Vaca Muerta News

Día Nacional del Gas: Neuquén aporta el 55% de la producción nacional

Fri, 05 Mar 2021 15:49:51 -0300

Hoy 5 de marzo se celebra en todo el país el Día Nacional del Gas, un recurso fundamental en la matriz energética del país.

Según datos de la subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos, actualmente la provincia aporta el 55 por ciento de la producción nacional. Además, según los datos de enero, se alcanzaron en la provincia los 62,11 millones de metros cúbicos por día, lo que significa un aumento del 2,59% con respecto a diciembre de 2020.

Este ritmo de producción se acompaña con políticas y gestiones desde el gobierno de la provincia, como es la participación activa de las mesas de trabajo en el marco del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino-esquema de oferta y demanda 2020-2024.

“Si bien la producción durante 2020 ha tenido una disminución del orden del 8,4%, tenemos muy buenas expectativas para los próximos meses en el marco del recientemente iniciado Plan Gas Ar a partir de la reactivación de actividad tanto de perforación como de terminación de pozos en la ventana de gas de Vaca Muerta”, señaló el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro al portal oficial Neuquén Informa.

En cuanto a la posibilidad de exportar gas de la cuenca neuquina, indicó que “tenemos que comenzar con los mercados regionales como Chile, Brasil y Uruguay y pensar luego en una planta de licuefacción que nos permita exportar a mercados de ultramar. Hoy se está exportando de manera interrumpible a Chile en volúmenes en torno a los 7 millones de metros cúbicos por día y aspiramos a que en el marco del Plan Gas Ar se otorguen los permisos de exportación ininterrumpibles para el período octubre a mayo lo cual seguramente va a redundar en mejores condiciones de venta para nuestra producción”.

“El trabajo que se ha llevado adelante estos últimos años ha puesto de manifiesto que estamos por el buen camino, con un producto de calidad para exportar”, finalizó.

Acerca de la fecha

El 5 de marzo de 1945 se constituyó la dirección nacional del Gas que fusionó el departamento de gas de la entonces estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales, YPF, con la Compañía Primitiva de Gas, que operaba el servicio de distribución domiciliaria y pertenecía a capitales de origen británico.

Esa fusión originó a Gas del Estado, una empresa que extendió la provisión del fluido a industrias, usinas y hogares, a la vez que desarrolló la producción y el transporte. El principal impulsor del desarrollo de la utilización de ese recurso fue el ingeniero Julio V. Canessa, que había sido designado por el gobierno del presidente Edelmiro Farrell como administrador de los servicios de gas en Capital Federal.

Una de las primeras gestiones de Canessa, al crearse Gas del Estado, fue la realización del gasoducto entre Comodoro Rivadavia y Buenos Aires, para aprovechar el gas que se venteaba en los yacimientos patagónicos.

La obra del gasoducto se inició el 21 de febrero de 1947, en un acto en el que el presidente Juan Perón soldó el primer caño, y quedó inaugurado más de dos años después, el 29 de diciembre de 1949.

Para 1951 Gas del Estado contaba con alrededor de 700.000 clientes, y a fines de 1960 ya suman 1.300.000 clientes, 770.000 por redes y 530.000 con Supergas, lo cual muestra el sostenido crecimiento operado desde el nacimiento de la Empresa estatal. La Argentina se colocaba así entre los tres países más avanzados en el aprovechamiento del gas natural, junto con los Estados Unidos y la Unión Soviética.

El Enargas publicó los análisis de actualización tarifaria de cada una de las distribuidoras

Fri, 05 Mar 2021 12:47:39 -0300

Las empresas distribuidoras de gas natural presentaron al Ente Nacional Regulador del Gas sus análisis de actualización tarifaria, como paso previo obligatorio a la realización de la Audiencia Pública, prevista para el 16 de marzo de manera virtual, en la que se discutirán los costos y las tarifas de los servicios de transporte y distribución para usuarios residenciales.

Del análisis de la documentación se desprende que las empresas plantearon un ajuste del componente de distribución considerando el algoritmo de cálculo del índice de precios internos al por mayor (IPIM), tomando como base el período de abril de 2019 y febrero de 2021.

La variación resultante de la comparación de las distintas operadoras resultó de hasta el 148,9%, para lo cual las empresas presentaron sus propuestas alternativas de ajuste tarifario que arrojaron disímiles impactos según los diferentes consumos y fórmulas aplicadas.

Las opciones que proponen las empresas para ajustar tarifas contemplan un aumento de los cargos fijos, o de los cargos variables, o una combinación de ambas, que permitan abordar una tarifa de transición para 2021 y alineada a un impacto esperado en la economía de los hogares en torno a un 10%.

