buenas expectativas hacia delante”, concluyó.

En año de pandemia, Vaca Muerta sumó dos concesiones no convencionales y alcanzó las cuarenta

Mon, 28 Dec 2020 12:54:01 -0300

El 2020 será recordado como el año de inicio de la pandemia de coronavirus, que puso en jaque a la industria hidrocarburífera en Vaca Muerta y el mundo.

En este contexto, la formación neuquina sumó dos nuevas concesiones no convencionales y llegó a las 40, con la mirada puesta en la reactivación en el 2021.

La determinación del gobierno de Neuquén fue a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales y con un rol de Gas y Petróleo de Neuquén (GyP), la empresa estatal-provincial de energía. Las dos áreas que fueron otorgadas en medio de la pandemia del COVID-19 fueron Aguada Cánepa y Los Toldos II Oeste. “Se trata de una señal clara que habla del potencial de la formación neuquina y del interés vigente por Vaca Muerta”, afirmó en declaraciones públicas el gobernador Omar Gutiérrez.

La etapa piloto de las concesiones vigentes significa inversiones por 8538 millones de dólares y la perforación de 584 pozos. Por su parte, y de acuerdo con los resultados de la fase piloto, se esperan inversiones 183.594 millones de dólares y la perforación de 13.046 pozos.

Así es la proyección de las posibilidades de las concesiones que hizo el gobierno de Neuquén tomando en cuenta las 40 concesiones de explotación no convencional que se han otorgado a la fecha.

Estas concesiones implican ingresos para la Provincia y expanden las posibilidades de la industria de los hidrocarburos no convencionales, con la mirada puesta en una economía nacional que tendrá que recomponerse tras la crisis del coronavirus, con la necesidad de aprovisionarse de petróleo, gas y combustibles.

Los bloques en detalle

El área 39 fue Los Toldos II Oeste, en este caso para ExxonMobil. La compañía de origen estadounidense tendrá una participación del 90% en el área en sociedad con GyP, que cuenta con el 10% restante.

La concesión representa ingresos para la provincia por u$s 750.000 por Responsabilidad Social Empresaria, además de un Bono de Extensión de Área que en principio significará u$s 15 millones, monto que se verá incrementado, en los próximos tres años.

ExxonMobil cuenta con cinco áreas de petróleo y gas en Neuquén: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Pampa de las Yeguas I, Loma del Molle y Los Toldos II Oeste.

En el caso de Aguada Cánepa, la asociatividad de GyP es con Pan American Energy, que ya venía explorando el potencial del bloque de 112,43 kilómetros cuadrados de superficie y ubicado en la ventana de petróleo de Vaca Muerta.

El plan piloto será solventado por las empresas GyP y PAE en proporción a sus respectivos porcentajes de participación en la UTE formada (10% y 90% respectivamente). Prevén en cinco años una inversión de u$s 120 millones y una campaña de 10 pozos horizontales de 3.000 metros de longitud lateral con objetivo en la formación Vaca Muerta en cuatro pads.

PAE es uno de los principales jugadores nacionales en el sector del petróleo y el gas. En Vaca Muerta pisa fuerte con las áreas Lindero Atravesado, Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro, Aguada de Castro, Aguada Pichana Oeste y Aguada Cánepa. También tiene participación societaria en Aguada Pichana Este y San Roque.(Redacción Vaca Muerta News, con información de LM Neuquén).

Proponen determinar los costos de generar energía antes de fijar tarifas y subsidios

Mon, 28 Dec 2020 12:34:01 -0300

"El corazón del problema está en la determinación del precio del gas en la Argentina, porque el gas natural es más de la mitad de la energía que el país consume en todas sus formas", aseguró el economista e investigador del Conicet Alejandro Einstoss.

El economista Alejandro Einstoss, miembro del Instituto Argentino de la Energía (IAE), planteó a la agencia Télam que las políticas energéticas y la fijación de tarifas de los últimos 20 años enfrentaron una "falla de fondo": la determinación de precios sin una "gestión de costos" previa, que permitiría saber cuánto sale generar la energía y, en consecuencia, cuál sería el precio justo a pagar por el usuario y la magnitud de los subsidios.

Este es uno de los ejes que Einstoss, también investigador de proyectos de la UBA-Conicet, desarrolló en el libro "Precios, tarifas y subsidios a la energía. El problema de la regulación energética 2003-2019", de reciente publicación por editorial Eudeba, tal como explica en una entrevista con esta agencia, de la cual los siguientes son los tramos principales.

