Según la consultora internacional RYSTAD ENERGY se necesitarán entre 15 y 20 rigs adicionales para llegar a una producción de 1 millón de barriles/día en 2032. Los analistas noruegos destacaron el proyecto Vaca Muerta Sur de YPF como el «beneficiario inmediato» del RIGI.
Energía08 de octubre de 2024
El Régimen de Incentivos para la Grandes Inversiones (RIGI) abre una ventana atractiva para la llegada de los equipos necesarios para incrementar la actividad de perforación de shale gas en Vaca Muerta. Así lo indica la consultora internacional RYSTAD ENERGY en un reporte sobre las facilidades que brinda el régimen para importar rigs de perforación y piezas en los proyectos de upstream de gas natural. También significará un gran respaldo para los proyectos de infraestructura petrolera como Vaca Muerta Sur. El contexto es además propicio debido a la poca actividad de perforación en los Estados Unidos y precios internacionales del barril aún competitivos para la producción no convencional.
La consultora noruega estima que en la Argentina se necesitarán entre 15 y 20 rigs adicionales para cumplir con los aumentos de producción proyectados a 1 millón de barriles por día en 2032. Una importante barrera para la llegada de esos equipos son los derechos de importación, que afectan especialmente a las empresas operadoras y de servicios petroleros domésticas, ya que las extranjeras pueden recurrir a sus casas matrices para conseguir financiamiento.
La otra gran limitante es la continuidad de los controles de cambio. “Cualquier ganancia argentina que la empresa matriz obtenga se cambiará fuera del país a un tipo de cambio deprimido. Si se necesita un nuevo rig o flota de fracturación, el poder adquisitivo se ve disminuido por el tipo de cambio, y se deben pagar elevados aranceles de importación además de los costos de movilización. Esto es especialmente perjudicial para las empresas de servicios nacionales sin capital externo”, dice el reporte.
Incentivo a la perforación
Pero RYSTAD destaca que los proyectos de upstream de gas natural que logren calificar a través del régimen de inversiones introducido por la Ley de Bases serán eximidos de pagar los derechos de importación sobre los rigs, los equipos de fractura hidraúlica, bienes de capital y repuestos. Esto potenciaría la llegada al país de rigs de alta especificación y la perforación en Vaca Muerta, que se ha visto limitada por la flota existente, con muchos equipos con potencia nominal de 1000 HP o menos inclusive.
«Esta disposición crea una ventana para traer unidades adicionales necesarias para aumentar la producción de las plataformas de fracturación y de perforación completamente utilizadas dentro del país, que a veces enfrentan tiempos de inactividad relacionados con el mantenimiento«, explica la consultora.
El contexto también es favorable debido a la amplia disponibilidad de equipos en los Estados Unidos. «Con la actual pausa en la actividad de plataformas petroleras en tierra en Estados Unidos y una probabilidad real de nuevas disminuciones en las perforaciones, esto presenta una oportunidad para que los contratistas de plataformas movilicen plataformas inactivas a Argentina y respalden este desarrollo», dice.
En lo que respecta a las inversiones en hidrocarburos el gobierno reglamentó que podrán adherir al régimen las inversiones en exploración y producción de gas natural que superen la barrera de los US$ 600 millones.
Vaca Muerta Sur
El gobierno no permitió que las inversiones en upstream de petróleo puedan calificar al régimen, pero sí las inversiones en ductos y almacenamiento con un piso mínimo de inversión de US$ 300 millones. En ese sentido, la consultora noruega destaca el proyecto Vaca Muerta Sur de YPF como el «beneficiario inmediato» del RIGI.
El oleoducto Vaca Muerta Sur tendrá una longitud de 570 kilómetros y transportará 700.000 bpd de petróleo para 2028 desde la formación neuquina hasta el puerto de Punta Colorada en Río Negro. La inversión prevista asciende a 2500 millones de dólares. El presidente de YPF, Horacio Marín, instó a las productoras interesadas en participar del proyecto a ingresar rápidamente al mismo.
La petrolera controlada por el Estado viene tendiendo los caños en territorio de la provincia de Río Negro del primer tramo del proyecto, de unos 130 km, que se espera que sea completado para diciembre próximo.
