Vaca Muerta News

Distribuidoras de luz advirtieron por un aumento del 80% en sus costos

Wed, 13 Jan 2021 13:32:01 -0300

Las distribuidoras de electricidad de Argentina advirtieron por un aumento en sus costos que acumulan desde el 2019 un 80%, y mostraron su preocupación por un congelamiento tarifario que aún no tiene un final a la vista.

"La situación de las distribuidoras, ya afectada por el congelamiento tarifario, se vio aún más comprometida por la pandemia. Esto se debe a la morosidad en el pago de las facturas, a las deudas que se vieron obligadas a contraer con Cammesa, a la falta de actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD), a los altos componentes impositivos y a la reducción de la demanda industrial que no logró compensarse con el aumento del consumo hogareño", señaló Adeera.

"Algunas de las empresas cotizan en la Bolsa, por lo que sus balances son públicos y reflejan los inconvenientes mencionados respecto a la situación financiera y la necesidad de corregir esos puntos. Otras empresas son gestionadas directamente por los Gobiernos provinciales, por lo que esta situación afecta de manera directa la ya difícil situación fiscal imperante en las provincias", reza el comunicado difundido por las firmas, reproducido por BAE Negocios.

En ese sentido, la entidad aseguró que "las tarifas de los servicios públicos que rigen actualmente en el país son las más económicas de la región, comparadas por ejemplo con Uruguay, Brasil o Chile. Esto implica un fuerte atraso monetario en las distribuidoras que trae como consecuencia falta de fondos para continuar con el necesario nivel de inversiones para mantener la calidad del servicio".

"La incidencia del servicio eléctrico en los costos para el sector comercial e industrial es del 2%, salvo los electrointensivos. Más aún, en nuestro país y en promedio, solamente el 29% de lo recaudado por las facturas corresponde al distribuidor (VAD) que se destina al pago de salarios, mantenimiento, compra de materiales e insumos y planes de inversión, entre otros. Por su parte, el 41% del precio corresponde a la energía mayorista y el restante 30% son impuestos directos. Cabe aclarar que la carga impositiva total del servicio es del 46%, considerando todos los impuestos de la cadena", explicaron.

De todas formas, puntualizaron que "las distribuidoras han tomado deuda y postergado otras obligaciones para realizar obras de mantenimiento y mejora de las redes, esto implica que no deben esperarse mayores cortes que los que resultan habituales en los días de altas temperaturas". "Las asociadas de Adeera hoy tienen los procesos y los recursos necesarios para dar rápida respuesta ante eventuales interrupciones en el suministro", aseguraron.

De acuerdo a la entidad, "el servicio eléctrico que brindan las distribuidoras mejoró notablemente en los últimos años y esto se evidencia principalmente en la disminución de los cortes. La calidad del suministro está regulada por el Estado y se mantiene gracias al esfuerzo coordinado de todos los operadores".

"Las distribuidoras necesitan pautas más precisas para trabajar en un marco estable y así impulsar el desarrollo del país y continuar con la generación de empleo genuino tanto directo como indirecto. La situación macroeconómica define el futuro del sector, que no espera solamente una recomposición tarifaria sino un escenario de certidumbre para planificar el futuro del servicio eléctrico", concluyeron.

Petrobras destacó una producción récord en 2020, con más de 5 millones de barriles diarios

Wed, 13 Jan 2021 13:29:01 -0300

La petrolera estatal brasileña Petrobras registró una producción récord de petróleo y gas natural en 2020, con un total de 2,28 millones de barriles diarios de crudo y otros 2,84 millones de barriles equivalentes de petróleo, lo que hizo un total de 5,1 millones de barriles diarios.

Según ha informado en un comunicado, la cifra de 2020 supera a la registrada en 2015, cuando se produjo el anterior récord de producción, de 2,23 millones de barriles diarios de crudo y otros 2,79 millones de barriles diarios equivalentes de petróleo.

La producción en los campos de presal alcanzaron los 1,86 millones barriles equivalentes de petróleo en 2020, que supusieron el 66% del total de la producción de la compañía. En 2015, la producción en estos campos representaban el 24% del total.

Petrobras ha resaltado que las cifras coinciden con los objetivos de producción revisados en octubre del año pasado en el reporte de producción y ventas del tercer trimestre y que, además, superan en un 5% los objetivos proyectados originalmente para el 2020, consignó Europa Press.