Las distribuidoras que participarán de la audiencia pública y que presentaron sus requerimientos son Gasnea, Redengas; Naturgy BAN, Gasnor, Gas del Centro, Gas Cuyana, Metrogas, Litoral, Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur.

El Enargas, al hacer públicos los documentos por primera vez en la historia del organismo, sintetizó las propuestas de cada distribuidora, detallando los incrementos en los cargos fijos y variables para las distintas categorías de usuario junto a los correspondientes impactos estimados en las facturas promedio, para facilitarle a la ciudadanía interesada un rápido acceso a las propuestas.

El próximo paso será la publicación también de un resumen con las presentaciones de las empresas transportistas, cuyos costos y tarifas serán analizados en al misma audiencia.

La Audiencia Pública se celebrará en el jueves 16 a las 9:00, y la participación de los interesados y las interesadas será exclusivamente de manera virtual o remota,

Finalmente, se recuerda también que, respecto a la inscripción para participar de la Audiencia Publica desde el 1 de marzo, los interesados en hacerlo como oradores pueden ingresar a la página oficial del organismo en el registro habilitado a tal efecto hasta las 23.59 horas del 11 de marzo del 2021. (Télam)

Neuquén otorgó una nueva concesión no convencional con una inversión de 110 millones de dólares

Fri, 05 Mar 2021 12:25:36 -0300

El gobierno de la provincia del Neuquén, a través del ministerio de Energía y Recursos Naturales, anunció el otorgamiento de una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) a la empresa Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), quien tiene un Contrato de UT con las empresas Kilwer (operadora del área) y Ketsal; ambas filiales de Phoenix Global Resources PLC.

El gobernador Omar Gutiérrez realizó la presentación formal junto a Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources. También participó el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro y Alberto Saggesse, titular de GyP.

Al respecto, Gutiérrez precisó que “esta es la concesión número 41, con una inversión de 110 millones de dólares”.

Además, agradeció “este acto de confianza que nos demuestra a los neuquinos y neuquinas la decisión de seguir invirtiendo en este momento en que estamos desarrollando un plan de reactivación y recuperación”. Agregó que “es importante seguir avanzando con más reglas de juego claras y seguridad”.

También, expresó que “el desarrollo de estos 12 pozos, en un plazo de 5 años, en el caso de que los resultados sean positivos, habrá de dar lugar a una inversión importante de 2300 millones de dólares”.

Por su parte, Pablo Bizzotto de Phoenix explicó que “para nosotros es un momento fundacional para la compañía, que empieza a transitar un proceso gradual de poner en valor los recursos no convencionales, somos optimistas del futuro de la compañía”.

En tanto, el ministro Alejandro Monteiro sostuvo que “esta inversión apalanca la necesidad del país de seguir creciendo en la producción de energía, generando a futuro la posibilidad de exportar o ser un exportador permanente de energía a los países de la región y el resto del mundo”.

Por último, el titular de GyP, Alberto Saggese detalló que “para nosotros es la concesión número 14, GyP con esto pasa a ser la empresa que más concesiones otorgadas tiene, de esas concesiones los planes piloto están en el orden de los 1500 millones de dólares de inversión comprometida”. “las inversiones comprometidas por todos nuestros socios son en el orden de 53 mil millones de dólares, con lo cual, a nosotros como compañía esto nos plantea un futuro promisorio”.

El bloque posee una superficie de 175,73 kilómetros cuadrados, ubicado en la ventana de producción de petróleo “negro” de la formación Vaca Muerta. En la etapa piloto, que contempla un periodo de cinco años, se prevé invertir 110 millones de dólares para perforar 12 pozos en 4 pads de 3 pozos, informó el gobierno provincial.

La Concesión se otorga de acuerdo a los criterios establecidos en la Resolución N° 53/20 del Ministerio de Energía y Recursos Naturales. En este marco y de acuerdo a los resultados del plan piloto se perforarán 180 en la etapa de desarrollo.

Con esta nueva concesión, la provincia suma 41 proyectos no convencionales de shale y tight, abarcando una superficie de 9.138 kilómetros cuadrados, lo que representa un 30,4 por ciento sobre la superficie total de Vaca Muerta en la provincia del Neuquén.

La etapa piloto de las concesiones vigentes significa inversiones por 8.648 millones de dólares y la perforación de 596 pozos. Por su parte, y de acuerdo con los resultados de la fase piloto, se esperan inversiones por 186 mil millones de dólares y la perforación de más de 13.200 pozos.

Esta nueva concesión expone una vez más el potencial de la cuenca neuquina y de los recursos no convencionales en la formación Vaca Muerta.

Mata Mora Sur

El bloque Mata Mora Sur continúa en proceso exploratorio, período en el cual se realizarán trabajos de registración de sísmica 3D para evaluar la continuidad de las características de la Formación Vaca Muerta hacia el sur del área.