Precios competitivos para el shale oil
La moderación este año en los precios de los principales barriles de referencia para la industria, el Brent y el WTI, no pasa desapercibida. El Brent llegó a cotizar en septiembre a US$ 69 por barril, su menor precio en los últimos doce meses, aunque en los últimos días tuvo un importante rebote y está nuevamente cerca de los 80 dólares debido a los últimos acontecimientos en el conflicto en Medio Oriente que involucra centralmente a Israel e Irán. Pero más allá de este rebote, Rystad señala que los costos del shale oil siguen siendo competitivos.
En un reporte separado, la consultora indica que el precio de equilibrio (breakeven) de un proyecto petrolero fuera de los países que integran la OPEP escaló a US$ 47 por barril de crudo Brent, un aumento del 5% solo en el último año. A pesar de este aumento de los costos, los precios de equilibrio siguen siendo inferiores a los precios actuales del petróleo.
«El aumento de los precios de equilibrio refleja la creciente presión de los costos sobre la industria upstream. Esto pone en riesgo la viabilidad económica de algunos proyectos nuevos, pero ciertos segmentos, incluidos el petróleo offshore y el petróleo de esquisto bituminoso, siguen ofreciendo costos competitivos, lo que garantiza que el suministro aún pueda ponerse en funcionamiento para satisfacer la demanda futura. La gestión de estos aumentos de costos será fundamental para sostener el crecimiento de la producción a largo plazo», destaca Espen Erlingsen, director de Investigación en Upstream de RYSTAD ENERGY.
El relevamiento de Rystad concluye que la producción de crudo onshore en Medio Oriente tiene el mejor precio de equilibrio, en US$ 27 por barril. Le siguen la producción offshore en US$ 37 por barril, la producción offshore en aguas profundas con US$ 43, y el shale oil en Norteamérica con US$ 45 por barril.
Fuente: ECONOJOURNAL
La Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos es sobre el área Puesto Silva Oeste, que operaba Pluspetrol, e incluye un Plan Piloto con una inversión prevista de 14,5 millones de dólares. Además, la compañía abonará a la Provincia 4.000.000 de dólares como Bono de Infraestructura y 362.500 dólares en concepto de Responsabilidad Social Empresaria.
El presidente de YPF, Horacio Marín, aseguró que el proyecto “Argentina LNG” generará 50.000 nuevos puestos de trabajo directo e indirecto en Neuquén y Río Negro. Anticipó que en el próximo año la empresa invertirá entre USD 5.000 y USD 6.000 millones. Este proyecto se enmarca en el objetivo de que el país logre exportaciones superiores a USD 30.000 millones a partir de 2031.
Entre los proyectos aprobados sobresalen la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), impulsado por YPF, y un buque flotante de licuefacción de GNL, liderado por Southern Energy y Golar LNG, que dominan la agenda de inversiones 2025. Estas obras apuntan a consolidar la exportación de gas y petróleo no convencional desde Vaca Muerta.
Las petroleras firmaron el Technical FID de la iniciativa integrada que contempla la producción de 12 millones de toneladas de GNL por año, con una proyección de exportaciones que podría alcanzar los USD 14.000 millones al año. El Gobernador Figueroa participó de la firma y aseguró que “es el mayor proyecto en importancia de exportación de GNL de la historia de nuestro país”.
Las regalías de petróleo alcanzaron los 174.441 millones en septiembre, una variación real interanual del 24,3%, por encima de las gasíferas, que totalizaron 73.993 millones de pesos, con un alza del 11,9%. Hoy, representan el 50% de los ingresos totales de la Provincia. Ingresos Brutos concentra más del 90% de la recaudación propia.
El organismo negocia transferir a la Provincia sus acciones en ENSI y la cesión de la planta de agua pesada por 25 años a cambio del cobro de un canon por el usufructo de la misma. Los trabajos para volver a producir agua pesada demorarían unos 24 meses. La canadiense Candu Energy fue hasta ahora la empresa más activamente interesada en rubricar acuerdos por la PIAP con CNEA.
