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Vaca Muerta

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Los cortes de ruta planteados por agentes de salud de Neuquén impiden el acceso a los yacimientos de Vaca Muerta, lo que afecta la producción actual y futura para cumplir con los contratos del Plan Gas Ar. Así lo advirtió el director ejecutivo de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPCH), quien reclamó a autoridades provinciales y nacionales una solución al grave conflicto.

La nota, dirigida al gobernador Omar Gutiérrez y al secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, da cuenta de la magnitud del conflicto, que involucra a los agentes de salud, en un reclamo por mejores salariales hacia el gobierno provincial.

Las medidas, iniciadas el miércoles 7 de abril y sostenidas durante la última semana, mantienen bloqueos en las rutas provinciales número 22, a la altura de Zapala; 237, en Piedra del Aguila; 7 y 51, a la altura de Añelo; 17, en La Calera y Picún Leufú; 7, en San Patricio Chañar; 51, en la intersección con el Dique Ballester; y 40, en Chos Malal.

“Como consecuencia de los cortes totales en las rutas indicadas, y a pesar de las alertas formuladas por las empresas de la CEPH, una gran cantidad de operaciones en yacimientos hidrocarburíferos se han visto afectadas en su normal desarrollo», advierte la nota-.

En particular, agrega, «se impide el traslado de personal de propio de las empresas y también contratistas y de los equipos necesarios para la realización de los trabajos habituales y necesarios para garantizar la continuidad de la explotación de los yacimientos, ya sea a través de las tareas de operación de pozos, plantas e infraestructura, así como para el mantenimiento de los mismos, actividades de perforación, terminación y reparación (workover) de pozos, actividades de construcción de plantas, infraestructuras, actividades de transporte de hidrocarburos y demás actividades asociadas a la explotación y desarrollo de los yacimientos. Todo ello con el consiguiente impacto en la producción de gas y petróleo en condiciones de seguridad y salubridad para nuestro personal y nuestros activos en la provincia”.

“La CEPH estima que las medidas de fuerza informadas impactan sustancialmente la producción de gas natural y petróleo crudo en la provincia del Neuquén. Es importante remarcar que pese a los reclamos efectuados por nuestro asociados en diversos ámbitos, y a pesar de los esfuerzos llevados a cabo por las autoridades provinciales, las medidas de fuerza y la consecuente afectación a las actividades hidrocarburíferas reseñadas subsisten al día de la fecha”.

Previo a pedir a las autoridades provinciales y nacionales que extremen todos los medios a su alcance para resolver el conflicto, la CEPH advierte que “la falta de una resolución efectiva en tiempo y forma de este conflicto pone en riesgo no solo las actividades nombradas, sino también el desarrollo estratégico de los hidrocarburos de Vaca Muerta a mediano y largo plazo en la provincia”.

Fuente: ADNSUR

En febrero fueron 685 etapas de fractura en la formación shale. Destacado rol de ExxonMobil y Vista Oil & Gas.

En febrero del 2019, Vaca Muerta superó las 700 etapas de fractura. Para ser exactos, 712. No sería hasta agosto de ese año cuando un decreto congeló el precio del crudo y los proyectos de shale oil desaceleraron, situación que se extendió con el desplome por la pandemia del COVID-19. Sin embargo, el cierre del 2020 y este comienzo del 2021 es esperanzador para la actividad vinculada al fracking.

Las compañías con operaciones en bloques de Vaca Muerta alcanzaron las 685 etapas de fractura en febrero último, de acuerdo al informe mensual de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, que ya es todo un indicador del ritmo de la actividad en la Cuenca Neuquina. Es apenas un 3,8% por debajo del máximo histórico, por eso este 2021 Vaca Muerta podría superar su marca.

«Mientras el barril continúe a más de 50 dólares, con posibilidades de exportar y siga el plan gas, y además suban más equipos, es posible mantener este nivel de actividad», apuntó Fucello consultado por +e. Nuevamente, el fracking acelera (en enero también mostró un alza) después de atravesar el peor año para la industria petrolera a nivel global por la crisis sanitaria del nuevo coronavirus.