Para Eintoss, "la privatización de los servicios en los \'90 determinó una nueva forma de fijar precios y tarifas hasta la actualidad. Un sistema que funcionó hasta la crisis de 2001 y 2002, cuando se rompen los contratos vigentes. Se debería haber realizado una revisión tarifaria y una renegociación de los contratos en 2004 con finalización en 2006, que nunca se llegó a concretar".

"En 2002, abandonamos el modelo de gestión privada de la energía, de fijación de precios, y pasamos a una emergencia perpetua donde, salvo lapsos entre 2017 y 2019, fue un entorno de tarifas congeladas y ruptura contractual. La revisión entre 2016 y 2017 renegoció los contratos de prestación con las empresas de servicios públicos, con un proceso de actualización tarifaria muy discutido. A partir de 2017 se comenzó con un gradualismo que tenía una falla de fondo, que era que se determinaba el precio sin haber realizado una gestión de costos, cuánto sale generar la energía, y se fijó un precio cuasi arbitrario que le puso presión excesiva al aumento de las tarifas. Un problema que arrastró la gestión de (Mauricio) Macri durante sus cuatro años de gestión, que cambió el humor social y hoy el Gobierno de Alberto Fernández enfrenta la misma piedra: la determinación de los precios de la energía y las tarifas que reciben los usuarios", dijo a Télam.

Para el investigador, "en la fijación de los precios de la energía hay una línea que atraviesa los gobiernos de Cristina Kirchner, Mauricio Macri y Alberto Fernández. El corazón del problema está en la determinación del precio del gas en la Argentina, porque el gas natural es más de la mitad de la energía que el país consume en todas sus formas y el 60% de la energía eléctrica que consumimos se genera quemando gas. Entonces, el precio del gas se transforma en un insumo crucial, no es el único problema de la economía energética, pero si se le encuentra una solución al punto se tiene gran parte del problema resuelto".

Consultado sobre la puesta en marcha el Plan Gas.Ar, Einstoss afirmó que "es el quinto programa de subsidios al gas natural en los últimos 8 años y en esta licitación se aplicó un precio de referencia igual a US$ 3,70 el millón de BTU. La pregunta que deberíamos hacernos es de dónde surgió ese precio de referencia. Ese problema lo arrastró Macri cuando su ministro, (Juan José) Aranguren, puso el famoso sendero del precio del gas que iba de US$ 7,5 a US$6 y es el mismo problema de (el ex ministro de Economía Axel) Kicillof, que puso en su momento un precio de referencia de US$ 7. ¿De dónde salen esos precios de referencia? Porque si se fijan demasiado altos le ponen una presión excesiva a la mitad de la factura de gas y electricidad. Analizar la estructura de costos de la industria permite que el Estado pueda aplicar un precio de referencia con respaldo técnico, porque al final va a cubrir con fondos públicos esa diferencia con lo que se paga en la factura, que debe ser justa y razonable".

Einstoss también se refirió al precio es la fijación de subsidios por parte del estado y dijo que "la economía de la energía en la Argentina es parte de la macroeconomía y tiene una relación muy directa y bidireccional. Hay cuestiones de base que necesita el sector que la afectan más que a otras ramas de la industria y ese punto central es el costo de capital. Necesita mucha inversión y requiere acceder a capital financiero a bajo costo, y eso hace inviable la realización de proyectos no convencionales competitivos a nivel internacional".

""En condiciones de normalidad y competencia el sistema debería funcionar sin subsidios, y los usuarios deberían pagar el costo de la energía que consumen. La realidad es que estamos viviendo en una coyuntura muy complicada, con altos niveles de pobreza y desempleo, que hace difícil la actualización de los precios. Ahora, hay que ayudar a esa rama de la industria porque lo que cobra a la sociedad no alcanza para cubrir los costos, pero resulta inexplicable que la Argentina le entregue subsidios de manera indeterminada a un sector que tiene un problema para producir gas", afirmó.

""La industria energética es central para la Argentina, columna vertebral de cualquier aparato productivo, su sostenimiento es imprescindible, pero si es necesario sostenerla debería ser en base a un análisis de costos en pie de igualdad con el resto de las ramas de la industria", cerró el investigador del Conicet. (Télam).