Según la empresa, el logro de alcanzar unos mayores volúmenes de producción son resultado de la producción por encima de su capacidad de procesamiento del campo de Búzios, debido a una mejor disponibilidad de generación de energía y de compresión de gas en las plataformas de este campo.

Asimismo, los datos responden a un menor número de intervenciones para combatir la corrosión de dióxido de carbono (CO2) en los oleoductos de inyección de gas submarino, debido al desarrollo de nuevas herramientas y tecnologías de inspección.

La compañía también ha destacado que la menor caída de la producción observada en los campos de Tupi y Sapinhoá se explican por un mejor rendimiento de los embalses. También ha subrayado una mejor eficiencia en la producción y una mayor optimización de los parones de producción en las plataformas.

"Los registros muestran un buen desempeño operativo incluso en el desafiante escenario de 2020, con un mayor enfoque en activos de clase mundial en aguas profundas y ultraprofundas, donde Petrobras ha mostrado una gran ventaja competitiva", ha resaltado la compañía.

Ola de frío europea dispara el precio del gas y el gobierno analiza traer un barco regasificador

Wed, 13 Jan 2021 11:46:01 -0300

En el pico más alto de la segunda ola del coronavirus, el Hemisferio Norte está sufriendo uno de los inviernos más fríos de los que se tenga registros, lo que presiona aún más sobre el precio de los combustibles.

El martes 12 de enero, el petróleo subió casi un 2% para llegar a 56,6 dólares y así acercarse un poco más a la barrera de 60 que proyectó Arabia Saudita a partir del nuevo recorte de producción acordado con la OPEP.

Sin embargo, el mayor salto se observa en el gas que no solamente es el principal recurso de calefacción, sino un componente vital para el funcionamiento de los centros industriales más grandes del planeta.

En ese sentido, el Henry Hub pega un alza del 3,8% y alcanza los 2,8 dólares el millón de BTU. En tanto, los contratos de GNL operaban a más de 10 dólares, una cifra que no se veía incluso antes de la pandemia.

“El gas está recuperando posiciones respecto al petróleo, ya que estaba muy desarbitrado. Los fríos intensos en Europa y la reconversión de las industrias a gas natural y el crecimiento del GNL provocaron un cambio de tendencia”, indicó el analista de mercados, Francisco Uriburu.

A su vez, según publicó el portal Energía Online, las compras de China están impulsando los valores desde hace varias semanas, con una recuperación manufacturera que se suma al histórico invierno que sufre Beijing.

Este incremento favorece a Vaca Muerta en una visión de largo plazo, dado que con un GNL cotizando en dos cifras, podría llegar a ser rentable un proyecto de terminal licuefactora para exportar a gran escala.

No obstante, para el Gobierno constituye un verdadero dolor de cabeza a la hora de planificar las importaciones del 2021. Con un producción en declino y un menor compromiso de entregas de Bolivia, es casi seguro que será necesario volver a traer el buque regasificador de Bahía Blanca con el agravante que ya no se podrá comprar GNL a dos dólares como sucedió en plena cuarentena.

Como se recordará, la Secretaría de Energía analiza contratar un buque regasificador en el puerto ubicado en Bahía Blanca para evitar el déficit en los días más fríos del invierno 2021, luego de que Bolivia confirmara que enviará menos gas a la Argentina, y poder contar con oferta flotante de gas en el invierno.

Después de la licitación en condición firme para la producción local y la adenda al contrato con Bolivia, la demanda proyectada para los días más fríos todavía no está cubierta. Por ello desde Nación toma cuerpo la idea de reponer en el sur el buque que en octubre de 2018 despidieron con bombos y platillos, el entonces presidente, Mauricio Macri, y su secretario de Energía, Javier Iguacel.

La recesión que hundió la demanda energética entre 2018 y 2019, en paralelo al exceso temporal de producción de gas, le permitieron al gobierno de Macri dar una señal política que se leyó como el fin de una era y el cambio de página de la Argentina importadora de energía a la Argentina exportadora. Todo un logro para la gestión Cambiemos.