Ubicadas en la formación Vaca Muerta, las áreas Mata Mora, se encuentran en la ventana de generación de petróleo negro (con un espesor aproximado de 150 metros).

Cabe destacar que de acuerdo con los datos exploratorios, se comprobó una producción del nivel inferior denominado La Cocina, el cual presenta en esta zona un espesor promedio de 40 metros.

YPF recortó pérdidas en el cuarto trimestre de 2020 y planea invertir 2.700 millones de dólares

Fri, 05 Mar 2021 07:01:49 -0300

En un comunicado del jueves 4 de marzo, la empresa detalló que "en línea con una mayor normalización de la actividad económica, la demanda de combustibles aumentó más de un 15% en el cuarto trimestre respecto del trimestre anterior, sobrepasando las estimaciones previas".

De acuerdo con el parte oficial de la compañía petrolera, "a diciembre 2020, los volúmenes de venta muestran todavía una contracción de 7% y 6% para las naftas y el gasoil, respectivamente, respecto a diciembre del año anterior, recortando la fuerte caída de alrededor del 70% y 35% respecto al año anterior que registraron las naftas y el gas oil, respectivamente, en el mes de abril".

Más adelante, al referirse al nuevo plan de estímulo al gas natural, la empresa puntualizó que "generó visibilidad de precios de mediano plazo y puso en valor ciertos recursos no explotados por la compañía que permitieron la reversión del cargo por deterioro de activos de gas del segundo trimestre de 2020".

En función del balance, YPF subrayó que "el resultado neto del año 2020 arrojó una pérdida de 1.098 millones de dólares equivalentes, recortando en más de 540 millones de dólares en el cuarto trimestre la pérdida acumulada durante los nueve meses al 30 de septiembre".

"La producción total de hidrocarburos alcanzó los 467 mil barriles de petróleo equivalentes por día en 2020 (-9% respecto a 2019) afectada especialmente por el freno en la actividad en el segundo y tercer trimestres del año producto de la pandemia COVID-19", agrega el comunicado.

En términos de costos, la compañía "continuó con sus esfuerzos por ganar eficiencia llevando a una reducción cercana al 30% en 2020 en comparación el año anterior, normalizando efectos extraordinarios. Tras la salida de la parálisis generada en los primeros meses del ASPO, la compañía logró reanudar

gradualmente la actividad en los yacimientos. Al final del año, YPF tenía más de 80 equipos de torre en operación, en comparación con un promedio inferior a 20 equipos en el segundo trimestre".

En cuanto a la explotación de recursos no convencionales, "durante 2020 se alcanzó la mayor cifra de producción de shale desde que comenzaron los desarrollos en 2013, con 101 mil barriles equivalentes de petróleo por día. Además, se observó una mejora significativa en la velocidad de fractura (medida como etapas por día), mejorando un 34% en 2020 y se logró el récord histórico en términos de etapas de fractura por mes en enero 2021 con 412 etapas. También, a fines de 2020 se puso en producción el pozo horizontal más largo jamás perforado en Vaca Muerta, en el yacimiento Bandurria Sur, que alcanzó una longitud lateral de 3.800 metros.

En referencia a los yacimientos convencionales, se lograron "resultados positivos en recuperación secundaria y terciaria.

Como ejemplo, Manantiales Behr, bloque en operación desde hace más de 90 años, cerró 2020 con la mayor producción de su historia, aumentando 7,9% respecto al año anterior".

YPF remarcó que tiene planificado "invertir 2.700 millones de dólares en 2021, dentro de lo cual se destaca una inversión de 2.100 millones en los negocios de Upstream relacionados con la producción de gas y petróleo. Dentro de ese valor, 600 millones serán destinados específicamente a la producción de gas natural, principalmente a proyectos relacionados con sus compromisos asumidos en el marco del nuevo Plan Gas. Adicionalmente, durante la vigencia de los contratos enmarcados en el nuevo Plan Gas (2021-2024), las inversiones superarán los 1.500 millones de dólares, perforando más de 250 pozos, incluyendo áreas operadas y no operadas".

Respecto de su situación financiera, la compañía indicó que "luego del resultado exitoso del canje de deuda, el perfil financiero de la compañía mejoró sensiblemente y se complementó con una exitosa colocación de bonos locales por un total superior a 120 millones de dólares equivalentes en el mes de febrero 2021".

Finalmente, la empresa informó que "la agencia Standard & Poor recientemente elevó en 2 escalas la calificación crediticia que tenía YPF antes del canje de su deuda a CCC+. De esta forma se comenzó a sentar las bases financieras para alcanzar el objetivo de inversión para el año 2021, que permitirá comenzar a revertir la tendencia de declino de producción de los últimos años". (Télam).