Legisladores mendocinos realizaron recorrida en Potasio Río Colorado antes de tratar el traspaso a la provincia

Mon, 28 Dec 2020 09:35:01 -0300

Una delegación encabezada por el subsecretario de Energía y Minería, Emilio Guiñazú, el intendente de Malargüe, Juan Manuel Ojeda, y el presidente de la Cámara de Diputados, Andrés Lombardi, recorrió las instalaciones de la mina Potasio Río Colorado en el Sur mendocino con legisladores provinciales.

El histórico acuerdo de traspaso de los activos de Vale a Mendoza firmado por el Gobernador Rodolfo Suárez ya cuenta con la revisión de Fiscalía del Estado y Asesoría de Gobierno, y ahora está en manos de la Legislatura, que solicitó un recorrido técnico para conocer las instalaciones.Cumpliendo con los protocolos COVID19 y tal como estaba pautado, los funcionarios viajaron a Malargüe para hacer un recorrido exhaustivo, del cual participaron el jefe de Gabinete del Ministerio de Economía y Energía, Facundo Biffi; los diputados Jorge López, Eduardo Martinez, Gustavo Cairo, Guillermo Mosso, Gustavo Ruiz, Hebe Casado y Jorge Sosa; además de los senadores Lucas Quesada y Rolando Baldasso.

“La idea es mostrarles a los legisladores de qué se trata el proyecto que deben refrendar. Tuvieron la oportunidad de sacarse todas las dudas y ver la magnitud de este emprendimiento”, afirmó Guiñazú, en la visita realizada el 22 de diciembre.

“Estamos a disposición para que todos los legisladores se saquen las dudas y conozcan a fondo el proyecto”, agregó Guiñazú. “Aquí podemos aprovechar la infraestructura existente de manera inteligente, vamos a tener servicios que de otra forma no se podrían dar. Es un polo de servicios que puede ampliar otras actividades como el turismo en el sur mendocino”.

Por su parte el presidente de la Cámara de Diputados de Mendoza aseguró que la visita se hizo a pedido del Partido Justicialista, que exigió una “comisión técnica” para evaluar el proyecto. “La visita forma parte de la agenda legislativa y fue muy positiva. Lamentablemente se filtraron cuestiones políticas, el peronismo no acompaño, pero si quieren provocar un daño a Malargüe nosotros vamos a seguir trabajando”, ratificó Lombardi, quien además aseguró que quieren tratarlo en el recinto la semana que viene.

Con esta transferencia, Mendoza recupera 250 millones de dólares en activos que estuvieron paralizados durante ocho años, con una proyección de mil puestos de trabajo directo y tres mil indirectos. Además, con esta acción el Estado logró salvar los derechos mineros, tener los estudios y aprobaciones de impacto ambiental y todos los activos físicos de un total de 80 mil hectáreas.

“Trabajamos mucho con la empresa, desde el 2019, para llegar a un acuerdo. Como se trata de una transferencia, realizamos una auditoría muy profunda que demandó casi 6 meses de trabajo. Analizamos los aspectos ambientales, legales, societarios, financieros, contables, económicos y llegamos a la conclusión de que era conveniente para la provincia avanzar en este proceso”, explicó Guiñazú.

Sales de potasio, soda y vidrio

El viernes 18 de diciembre, el ministro de Economía y Energía, Enrique Vaquié, presentó ante todos los legisladores el contrato que firmó el Gobernador Rodolfo Suárez con Vale. “Es un activo estratégico para la provincia, que estuvo ocho años sin uso”, aseguró.

“Tenemos unos 250 millones de dólares en activos que no se han aprovechado todos estos años. En el predio que explotaba Vale hay dormitorios y comedores para 3 mil personas, un aeropuerto listo para funcionar, con ambulancia y bomberos, estudios geológicos ya realizados”, detalló el ministro.

“Hoy vemos una posibilidad de negocio que no es aquella que tenía Vale, que planeaba exportar al mundo. Creemos que tenemos un enorme mercado local que puede sustituir las importaciones y creemos que podemos exportar a Paraguay y Utuguay”, explicó.

“Mendoza, entre todas las industrias que requieren el vidrio, consume 60.000 toneladas que importa desde China, vía Chile, por lo que se podría cubrir esa necesidad también”, amplió Vaquié.

La mina de potasio, en esta primera etapa, no solo será capaz de dar por año 200.000 toneladas de ese mineral altamente demandado, sino que también producirá soda Solvay y vidrio. Además, creará un polo de servicios, haciendo sinergia con otros sectores de la economía como el petróleo y la tecnología.