En el sentido contrario, para el gobierno nacional tener que traer de vuelta al barco le podría valer análisis políticos que lo asimilen como una derrota, aunque en términos técnicos sea la opción más conveniente.

El alquiler de un buque regasificador cuesta alrededor de unos USD 150.000 por día. Tenerlo amarrado todo el invierno podría costarle a las reservas del Banco Central unos USD 13,5 millones, y el monto ascendería a casi USD 55 millones para tenerlo disponible todo el año, una cifra poco significativa comparada con las intervenciones que hace el BCRA en el mercado de cambios cada día, pero un sinsentido dado que en los seis meses que transcurren entre octubre y marzo no se regasifica LNG.

Excelerate Energy, la empresa dueña de los barcos que se instalaron en Bahía Blanca desde 2008 (Exemplar) y en Escobar a partir de 2010 (Expedient), calculó que durante el invierno del año que acaba de terminar se consumieron aproximadamente 270.000 toneladas de fuel oil y 558.000 metros cúbicos de gasoil.

Para la firma estadounidense, "el ahorro en el período 2008-2019 por tener las dos terminales regasificadoras fue de USD 12.640 millones",

Según publicó LM Neuquén los técnicos oficiales le pidieron estimaciones a ex funcionarios macristas sobre cómo podrían ser los números de oferta y demanda de gas natural en este año y cuáles son los caminos más económicos para cubrir los faltantes.

El ex subsecretario de Planeamiento Energético Daniel Dreizzen, actualmente consultor asociado a Ecolatina, cree que en julio se necesitarán importaciones de GNL por el equivalente a 45 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), de los cuales unos 19 se pueden cubrir con Escobar (si se rehabilita la terminal). Para el resto haría falta contratar otro buque o recurrir a alternativas como la importación de Chile o de líquidos para utilizar en centrales térmicas.

En Energy Consilium, la consultora que creó el ex ministro de Energía Juan José Aranguren junto a algunos de sus colaboradores, piensan que "con el recorte de Bolivia y aún operando los dos barcos regasificadores, se necesitarán tal vez gas de Chile o gasoil, según la crudeza del invierno".

"En el contexto actual, si el GNL continúa alto y el petróleo crudo no sube por la restricción de la demanda (debido a la segunda ola de la COVID-19), habría que analizar en su momento si económicamente convendrá más GNL que gasoil, lo cual es poco usual". (Redacción Vaca Muerta News, con información de Energía Online y LM Neuquén).

Manantiales Behr cerró 2020 con la producción más alta de su historia

Wed, 13 Jan 2021 10:14:01 -0300

"Con más de 90 años de historia, el yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, superó un récord de producción al alcanzar los 3747 m3/d en diciembre 2020", se informó.

"Este hito se logró a través de un trabajo multidisciplinario y la implementación de técnicas de recuperación secundaria y terciaria que están revitalizando yacimientos convencionales en la Cuenca del Golfo San Jorge, especialmente", agregaron desde la compañía.

"El uso de polímeros (terciaria) comenzó a desarrollarse en Manantiales Behr con la implementación de 5 plantas modulares de inyección que permitieron mejorar la recuperación de hidrocarburos en el área", precisaron desde YPF.

El yacimiento, ubicado a 40 kilómetros al noroeste de la ciudad de Comodoro Rivadavia, fue una de las áreas en dónde YPF inició su actividad pionera en la producción de hidrocarburos.

Es un área de 900 km2 con más de 1200 pozos perforados que producen crudo Escalante.

En 2019, se inició en la zona de Grimbeek, dentro del yacimiento, el primer plan piloto de recuperación terciaria de YPF en el país.

Dados los buenos resultados obtenidos, este año, en plena pandemia se logró masificar el proyecto con la instalación de 5 plantas de inyección de polímeros en Manantiales Behr.

Tras 90 años de producción, se logró un récord de producción, alcanzando en diciembre 2020 los 3747 m3/d, la producción más alta de su historia como consecuencia de la mejora en la producción secundaria y la aplicación de las nuevas tecnologías de terciaria.

En Manantiales Behr trabaja un equipo de más de 200 personas directas.

Desde 2018, el histórico yacimiento ypefiano convive con los 30 aerogeneradores del primer parque eólico que la compañía emplazó en la Patagonia. Allí convergen las nuevas tecnologías aplicadas para aportar más energía a nuestro país.

