La autoridad energética provincial espera que siga la tendencia de crecimiento que mostró la formación no convencional este año, que cerrará con desembolsos por parte de las productoras por unos 9 mil millones de dólares, 440 pozos perforados y 3.000 millones de dólares en exportaciones.
Energía18 de diciembre de 2024
El Ministerio de Energía de Neuquén espera para 2025 un nuevo récord de inversiones en Vaca Muerta, del orden de los 10 mil millones de dólares, que irá acompañado de cifras históricas de producción de petróleo y gas. Se espera que siga la tendencia de crecimiento que mostró este año, que cerrará con desembolsos por parte de las productoras por unos 9 mil millones de dólares, 440 pozos perforados y 3.000 millones de dólares en exportaciones.
El ministro de Energía, Gustavo Medele, presentó junto a su equipo las proyecciones durante una conferencia de prensa de presentación del balance del año. El funcionario destacó las variables clave que determinarán el nivel de actividad petrolera durante 2025: la capacidad instalada, la producción y la evacuación del gas y petróleo, así como el impacto de la inflación y el retraso cambiario en los costos de operación.
"Uno tiene que asumir que los equipos no van a estar parados. Si los equipos de perforación y las instalaciones de fractura estuvieran activos todo el año, la pregunta es: ¿cuánta producción se va a poner realmente en la mesa?", reflexionó Medele. "La capacidad de evacuación es otro factor crucial que estamos evaluando", añadió.
Medele detalló que, bajo el escenario actual, se estima que la inversión alcanzará los 10.000 millones de dólares el año próximo. Sin embargo, subrayó que este número está condicionado por varios factores, entre ellos la inflación y el retraso cambiario, que afectan de manera directa los costos operativos.
"La inversión seguramente tendrá un impacto debido a estos factores, lo que hace difícil hacer una proyección precisa", comentó el ministro. Explicó que un pozo de Vaca Muerta actualmente tiene un costo aproximado un 30% superior al de los años anteriores, debido principalmente a los aumentos en los costos en dólares, que no siempre se deben a la variación en el precio de los insumos, sino también a las fluctuaciones en el tipo de cambio.
Por otro lado, Medele enfatizó que, a pesar del aumento de los costos, se ha registrado una mejora en la productividad. "Cada equipo de perforación está logrando más resultados que en años anteriores", aseguró. Este incremento en la eficiencia operativa podría atenuar parcialmente los efectos negativos del aumento de costos, pero el impacto de la inflación y el retraso cambiario en los precios sigue siendo una incertidumbre difícil de evaluar.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
El secretario de Energía de Nación, Daniel González, hizo el anuncio en la apertura del almuerzo por el Día del Petróleo y el Gas que organiza el IAPG. La medida apunta a generar previsibilidad, libre acceso a divisas y beneficios fiscales para nuevas perforaciones. La medida, que hasta ahora alcanzaba solo a proyectos de gas para exportación, había sido solicitada por el gobernador Figueroa.
El gobernador Figueroa se reunió con el ministro Luis Caputo y le solicitó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El mandatario destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal y fortalecer la integración energética.
El CEO de Tecpetrol Ricardo Markous, trazó proyecciones muy optimistas y proyectó que la industria llegará al millón y medio de barriles “a fin de la década”. Aunque advirtió que una mayor caída del precio del crudo podría modificar este escenario. “El escenario es complejo. Vamos a tener que trabajar para ser competitivos. Invito a todos los proveedores a trabajar en innovación”.
El ranking lo sigue encabezando Loma Campana, operada por YPF en sociedad con Chevron, con una producción que acumuló unos 86.400 barriles/día entre enero y octubre, el 18% del shale total del país. Le siguen La Amarga Chica con 69.600 barriles, Bajada del Palo con 63.900 barriles, y Bandurria Sur con 60.800 barriles. En el caso del shale gas, cuatro áreas concentran el 57%.
La compañía anunció junto al gobernador Figueroa la ampliación de programas en temáticas sociales críticas para la provincia, en el marco de la firma de un Convenio de Colaboración para “Aguada San Roque Activa 2025”. TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación del bypass de Añelo y del programa de Becas Gregorio Álvarez.