En el proyecto también trabajan la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria (FCAI) de la UNCuyo, que tiene un Grupo de Estudio y Análisis del Potasio y cooperación con empresas como la alemana K-UTEC, que desarrolla, planifica, prueba, suministra, ofrece soluciones y componentes clave para la industria de la extracción y procesamiento de sales y minerales en todo el mundo en diferentes proyectos y estudios de todos los tamaños, respetando el medio ambiente y el recurso hídrico.

Dueños de Medanito buscan recuperar un 30% de la petrolera

Mon, 28 Dec 2020 08:53:01 -0300

La petrolera Medanito, centrada en la producción convencional de la Cuenca Neuquina, comunicó que los dueños de la petrolera comprarían la participación que en la actualidad tienen dos entidades internacionales.

Se trata de los accionistas International Finance Corporation e IFC African, Latin American and Caribbean Fund, LP que suscribieron un contrato de compraventa a favor de Exmed S.A. y Exmed Inversiones S.A. Nada más y nada menos que del grupo contrólate de la firma y es una maniobra para intentar salir de la crisis actual.

De concretar la venta, transferirán la totalidad de su participación accionaria en la empresa que equivale al 30,61% del capital. El grupo controlante tiene en una actualidad más de un 65% de la participación.

La operación se traduce también en unos 460 millones de votos que pasarían de manos, según informó la empresa en un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV). Si bien las conversaciones están avanzadas, la transacción está sujeta al cumplimiento de ciertas y determinadas condiciones precedentes.

Desde Medanito indicaron que una vez que se produzca el cierre de la transacción, lo informará y cumplirá con los regímenes informativos. Una señal más que el futuro de la productora es cada vez más incierto.

Cómo fue el 2020 para Medanito
En enero del 2020 la empresa anunció que había logrado la onceava prórroga de un préstamo que tomó en 2017, lo que en ese momento significaba un poco más de aire de cara al nuevo año. Sin embargo, a los meses se desató la pandemia y la empresa solicitó una nueva prórroga que fue denegada por sus acreedores y anunció que priorizaría el pago de sueldos antes que sus deudas.

En agosto Medanito lanzó otra mala noticia y confirmó que en el primer semestre del año tuvo pérdidas por el 15% de su patrimonio neto. Razón por la cual comenzó un proceso de revisión de activos estratégicos para optimizar su estructura financiera.

Hace nada más que dos semanas la petrolera comunicó la Comisión Nacional de Valores (CNV) que sus estados financieros consolidados e individuales trimestrales cerrados al 30 de septiembre registraron pérdidas mayores al 15% de su patrimonio neto por segunda vez en el mismo año. La empresa comunicó nuevamente que siguen analizando diversas alternativas de venta de activos, aunque hasta la fecha todavía no se detalló ninguna.

Estos dos antecedentes previos anticipan lo que entregarán los resultados del último trimestre del año que podría ser el peor en la historia de la firma.

Vale recordar que en 2019, sin el impacto de la pandemia del coronavirus en la demanda y en los precios de mercado, la empresa presentó un balance anual con una pérdida de 6.716 millones de pesos. Las reiteradas devaluaciones de la moneda local que hubo después de que la firma solicitó el préstamo en 2017 gestaron la crisis actual, pero no fue solo eso.

El congelamiento en el precio del barril y los combustibles que decretó la administración de Mauricio Macri en agosto del año pasado también tuvo un papel importante en el presente de Medanito. (Fuente. Diario "Río Negro").

Nación autorizó más exportaciones de gas hacia Chile

Mon, 28 Dec 2020 08:12:01 -0300

La Subsecretaría de Hidrocarburos emitió seis nuevas autorizaciones de exportación de gas natural en condición interrumpible a Chile. Los beneficiarios fueron la alemana Wintershall DEA, y las petroleras locales Pluspetrol, YPF, Compañía General de Combustibles (CGC) y Tecpetrol.

Los permisos para exportar gas a Chile ya son 17 y se extienden hasta el 1 de mayo de 2022, en los casos más prolongados.

En este sentido, se trata de dos contratos del brazo petrolero de Techint con Aprovisionadora General de Energía y con Enel Generación Chile por 1,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural como Cantidad Máxima Diaria.

El volumen comprometido acumulado ya llega a 21,1 MMm3/d pero no se llegará a vender todo. En invierno, cuando faltará gas para el suministro local, es posible que se corten todos los envíos.