Las empresas que lideraron el movimiento fueron ExxonMobil con 196 etapas completadas, Vista Oil & Gas con 178 e YPF con 122 en total. Pan American Energy (73 etapas de fractura) y Pluspetrol (con 71) van de la mano del Plan Gas.Ar, al igual que buena parte de los proyectos de YPF. De hecho, la petrolera dirigida por Pablo González repartió sus trabajos de fractura en Neuquén con dos compañías de servicios (Halliburton le hizo 102 y Schlumberger 20).

Vista, la compañía más joven de Vaca Muerta fundada por Miguel Galuccio, está aprovechando el nicho de la exportación que la Cuenca Neuquina recuperó a mediados del 2020, en medio de la pandemia, y gracias al alza del precio del barril de crudo Brent, el referencial para el mercado argentino. Por parte de las estadounidenses, ExxonMobil completó un PAD y Chevron 45 etapas de fractura.

«Lo bueno e interesante es que hay una diversidad de actores en la actividad. Hay que ver cuan sostenible es la actividad; sostenible desde el punto de vista de que hoy se completan mas pozos de los que se perforan. Para continuar este nivel de fracturas, tienen que subir más equipos de perforación», advirtió Fucello. El objetivo del Gobierno de Neuquén era tener para marzo el mismo número de equipos de torre que en los tiempos prepandemia.

La producción de YPF en sus áreas de la formación de Vaca Muerta creció 38% desde que la compañía retomó su actividad en los campos, en el marco de la pandemia de coronavirus, pero al mismo tiempo logró darle fuerte impulso a sus operaciones convencionales.

La producción de YPF en mayo pasado, en pleno aislamiento social obligatorio implementado por la pandemia, había retrocedido a niveles equivalentes a diciembre de 2018.

«De esta manera, en tan sólo ocho meses, YPF logra revertir la caída de la producción que generó la pandemia», destacaron las fuentes consultadas al explicar el proceso de recuperación de la productividad.

«Ahora, con una agresiva campaña de perforación basada en la eficiencia, YPF apunta a crecer durante 2021, duplicando la producción de gas y manteniendo un sostenido crecimiento en petróleo no convencional», agregaron las mismas fuentes.

Hoy la petrolera opera en la formación neuquina con un total de 41 equipos: 11 de perforación y 30 de terminación, pero a la vez al anunciar su plan de inversiones para 2021 que asciende US$ 2.700 millones, anticipó que destinará US$ 1300 millones al desarrollo del no convencional.

En enero YPF se posicionó como la principal operadora en Vaca Muerta, con 291 fracturas, con lo cual busca duplicar la producción de gas no convencional antes de mayo para cumplir con los compromisos del plan gas.

En la zona de gas ya operan siete equipos de perforación, un hecho que resulta más relevante si se tiene en cuenta que desde el tercer trimestre de 2019, YPF no tenía equipos en la zona de gas activos.

En la compañía se recuerda que YPF fue la empresa pionera en el desarrollo del no convencional en el país, y desde 2013 lleva invertidos más de US$ 9.000 millones.

En ese sentido, se explicó que el costo de desarrollo (que compara el costo con la cantidad de barriles que se pueden obtener) ronda los US$ 9 promedio en un pozo horizontal, mientras que el break-even de los proyectos de no convencional ronda los US$ 40 el barril.

Entre las inversiones que viene realizando la petrolera se destacan el desarrollo de infraestructura para el almacenaje, transporte y facilidades para la producción por más de US$ 3.600 millones: Planta de Tratamiento de Crudo (PTC), Planta de arena, Centrales Termoeléctricas.

Pero la empresa también enfocó sus esfuerzos en los pozos convencionales, que en declino de producción por su nivel de explotación comenzó a operar con nuevas técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

En el despliegue de operaciones piloto, Manantiales Behr, el yacimiento más antiguo que opera YPF en Chubut, volvió a generar un récord de producción al superar los 3747 m3/d alcanzados en diciembre 2020, con un nivel en enero 2021 de 3.828 m3/d.

«La innovación y la tecnología permiten mejorar el factor de recuperación de petróleo en yacimientos como Manantiales Behr y en general en Cuenca del Golfo San Jorge», explicó la fuente de la compañía petrolera.