Nación todavía no descartó el gasoducto entre Vaca Muerta y Salliqueló

Wed, 13 Jan 2021 09:23:01 -0300

La secretaría de Energía de la Nación anuló en diciembre de 2020 una licitación del gobierno de Mauricio Macri para la construcción de un gasoducto desde Vaca Muerta hasta Salliqueló, que incluía la posibilidad de una segunda etapa hasta el litoral argentino. La decisión no es definitiva, ya que existe la posibilidad de que el proyecto sea reflotado.

En ese sentido, todo parece indicar que se estudiará la factibilidad de una obra alternativa y posibles ampliaciones de los tendidos actuales hasta el mismo punto del país.

Al ser consultado por el sitio especializado http://argenports.com/ sobre dicha posibilidad, el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, dijo que el gobierno analiza todas las opciones de gasoductos posibles para transportar el gas de Vaca Muerta.

La ejecución de un gasoducto que parta de Tratayén, en Vaca Muerta, y luego llegue a Salliqueló, para luego continuar hacia el norte (San Nicolás) e incluso llegar a Brasil, siempre fue considerada una buena opción para motorizar la exportación de gas natural licuado (GNL) por barco desde Bahía Blanca y, al mismo tiempo, impulsar varios proyectos industriales de envergadura en el polo petroquímico de esa ciudad, publicó el portal La Nueva.

De hecho la Unión Industrial de Bahía Blanca se ha manifestado en tal sentido en varias oportunidades, expresando al mismo tiempo la necesidad de concretar cuanto antes las obras hasta Salliqueló.

Ahora el gobierno apunta a encarar obras que permitan mejorar la capacidad de transporte de gas desde el sur del país hacia el norte, en virtud de la saturación de los gasoductos troncales en época invernal.

Entre otras medidas, se van a ponen en marcha algunas obras como ampliaciones parciales o loops que permitirán aumentar en 10 MMm3/d la capacidad de los gasoductos actuales.

Cabe recordar que en diciembre de 2020, la secretaría de Energía derogó la resolución con la que el gobierno de Mauricio Macri convocó a una licitación para la construcción de un gasoducto que permitiera evacuar la producción de Vaca Muerta, con una inversión proyectada de u$s2.000 millones, y en su lugar decidió analizar “mejores alternativas” de transporte de los recursos.

La Resolución 448 derogó la Resolución 437 del 30 de julio de 2019 firmada por el entonces secretario Gustavo Lopetegui, que convocaba a la construcción del proyecto y con el otorgamiento de una licencia de operación por 35 años.

De todas maneras, Martínez le encargó a la subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación que estudie la factibilidad de una obra alternativa y posibles ampliaciones de los tendidos actuales hasta el mismo punto del país.

Fuentes confiables señalaron que la caída de la licitación fue consecuencia de ciertas condiciones fijadas por el proyecto que impulsó la administración de Mauricio Macri, como por ejemplo, su excesivo costo y los plazos de adjudicación del nuevo gasoducto troncal, que incluía un régimen especial tarifario al que accedería quien fuera adjudicado con la obra.

El plazo de la concesión era por 35 años, ampliables a otros 10. También se otorgaba un régimen especial durante 17 años, mediante el cual no se iba a poder intervenir en la tarifa que implicara a los volúmenes de gas transportados.

La nueva administración señaló en su resolución que se llevará a cabo una evaluación técnica y legal, a fin de considerar las mejores alternativas de construcción de un nuevo gasoducto y/o la ampliación de las capacidades de transporte.

El objetivo es “la evacuación de gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral”.

Según un informe, el 80 por ciento de los pozos de Vaca Muerta son rentables

Wed, 13 Jan 2021 09:08:01 -0300

Según el informe, en ese año todos los pozos horizontales de petróleo no resultaron económicos, pero desde 2018 comenzaron a verse resultados consistentes. En 2020, sólo el 20% quedó por debajo del umbral de rentabilidad.

De los datos se desprende que en la actualidad el 80 por ciento de los pozos perforados son rentables, mientras que seis años atrás todos iban a pérdida.

