Vaca Muerta News

Informe destaca la caída de la producción de YPF en el total nacional de gas y petróleo desde 2017

Thu, 11 Mar 2021 15:02:53 -0300

La participación de YPF en la producción nacional de gas cayó 10 puntos porcentualess hasta el actual 27,6%, mientras que en petróleo se registró una retracción similar a la que experimentó la industria, con una participación constante.

Así lo describe un informe del Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (Oetec), publicado a fines de 2020, que analiza el desempeño de la empresas petrolera de bandera en la producción de gas y crudo desde 2012, en base a cifras de la Secretaría de Energía.

Belen Ennis, directora del Oetec, dijo a Télam que "YPF está en participación en gas mas baja de 2014, y esa situación forma parte de la pesada herencia que la gestión de Mauricio Macri le dejo a la petrolera de bandera".

"Entre 2015 y 2019 cayó un 10% la producción de gas de YPF mientras que la de petróleo fue similar en un 9,4%, y en este contexto la empresa cerró pozos con una tendencia que se agudiza en 2018 y afectando la producción en áreas claves como Loma Campana y el Orejano", reseñó Ennis en referencia a las principales áreas gasíferas que la compañía opera en Vaca Muerta.

De acuerdo con el estudio, la participación de YPF en la producción nacional de gas logró incrementarse desde 2012, fecha de la nacionalización de la mayoría accionaria de la compañía, hasta 2017, llegando al 37,1% del total nacional, punto máximo en el período analizado.

Entre 2015 y 2016 (acumulado a septiembre), la participación de YPF en la producción nacional de gas permaneció prácticamente constante -con 33,1% y 33,5%, respectivamente- y para 2017 en el mismo período llegó a su máximo histórico de 37,1%, publicó la agencia Télam.

Sin embargo, "a partir de 2018 comenzó a declinar al tiempo que la producción gasífera del país iba en aumento y se concentraba a manos de empresas netamente privadas como Tecpetrol", resaltó el Oetec.

Para 2019, la participación de YPF ya había caído al 30,4%, y la tendencia negativa prosigue para el acumulado a septiembre de este año, con un mínimo relativo de 27,6%.

"Durante los dos últimos años del mandato de Mauricio Macri y al tiempo que se constataba un crecimiento en la producción nacional de gas, la petrolera de bandera participaba cada vez menos de la misma", reseñó el observatorio.

Similar a lo que ocurrió con el gas, en petróleo YPF también muestra sendos incrementos en la participación sobre la producción nacional desde 2012 (35%) hasta el 2015 (43,1%), mientras que en el mismo período la producción nacional de crudo se mantuvo prácticamente constante.

"Desde 2016 -año del desastre petrolero- en adelante, dicha producción comenzó a mostrar un sendero de caídas continuas: Para el acumulado a septiembre de dicho año, el país produjo 23.161.880 metros cúbicos de crudo e YPF participó como operadora en un 45,5% sobre ese volumen extraído", se precisó.

Pero en el mismo periodo de 2018, "con una producción de 21.888.009 metros cúbicos, la participación de la petrolera de bandera fue 46,8%, en un lógico incremento a expensas del declino de la producción nacional de petróleo".

Finalmente, en lo que respecta al acumulado de los primeros nueve meses de 2020, la participación de YPF se ubicó apenas unas centésimas por debajo a la del año pasado: 46,1% en 2020 contra 46,4% en 2019.

"El último año de la gestión macrista transcurrió sin ningún tipo de pandemia azotando la actividad. Es decir, que la debacle petrolera fue por obra y gracia de sus propias políticas, y los volúmenes de crudo extraídos durante 2019 fueron -4,2% menores a la del último año de gobierno kirchnerista", en 2015, se señaló. (Télam).

Nación estima que necesitará importar el 26% de la demanda de gas para los meses de invierno

Thu, 11 Mar 2021 14:44:30 -0300

Así se desprende del informe técnico que el Gobierno nacional desarrolló como paso previo obligatorio a la realización de la audiencia pública, del próximo lunes 15 de marzo, para determinar el costo del gas natural a boca de pozo, y el porcentaje de cobertura que asumirá el Estado nacional para aliviar el traslado a los usuarios.

Esta instancia de discusión pública se completará el martes 16 con el análisis de los costos de las dos transportistas y las nueve distribuidoras de gas natural que cubren todo el país, cuya convocatoria está a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas).

Las dos audiencias abarcan tres de los cuatro grandes componentes que integran la factura de gas que recibe el consumidor final y que se compone de alrededor de un 36% del costo de producción, un 13% del transporte y un 27% de la distribución, lo que se completa con un 24% de impuestos

Para la determinación de costos, tarifas y subsidios que requerirá el segmento de producción de gas, la Secretaría de Energía estimó que la demanda total de gas natural abastecida alcanzará en 2021 los 46.579 MMm3 llegando a los 24.114 MMm3 en el período estival y a los 22.466 MMm3 en el invernal, en este último caso de mayo a septiembre.

Del volumen total demandado, la producción local de gas para abastecer la demanda interna aportará 38.455 MMm3 lo que representa el 82% de la oferta total, de los cuales para los meses de la temporada estival el aporte nacional cubrirá en promedio el 90%, informó la agencia oficial Télam.