En ese sentido, es explicó que con la aplicación de técnicas de recuperación terciaria (polímeros y surfactantes) se podría mejorar el factor de recuperación a más del 50%.

El uso de polímeros comenzó en 2015 con la puesta en marcha de un piloto en la zona Grimbeek, funcionando a pleno en servicio a partir de 2020 con cinco plantas modulares de inyección.

Este proyecto de YPF en Manantiales Behr es «un punto bisagra» en la historia de la recuperación de producción en la Cuenca, al utilizar infraestructura de superficie móvil que hace más eficiente el desarrollo de los mejores reservorios del subsuelo, se destaca en la empresa.

Dos anteriores se registraron el día de ayer, y uno de esos fue percibido en el yacimiento Médano de La Mora.

Los 3 sismos fueron informados por el Instituto Nacional de Prevención Sísmica, y tuvieron una magnitud de casi 3 grados en la escala de Richter

El observatorio petrolero sur denunció que por el fracking se produjeron más de 200 sismos en la zona.

Fuente: Radio Nacional

La crisis generada por la pandemia de coronavirus en la industria petrolera nacional e internacional golpeó con fuerza a todas las empresas, indica el Diario de Rio Negro. En YPF el balance del segundo trimestre reflejó este impacto con un nivel de pérdidas netas de 85.000 millones de pesos, es decir más de 1.100 millones de dólares.

Pero desde YPF se diseñó y puso en marcha un plan para no sólo conducir la nave en las aguas revueltas del temporal, sino estar listos para retomar la marcha en la nueva normalidad que traiga la postpandemia.

“Estamos tomando las medidas necesarias para navegar a corto plazo y capturar el valor a largo plazo”, aseguró el CEO de YPF, Sergio Affronti en la charla con inversores que mantuvo esta semana y en la que se detalló cómo es el plan de recortes para mantener esa nave a flote.

“Hemos estado remodelando la forma en la que trabaja la empresa, impulsando cambios estructurales y rediseñando nuestras operaciones”, indicó Affronti y detalló que “iniciamos un programa de reducción de costos sin precedentes en toda la empresa que apunta a una reducción de costos estructurales del 30%”.

La petrolera de bandera ya había anunciado un plan de recorte interno que comenzó con una rebaja salarial del 10 al 25% para el personal fuera de convenio y continuó con el plan de retiros voluntarios que culmina a fines de este mes.

Una parte nodal de ese achique son los más de 10.000 contratos con proveedores que posee YPF. En ese sentido Affronti explicó que “creamos un sistema de más de 150 celdas especiales para revisar los contratos con los proveedores con el objetivo de reducir los costos y mejorar la eficiencia”.

Estos más de 10.000 contratos corresponden en términos económicos, en un 68% al sector del Upstream, un 18% al Downstream y un 14% a contratos corporativos.

Esta renegociación no implica un achique en los montos nada más, sino que lo que la firma apunta es a la eficiencia, para con una inversión menor poder mantener la producción o incluso ampliarla.

En números

85.048 millones de pesos fue la pérdida neta que tuvo YPF en el segundo trimestre de este año por el impacto de la pandemia.

Otro de los pilares de este plan de ajuste a la nueva normalidad es la optimización de la forma de trabajo de la compañía, para lo cual se dividieron las vicepresidencias de Upstream. “Al trasladar las oficinas centrales de la unidad de negocio no convencional a Neuquén hemos acercado el proceso a la toma de decisiones. Creemos que esta nueva estructura optimizará nuestras operaciones y generará ahorros en costos relacionados con la eficiencia”, señaló Affronti.

Paralelamente la reducción de las inversiones, que incluyeron el freno total de las actividades de perforación y fractura, también estuvieron en línea con este plan de achique de gastos.

Otro eje del plan está en los trabajadores para lo cual el CEO de YPF recordó que se generó a un “diálogo abierto y franco con los sindicatos para que se adapten a esta nueva normalidad”. La firma aún dialoga con los gremios de Neuquén, Río Negro y La Pampa, pero ya llegó a acuerdos con los de Santa Cruz, Mendoza y Chubut que según explicó “deberían generar ahorros del 10 al 30% en las actividades de perforación, terminación y reacondicionamiento”.