Por esta misma razón se encuentran precios de entre USD 2 y USD 3 el millón de BTU para las ventas al exterior. El mínimo es de USD 1,37 en un contrato que firmó Pampa Energía con Colbún, publicó "Río Negro".

En el período estival (hasta el 30 de abril de cada año) la empresa de Marcelo Mindlin también se adjudicó dos contratos más por debajo de los USD 2, mientras que Shell y la comercializadora Cinergia también fueron las otras firmas que colocarán volumen por debajo de ese valor.

Estos precios están en línea con los que obtuvo recientemente la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) en Argentina para el suministro de gas natural interrumpible en enero, que tuvo un promedio ponderado de USD 2,14 /MMBTU.

El Plan Gas tentó a las petroleras con la posibilidad de vender 11 MMm3/d para quienes ganen la competencia por precios, pero los resultados finales, que arrojaron que no se completó el bloque base anual (de 70 MMm3/d; solo fueron 67,9), no permite esta vía, por ahora.

Todavía hay cinco pedidos que todavía no tuvieron el OK del Gobierno, cuatro fueron de Pan American Energy (PAE) y el restante de la multinacional estadounidense Exxon.

Hasta ahora, fueron 10 las empresas autorizadas a exportar desde que se abrieron los pedidos en 2020: ocho productoras (Pampa Energía, Tecpetrol, YPF, Exxon, Shell, CGC, Pluspetrol y Wintershall Dea) y dos comercializadoras (Cinergia y Enel Trading). La compañía de la familia Bulgheroni fue la única que no obtuvo el visto bueno oficial, ni siquiera para un envío a Uruguay.

Al otro lado de la Cordillera de Los Andes hay ocho firmas que recibirán el gas: las distribuidoras Metrogas y GasValpo, las generadoras termoeléctricas Enel, Aprovisionadora General de Energía (AGESA), Colbún y Generadora Metropolitana (GM) Holdings, la productora de metanol Methanex y la comercializadora Innergy.

Vaca Muerta prevé cerrar el año con más petróleo

Mon, 28 Dec 2020 07:43:01 -0300

El petróleo de Neuquén cerrará el 2020 con más barriles acumulados que el año anterior y las proyecciones anticipan que la Cuenca Neuquina terminará con un arrastre interanual positivo que roce el 105.

Si se mira el contexto, de caída absoluta de la actividad, despidos, suspensiones y derrumbe de inversiones, el dato no es menor. Según los últimos datos disponibles en noviembre los yacimientos de la provincia produjeron 158.451 barriles diarios. La cifra representó un incremento mensual, pero también una suba interanual del 1,64%. El dato positivo, aunque no se alcancen los valores de prepandemia, supera a los del final de la gestión de Mauricio Macri.

Como se recordará, a mediados de 2019, el congelamiento del precio del petróleo, para pausar los valores de los combustibles, luego de las PASO en las que perdió el por entonces oficialismo, una crisis que ya se insinuaba en la industria petrolera. Vaca Muerta vio peligrar su actividad, pero el repunte de los precios internacionales empujaron los datos de producción hacía niveles récord en el primer trimestre del 2020, señala la nota del diario "Río Negro".

La medida de la gestión de Cambiemos había mandado a sus casas, con suspensiones, a más de 2.000 operarios. Ese número se multiplicó por siete con las restricciones del coronavirus. La cuarentena, obligada por la pandemia, provocó un desastre en la demanda de combustibles y obligó a las operadoras a buscar opciones en la exportación por más que fueran volúmenes todavía poco significativos.

El dato que será complejo de manejar es cómo pudo la industria sacar más petróleo con menos de la mitad de las inversiones respecto del año anterior. Según informó el gobierno, Vaca Muerta pasó de 4.500 millones de dólares a rozar los 2.000 millones de dólares este año.

La principal justificación está dada por el freno aplicado a los proyectos de gas tras la disolución de la polémica Resolución 46 que impactó casi en una retracción del 10% interanual, según los últimos datos disponibles. Pero hay otra razón que tiene que ver con la extracción de petróleo sin el acompañamiento de inversión para nuevas perforaciones, algo vital para sostener los niveles de producción en el no convencional.

Incluso durante la pandemia hubo períodos donde la cuenca no tuvo torres de perforación activas. Recién con valores internacionales alrededor de los 50 dólares hubo algo más de impulso.

El objetivo de Neuquén es alcanzar los 230 mil barriles diarios y para eso proyectaban, en septiembre, que la actividad estaría a pleno en febrero o marzo de 2021.