El Ministerio de Energía y Recursos Naturales informó que la compañía viene cumpliendo el plan previsto en esa área, que la petrolera de bandera nacional le compró a Integración Energética (IEASA), que era codiciada por varias operadoras.
El pozo Adch 1001 tiene una longitud de rama horizontal de 2.448 m y 38 etapas de fractura, en tanto que el Adch 1002 cuenta con una rama lateral de 2.434 metros y 38 etapas de fractura. «Estos pozos acumularon, en el mes de Diciembre de 2021, una producción total de 830 y 859 barriles por día respectivamente», aclaró el ministerio que conduce Alejandro Monteiro.
Aguada del Chañar fue motivo de pujas entre distintas operadoras que querían hacerse de un área con potencial de shale oil, en el contexto del 2018 cuando muchas compañías giraron sus inversiones al petróleo ante las complicaciones que mostraba el gas. Finalmente YPF se quedó con el bloque en 2019 y desembolsó 95,5 millones de dólares (hubo ofertas de Tecpetrol, Vista y Pan American Energy).
YPF compró el bloque con instalaciones de superficie como una planta de tratamiento de gas, un gasoducto de 42 kilómetros que la conecta con las instalaciones de YPF en Loma Campana; además de una batería que incluye tres tanques de almacenaje de petróleo de 160 m3 cada uno.
Durante la firma del traspaso, YPF se comprometió a realizar una inversión de 10 millones de dólares para cumplir, antes de octubre de 2020, un compromiso con la provincia de Neuquén. En el medio, el impacto de la pandemia del COVID-19 hizo tambalear a la industria hidrocarburífera en todo el mundo, por lo que muchos planes fueron reconfigurados. No obstante, la compañía logró su objetivo de iniciar el desarrollo del Aguada del Chañar.
El proyecto Duplicar Norte prevé alcanzar una capacidad de evacuación de 360.000 barriles desde Puesto Hernández, cerca de Rincón de los Sauces, hasta la estación de bombeo Allen, en Río Negro. Es una obra de unos 400 millones de dólares y alrededor de 200 kilómetros de ducto para ampliar la capacidad de transporte. La iniciativa será presentada para obtener los beneficios del RIGI.
Según el informe de OilProduction Consulting de febrero, cinco empresas concentran el 87% de la producción shale del país. YPF es el actor dominante mientras que Vista, Shell, Pluspetrol y Pan American Energy (PAE) disputan los lugares de privilegio en un mercado cada vez más competitivo.
Con la adquisición de la participación de la petrolera malaya en La Amarga Chica, a cambio de unos US$ 1.340 millones, Vista se convierte en el mayor productor independiente de Argentina. La compañía pasará a producir 120.000 barriles diarios de crudo asociada con YPF, propietaria del 50% restante y operadora del bloque.
El pliego licitatorio para reprivatizar las cinco centrales contempla que durante los primeros dos años, un 95% de la energía generada se utilizará para cubrir la demanda prioritaria residencial. Los nuevos concesionarios recibirán por esa energía un precio diferencial cercano a los 15/20 dólares por MWh. El porcentaje restante, se podrá vender a precio libre.
Los gobernadores habían pedido al menos 30 días para analizar los pliegos, pero desde Nación solo otorgaron 15 días, de los cuales ya han pasado cinco. “Están haciendo esto en forma un poco apresurada”, expresó el ministro Rubén Etcheverry. El proceso licitatorio pondrá en manos privadas las represas de El Chocón, Alicurá, Cerros Colorados y Piedra del Águila.
El Gobierno nacional eliminó el Certificado de Importación de Bienes Usados (CIBU), un trámite que hasta ahora condicionaba el ingreso de equipos con años de uso al país. La decisión permitirá a las compañías del sector petrolero importar equipos usados, como torres de perforación, bombas o generadores, sin necesidad de cumplir con requisitos administrativos adicionales.