Y enfatizó que “a partir de estos ahorros concretos nos estamos preparando para reanudar la actividad en estas provincias en los próximos días y semanas”.

En el segundo trimestre del año la desinversión, o venta de activos como una parte de Bandurria Sur y de un bloque offshore, generaron un aporte extra de dinero. Es por esto que el CFO de YPF, Alejandro Lew, advirtió que “la generación de efectivo a través de la desinversión en activos no esenciales debería aliviar nuestras restricciones y permitir un despliegue más rápido de recursos en gas y petróleo”.

Lew sostuvo que “tenemos algunos activos que son marginales para nosotros y no agregan valor material. Actualmente estamos evaluando algunas alternativas”, aunque de momento no hay ninguna venta en puerta.

La hoja de ruta en la tormenta

Pese a la extensión de la pandemia, desde YPF se advirtió que aún se navega en aguas inciertas. Y es por esto que se planteó una hoja de ruta especial mientras el panorama de la industria siga sin ser claro.

En ese camino se destacó como un punto clave mantener los valores de endeudamiento de YPF dentro de niveles sostenibles, en especial luego de los acuerdos que permitieron postergar el vencimiento de títulos por 1.000 millones de dólares.

El segundo eje de trabajo es continuar con el plan de reducción de costos para también preservar recursos para estar listos para una reactivación del sector.

El dato

83 son los pozos sin terminar que YPF posee en Vaca Muerta y que le dan un aire extra para pasar el temporal.

Y el tercer punto de esta hoja de ruta es limitar las inversiones de capital a los negocios centrales de YPF que son la producción de petróleo y de gas si se avanza positivamente con el nuevo plan de incentivos.

Con estos planes desde YPF se reconoció que se espera que la producción de hidrocarburos de este año sea menor a la registrada el año pasado. En el segmento convencional se apuesta a recuperar buena aparte de la caída de 20.000 barriles diarios que generaron las guardias mínimas, en tanto que en los desarrollos de Vaca Muerta la firma espera tener una leve reactivación.

El plan de Vaca Muerta

En la nave estrella de YPF en la formación no convencional, en Loma Campana, la compañía está analizando volver a poner en funcionamiento en lo que queda del año dos sets de fractura, para encarar en especial parte de los 83 pozos no completados que posee la firma en petróleo y gas.

Además, estos sets de fractura también se destinarían al área Bandurria Sur en donde se anticipó que esperan que en los próximos meses se reactive el primer equipo de perforación de la compañía en Vaca Muerta.

En tanto que en el segmento del gas, también se advirtió que si el nuevo esquema propuesto por el gobierno avanza de forma positiva –el plan gas 4 que finalmente fue denominado Esquema del Gas 20/24– podrían incorporarse entre dos a cuatro equipos de perforación en el segmento del gas no convencional.

La operadora reconoció que frenó completamente sus trabajos de perforación y fractura de pozos desde el inicio de la cuarentena, en marzo pasado, una situación que hizo que cuente con 71 pozos de petróleo y 10 de gas sin terminar, todos en Vaca Muerta.

Este cúmulo de pozos perforados pero no completados, es un fuelle que YPF podrá usar para, en forma económica, poder combatir el declino e incluso incrementar su producción dado que según explicó Affronti con 230 millones de dólares podrían poner en marcha esos 81 pozos y generar un adicional de 55.000 barriles equivalentes de petróleo por día.
Pero ese gap es un fuelle, una suerte de reserva, para pasar el temporal.

Lejos está ahora el horizonte de desarrollo que se había alcanzado antes de la pandemia y que como un símbolo del brutal golpe que representó para el sector se destaca el hecho de que entre esos 81 pozos que quedaron a medio camino, se encuentra el súper pozo de YPF, el pozo más extenso perforado en Vaca Muerta con casi 3.900 metros de extensión que aún espera poder entrar en producción.

