Según un informe privado, este año las inversiones en producción de petróleo y gas en el país alcanzarán los US$ 10.700 millones. La mayoría se producirá en Neuquén.
Energía31 de julio de 2023
El nivel de inversiones para la producción de gas y petróleo en todas las cuencas del país superará este año los US$ 10.700 millones, un crecimiento de 18% respecto de 2022, con particular incidencia en la actividad no convencional de Vaca Muerta con casi el 70% del total de los desembolsos previstos, según un relevamiento privado.
Al cierre del primer semestre, el incremento de la producción de petróleo en general fue de casi 12% respecto a igual período del año pasado, impulsada por el no convencional, que marcó un alza del 37%.
La producción de gas, por su parte, aumentó 2,7%, impulsado esencialmente por los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta, que al cierre del primer semestre reflejaron un aumento de 10,3% interanual.
El nivel de inversiones viene apalancado por la consolidación del crecimiento de la producción de la cuenca neuquina que avanza en valores récord histórico, coinciden especialistas del sector.
De acuerdo a la información presentada por las empresas a la Secretaria de Energía, y reseñadas por la consultora ALEPH ENERGY, las inversiones en upstream (producción) en 2022 fueron por casi US$ 9.200 millones, un 64% más altas que en 2021, y se espera que asciendan a casi US$ 11.000 millones al cierre de 2023, con un incremento proyectado de 18%.
El informe de la consultora que conduce el ex secretario de Planeamiento Energético, Daniel Dreizzen, destacó que "el porcentaje de inversiones en recursos no convencionales viene creciendo casi constantemente y en el 2022 alcanzó el 64% del total invertido".
De manera particular estimaron que "las inversiones en no convencional continuarán representando el mayor porcentaje y se espera que las inversiones en gas aumenten hasta 36%", incentivados por las nuevas obras de transporte, en particular por la conclusión del Gasoducto Néstor Kirchner.
Las que más invierten
En cuanto a la distribución por empresas de los montos totales a invertir, al igual que lo sucedido en 2022, YPF se ubica en 2023 como la compañía operadora con mayor inversión esperada, con el 42% de los desembolsos totales previstos, por un monto estimado en US$ 3.749 millones; seguido por PAE, con US$1382 millones; y Total, con US$ 620 millones.
La lista se completa con los compromisos asumidos por Tecpetrol -del Grupo Techint-, por US$ 615 millones; Pluspetrol, US$ 610 millones; Shell, US$ 603 millones; Vista Energy, US$ 581 millones; Pampa Energía, US$ 377 millones; Chevron, US$ 303 millones; CGC de Corporación América, US% 265 millones; y Kilwer, US$ 246 millones.
En 2022, el bloque no convencional de Loma Campana (YPF) y de La Amarga Chica (YPF) se situaron como las áreas de mayor inversión. En tercer lugar se ubicó Cerro Dragón, en Chubut, de PAE en el rubro de hidrocarburo convencional.
Ránking por áreas
En líneas generales, para 2023 se proyecta que se mantendrá el mismo top 3 de concesiones.
La diferencia estaría puesta en las inversiones previstas para La Amarga Chica, por US$ 841 millones, que se ubicarán por encima de las Loma Campana, con US$ 776 millones, ambas desarrolladas en la ventana de shale oil.
A estas se suman -en orden de monto- las inversiones en el Anticlinal Grande Chubut para las operaciones convencionales de Cerro Dragón, con US$ 600 millones; seguido por el bloque no convencional de Bandurria Sur -de la sociedad YPF, Shell y Equinor- ,con US$ 589 millones; La Calera de Pluspetrol, con US$ 506 millones; y Fortín de Piedra ,de Tecpetrol, con US$ 413 millones.
También se destacan las inversiones en los bloques Aguada de la Arena de YPF, con US$ 359 millones; Bajada del Palo Este de Vista, con US$ 356 millones; El Trapial Este de Chevron, con US$ 303 millones; Aguada Pichana Este de Total, con US$ 269 millones; y Cuenca Marina en el Mar Austral de Total, con US$ 269 millones.
La concentración de las inversiones en la cuenca neuquina explican el creciente grado de participación en el total de producción nacional que en el caso del petróleo viene alcanzando en los últimos meses los 640 mil barriles diarios, con un incremento del 10% interanual, de la cual el no convencional explica el 47%.