En cambio, en la temporada invernal, el gas local representará 74% con 16.768 MMm3, lo que requerirá importar 2.050 MMm3 de Bolivia que cubrirá el 9% de la demanda, y 3.674 MMm3 equivalentes de GNL para cubrir el 17% restante, mediante el buque regasificador ya instalado en la localidad bonaerense de Escobar y el que se sumará en la de Bahía Banca, por la licitación en curso.

La demanda prioritaria toma el total de las asignaciones en el marco del Plan Gas Ar que supone 67,41 MM m3/día durante todo el año (hasta 2024) más 7,5 MM m3/día durante 153 días en concepto de adicionales de invierno, incluida la reciente licitación de la semana pasada, a lo que suma lo proveniente de Bolivia y los contratos de GNL.

Al avanzar en el análisis de costos, el informe entendió que, con esa composición por origen del total de gas necesario para abastecer la demanda prioritaria estimada para 2021, es posible entonces calcular el costo total del mismo, que alcanza los U$S 2.059 millones equivalentes a $ 221.605 millones.

Ante esa previsión, el costo promedio ponderado resultante para todo 2021 es de U$S 3,91 por millón de BTU (MMbtu – unidad de medida del gas) o $ 15,55 por metro cúbico, con un pico debido a la alta estacionalidad invernal de US$ 4,85 y $19,32, respectivamente, para julio; y un valle de US$ 2,86 y $ 12,84 para octubre.

El costo del gas importado de Bolivia deriva de la quinta adenda al contrato entre ambos países firmada en diciembre de 2020, cuya regla de precios se determina por una fórmula donde los primeros 9 millones de m3/día dependen de un cálculo proveniente de adendas contractuales anteriores y las cantidades superiores al precio de Henry Hub (de referencia para contratos de futuros) más US$ 2,25, es decir, US$ 5,14 por MMbtu.

El precio del GNL importado, por su condición de commodity, es una variable determinada por el mercado internacional, que se estima para este invierno argentino en US$ 7,25 MMbtu, a lo que debe sumarse un costo fijo y variable de la regasificación, que se estima entre US$ 1 y US$ 1,3 por MMbtu.

En ese escenario presentado por la Secretaría de Energía, de los U$S 3,91 MMbtu que representa el precio promedio ponderado del costo total del gas para la demanda prioritaria, el 60% (US$ 2,35) lo absorbe con costo fiscal el Estado y el 40% (US$ 1,57) lo pagan los usuarios.

Es decir que el Estado nacional asumiría este año un costo de $ 132.963 millones sobre un total de $ 221.605 millones, lo que deriva en una necesidad adicional de fondos de $ 56.087 millones a lo incluido en el Presupuesto 2021 aprobado por el Congreso nacional.

El análisis oficial proyectó que cuando el Estado asume a su cargo entre el 40% y el 30% del referido costo, comienzan a generarse subejecuciones o sobrantes respecto a la partida presupuestaria vigente, por lo que se estimó que recién al alcanzar el orden del 35% no se requieren partidas adicionales.

Tal situación es compatible con un precio a pagar por los usuarios del orden de los $ 10,15 el m3, en el que el costo total de abastecimiento estimado en $ 221.605 millones se reparte entre $ 76.875 millones de acuerdo al Presupuesto y los restantes $ 144.729 millones por los usuarios, lo que implica un incremento en el costo del orden del 63%. (Télam).

Paritaria petrolera: postergaron encuentro para la semana que viene

Thu, 11 Mar 2021 11:55:02 -0300

El miércoles 10 de marzo debía realizarse la reunión entre los sindicatos privado y jerárquicos de petroleros con las Cámaras CEPH y CEOPE, para tratar un incremento salarial y diversos reclamos del sector, como incorporar "un cuarto hombre" en las operaciones no convencionales.

Luego del faltazo de los representantes de la CEOPE, los sindicatos petroleros y las cámaras empresarias decidieron pasar a un cuarto intermedio hasta el miércoles de la semana próxima. A su vez, seguirán las conversiones sobre las proyecciones para el sector.

El cuarto intermedio se decidió luego de que no hubiera "quorum" de la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE), según publicó LM Neuquén. La entidad no envió a todos sus representantes y para tener la visión completa de todos los asociados a esta cámara de grandes contratistas del sector se optó por posponer las conversaciones una semana más. Por la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) estuvieron todas las compañías representadas, entre ellas YPF y Pan American Energy.

Desde el Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa iban con la propuesta de ajustar el salario mirando la inflación real durante los meses de pandemia. Si bien la actividad cayó entre abril y julio, desde el gremio que conduce Guillermo Pereyra consideran que los trabajadores ya pusieron su parte al aceptar acuerdos de suspensiones y reducciones de salarios.

A su vez, en el último tramo del 2020 se observan indicadores positivos en los yacimientos de Vaca Muerta. De hecho, el gremio de Pereyra exigió que haya más personal en tareas como las etapas de fractura y la perforación, al crecer el número de equipos de torre en los bloques que tienen como objetivo el shale neuquino. Todavía quedan 1.300 trabajadores en stand by y este mes vence el 223 Bis de la Ley de Contrato de Trabajo.