Argumentan que las operadoras y empresas de servicio cortaron la cadena de pagos. Denuncian que les adeudan trabajos realizados desde diciembre del año pasado, antes de la pandemia y el desplome del precio internacional del petróleo.

Las pequeñas y medianas empresas de Neuquén que viven de los desarrollos de la industria petrolera atraviesan una compleja situación que no les permite planificar más allá de las obligaciones mensuales que cada vez son más difícil de sortear, publica hoy el diario Río Negro.

A través de un comunicado oficial, desde la Federación de Cámaras de Energía de Neuquén (Fecene) aseguraron que no podrán pagar los sueldos de mayo por falta de pago de las empresas de servicios y operadoras.

“No podemos afrontar –por no disponer de recursos- las obligaciones salariales correspondientes al mes de mayo”, indicó la Fecene. Señalaron principalmente a la petrolera de bandera YPF y a Pluspetrol como las operadoras que no cumplieron con las obligaciones de pago y también apuntaron contra las empresas de servicios especiales Schlumberger, San Antonio, Baker Hughes, Weatherford, Halliburton y DLS.

“Trasladaron a la trama empresarial regional el peso de su presunta crisis financiera, incluyendo la mora en obligaciones que llegan hasta el mes de diciembre de 2019 o enero de 2020, antes de cualquier pandemia o caída de los precios internacionales”, indicaron.

Por esta situación, confirmaron que las pymes establecieron, como pauta orientativa general, abonar 70.000 pesos a los trabajadores activos y 30.000 pesos a los que se encuentran en sus domicilios.

“Pedimos disculpas a todos nuestros trabajadores, no es nuestra responsabilidad que se nos ahogue financieramente y se nos coloque en esta imposibilidad. Sabemos que para que exista empleo y remuneraciones adecuadas, debe existir la empresa”, dice el comunicado.

Desde la federación detallaron que mantuvieron reuniones con las cámaras empresariales de las operadoras, con YPF, legisladores y funcionaros, pero no lograron normalizar los pagos de trabajos ya realizados.

“Hemos agotado todos los esfuerzos para lograr que se satisfaga la simple petición de que se nos pague lo que se debe hace meses”, concluyeron.

La actividad de las petroleras en la formación de Vaca Muerta cerró Abril con una inédita marca de cero etapas de fractura, un indicador que denota el ritmo de actividad y que en esta ocasión es reflejo de la crisis de demanda que impuso la pandemia de Coronavirus en el mercado local y global.

Así se desprende de un informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de la firma especializada NCS Multistage, en el que se advierte que tanto por el desempeño de petroleras como de empresas de servicios, la actividad de fractura en todas las áreas de Vaca Muerta fue cero en abril.

La técnica de fractura, o fracking en inglés, es la forma en que se estimulan los pozos de recursos no convencionales como el de Vaca Muerta, y que consiste en perforaciones mediante la inyección a presión de un fluido formado básicamente por agua y arena (99,5%), más el agregado de algunos aditivos químicos, y que puede alcanzar longitudes de hasta 3 kilómetros de extensión horizontal.

Se trata, en definitiva, de la construcción del pozo para la extracción de los recursos de petróleo y gas no convencionales –según publica Ámbito-.

El sector petrolero enfrenta a nivel mundial, con su correlato local, una sobreoferta de producción por la abrupta caída de la demanda afectada por la pandemia de coronavirus, que obligó a todas las petroleras a reducir sensiblemente sus niveles de explotación de los pozos.

La caída de actividad ya se anticipaba luego que en Marzo cuando las petroleras y sus compañías de servicios concretaron 430 etapas de fractura hasta el 20 de Marzo, mientras que en Febrero la cifra era de 401 etapas.

En 2019, Vaca Muerta cerró en su nivel histórico más alto, con 6.425 etapas de fracturas y 33% más de producción en las áreas concesionadas respecto de 2018.

La misma consultora NCS Multistage destacó en el balance del año pasado que YPF lideró el desempeño por compañías al culminar con 3.034 fracturas, por sobre las 752 de Tecpetrol, las 538 de Pan American Energy, las 499 de Total y las 433 de Shell.