El análisis, realizado por Field Development Consultants (FDC) y reproducido por el portal Patagonia Shale, detalla que los pozos horizontales de petróleo perforados en el shale neuquino entre 2014 y octubre de 2020 “ha representado para la Argentina un esfuerzo económico de una magnitud muy importante desde sus comienzos en 2012. Los resultados han sido muy diversos pero muestran que la curva de aprendizaje, si bien ha sido costosa, ha comenzado a rendir sus frutos en forma consistente a partir del año 2018”.

El informe resaltó que entre 2014 y 2020 la longitud promedio de los pozos aumentó en un 103% de 1.090 a 2.216 metros.
El número de fracturas por pozo creció un 261% de 13 a 34, lo cual trajo aparejado un crecimiento del caudal máximo de petróleo similar (265%) de 58 m3/d a 154 m3/d.

La acumulada a 365 días de producción creció un 300% de 13,800 a 41,500 m3 mientras que la EUR creció un 370% de 43,000 m3 a 158,000 m3.
El porcentaje de pozos no económicos perforados por año disminuyó de un 100% en 2014 a un 20% en 2020.

FDC asegura que hasta la fecha la sumatoria resulta en 137 pozos no económicos del total de 394 perforados. Es decir que el 35% de los pozos horizontales de shale oil fueron a pérdida.

El costo de los pozos horizontales disminuyó un 58% de u$s 22.5 millones a u$s 9.5 millones, y el costo de desarrollo se redujo un 88% de 83 dólares el barril a 9.6 dólares el barril.

Para lograr este avance en el desarrollo de Vaca Muerta han sido muy importantes la disminución del costo pozo y el incremento de productividad debido al aumento en el número de fracturas.

“El NPV@10% (valor presente neto) pasó de ser negativo en -13.6 MMUSD en el 2014 a ser positivo y de 13.7 MMUSD para los pozos del 2020, lo que demuestra cómo la industria fue capaz de aprender hasta encontrar una fórmula que genera valor con un riesgo bajo (20%)”, destaca el informe de la consultora.

A partir de la generación de los pronósticos de producción, mediante la utilización de un algoritmo de inteligencia artificial de la totalidad de pozos de Vaca Muerta y su posterior integración, FDC determinó la recuperación última estimada para cada una de las campañas de perforación.

Así que que la consultora concluyó que Vaca Muerta acumulará en torno de 58 Millones de m3 de petróleo con los pozos actuales perforados hasta octubre de 2020. Del total de este volumen la campaña 2019 es la que mas volumen aportará.

Cabe recordar que en 2014 se perforaron 5 pozos horizontales. La longitud de rama promedio fue de 1.100 metros y el número de fracturas de 13, con una inversión de u$s 22,5 millones por pozo. El caudal máximo promedio fue superior a los 58 m3/d para el 80% de los pozos. El 60% de los pozos de esa campaña acumuló más de 15.000 de petróleo a los 365 días. De acuerdo a la curva de producción del pozo tipo esto generó un NPV@10% de -13.6 MMUSD.

De acuerdo a este cálculo la totalidad de los pozos horizontales perforados en 2014 resultaron ser no económicos.

En 2020, hasta octubre, se realizaron 47 perforaciones horizontales de shale oil. La longitud promedio aumentó a 2215 metros y el número de fracturas a 34. Este incremento en el número de etapas de estimulación generó un aumento en el caudal promedio a 154 m3/d para el promedio de los pozos, existiendo un 43% de los pozos con caudales pico superiores a los 150 m3/d. El 21% acumuló más de 25.000 m3 de petróleo a los 365 días. El pozo tipo de 2020 resultó tener 154 m3/d de caudal máximo, una acumulada de producción de 41,500 m3 a los 365 días y una EUR de 158,000 m3 de petróleo.

La inversión inicial en perforación disminuyó a u$s 9.5 millones y, de acuerdo a la curva de producción del pozo tipo esto generó un NPV@10% de u$s 13.7 millones.

De acuerdo al análisis, 36 de los 45 pozos perforados durante 2020 cumplieron con la condición de productividad necesaria para ser económicamente viables.

En referencia a las operadoras presentes en la formación neuquina, el informe destaca que YPF perforó -entre 2014 y 2020- 265 pozos productores de horizontales de petróleo, seguida por Pan American Energy (PAE), con 39; Shell (25), Vista Oil & Gas (16), Total (10), Exxon (5), según indica el informe.