Asimismo, la cuenca neuquina, principal productora de este tipo de recurso, representa el 63% de la producción total de crudo y si se le suma la Cuenca de San Jorge -hasta hace pocos años la más productiva del país- entre ambas concentran el 95% de la producción de la Argentina.
A excepción de la cuenca neuquina y el noroeste, el resto de las cuencas productivas continúan con una producción interanual declinante, siendo la cuenca Cuyana la más afectada.
Producción
No obstante, a pesar de haber crecido en los últimos dos años y particularmente en lo que va de 2023, la producción de petróleo en la Argentina está aún lejos del máximo alcanzado en 1999.
En el sector confían que en los próximos dos o tres años ese nivel podrá ser superado con la entrada en operación de varios de los proyectos de infraestructura en marcha, entre los que se encuentran el Oleoducto Transandino que ya comenzó a bombear crudo a Chile, y la ampliación de capacidad de Oleoducto del Valle, que une Vaca Muerta con el puerto de Coronel Rosales, en el sur bonaerenses; y el futuro megaproyecto exportador de YPF denominado Oleoducto Vaca Muerta Sur.
En líneas generales, el reporte de la consultora Aleph destaca que "la curva de crecimiento del no convencional en Argentina es impactante", en la cual YPF lidera el top 3 de los bloques más productivos con Loma Campana (YPF), siendo el yacimiento no convencional más importante, aportando 25% de la producción no convencional, seguido de La Amarga Chica (YPF) con el 17% y Bandurria Sur (YPF) con el 11%.
Muy cercano a Bandurria Sur, se mantiene Bajada del Palo Oeste (Vista) con el 11% de la producción, y se destaca especialmente el crecimiento interanual de Sierras Blancas (Shell) y Aguada del Chañar (YPF), aunque su producción aún es baja respecto a los yacimientos del top 3.
Manteniendo la tendencia del 2022, Cerro Dragón es la concesión con mayor producción del crudo convencional total, al explicar el 21% en este rubro; junto con Manantiales Behr (YPF), también en la Cuenca del Golfo San Jorge, con el 29% del convencional.
Fuente: LM NEUQUEN
Así lo señaló el Ministro Luis Caputo luego de reunirse con el Gobernador Figueroa, con Vaca Muerta como tema central. La reunión se da en un contexto de crecimiento de la producción de gas y petróleo en la provincia. Este miércoles en la Legislatura tomará estado parlamentario el proyecto de ley para la pavimentación del bypass de Añelo.
En septiembre el expendio de combustibles en la Provincia superó los 36 mil metros cúbicos, un 6,22 por ciento más que igual mes del año pasado. Entre las que más retrocedieron, figura Río Negro donde la venta cayó el 2,8 por ciento. Los combustibles Premium continuaron liderando el crecimiento, tanto la nafta como el gasoil Grado 3.
Según Rystad Energy, alcanzar los objetivos de producción para 2030 requiere sumar 800 pozos adicionales. El informe detalla que la flota de perforación debe escalar de las 38 torres o rigs actuales, a un rango de 55 a 64. Pero advierte que sin más rigs, infraestructura (VMOS, NGL, GNL), eficiencia operativa y señales macroeconómicas claras, la proyección “queda en voluntad”.
La compañía logró un incremento del 7% respecto al trimestre anterior y un 74% de aumento interanual. Este crecimiento fue apalancado por los nuevos pozos puestos en marcha en las áreas Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica. Con estos resultados, Vista Energy cerró el último trimestre con un resultado de U$S315 millones de dólares.
Con un saldo de 775 millones de dólares, septiembre marcó otro récord para la industria gracias a un salto del 25% en exportaciones. Es decir, 17 de cada 20 dólares de superávit comercial de Argentina vienen del sector energético. El incremento de las ventas al exterior está íntimamente relacionado con el ascenso de producción de petróleo de Vaca Muerta.
El acuerdo firmado por el sindicato y las cámaras empresarias, consiste en una asignación mensual actualizada, equivalente al último salario bruto devengado por el trabajador o el promedio de los últimos seis meses, que se mantendrá durante cinco años desde la fecha del fallecimiento o de la declaración de incapacidad. La prima del seguro estará a cargo del empleador.