Así se desprende de un informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de la firma especializada NCS Multistage, en el que se advierte que tanto por el desempeño de petroleras como de empresas de servicios, la actividad de fractura en todas las áreas de Vaca Muerta fue cero en abril.

La técnica de fractura, o fracking en inglés, es la forma en que se estimulan los pozos de recursos no convencionales como el de Vaca Muerta, y que consiste en perforaciones mediante la inyección a presión de un fluido formado básicamente por agua y arena (99,5%), más el agregado de algunos aditivos químicos, y que puede alcanzar longitudes de hasta 3 kilómetros de extensión horizontal.

Se trata, en definitiva, de la construcción del pozo para la extracción de los recursos de petróleo y gas no convencionales.

El sector petrolero enfrenta a nivel mundial, con su correlato local, una sobreoferta de producción por la abrupta caída de la demanda afectada por la pandemia de coronavirus, que obligó a todas las petroleras a reducir sensiblemente sus niveles de explotación de los pozos.

La caída de actividad ya se anticipaba luego que en marzo cuando las petroleras y sus compañías de servicios concretaron 430 etapas de fractura hasta el 20 de marzo, mientras que en febrero la cifra era de 401 etapas.

En 2019, Vaca Muerta cerró en su nivel histórico más alto, con 6.425 etapas de fracturas y 33% más de producción en las áreas concesionadas respecto de 2018.

La misma consultora NCS Multistage destacó en el balance del año pasado que YPF lideró el desempeño por compañías al culminar con 3.034 fracturas, por sobre las 752 de Tecpetrol, las 538 de Pan American Energy, las 499 de Total y las 433 de Shell.

En momentos en que se presentan previsiones de caída mundial de la economía en torno al 3%, la actual administración de nuestro país trata de ir acomodándose a los vertiginosos acontecimientos que se van presentando en las diversas áreas.

En el terreno energético se avizoran problemáticas varias en directa relación con su comportamiento productivo. Para intentar comprender la realidad del sector, La Nueva Mañana convocó a Juan Francisco Fernández, quien es ingeniero industrial (ha trabajado en empresas de perforación de petróleo y gas) y se desempeña actualmente como vicedirector del Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (Oetec), donde está a cargo del área del petróleo.

Realidad y perspectivas de la energía nacional

¿Cuál es el estado de situación del sector y particularmente de YPF?

– La situación hidrocarburífera nacional no escapa las generalidades de la realidad mundial, e YPF, como toda empresa petrolera, sufre una fuerte afectación negativa. Todos esperamos que esto sea pasajero, pero los límites finales de todo tipo (temporales, económicos, etc.) no parecen poder divisarse aún.

 Algún ejemplo concreto de la afectación referida…

– Veamos, el principal yacimiento de petróleo no convencional de YPF, Loma Campana (provincia de Neuquén), hoy tiene el 50% de los pozos inactivos. En total, el 80% de los pozos de Vaca Muerta están cerrados, salvo los de gas. Aunque la demanda de gas también cayó, no lo hizo tanto como la del petróleo.

¿Qué posibilidades hay, debido a la actual situación de perjuicio que sufre la empresa, de que las acciones que están en manos privadas sean compradas por capitales oportunistas a precio vil?

– El riesgo de que eso suceda es real. Ahora, debo decir que no creo, en este momento, que alguien quiera invertir en comprar una empresa o una subsidiaria argentina. El riesgo está, pero no veo posibilidades ciertas de que ello ocurra en lo inmediato.

¿Podría tomar alguna medida al respecto la actual administración del Estado?

– Quizás el Estado argentino podría plantearse la compra del restante accionario en manos (aún) de Repsol. Pero pensar esto sin antes regularizar la situación con nuestros acreedores externos, creo que es riesgoso en cuanto a las posibilidades de caer en algún tipo de bloqueo con la implicancia de que no ingrese ni un dólar más.

Entonces, el Estado, ¿no tiene posibilidad de injerencia alguna…?

– Lo que creemos es que, con la mayoría accionaria en manos del Estado, se debe hacer pesar en el directorio la toma de decisiones que amparen al pueblo argentino mediante regulaciones en el mercado, logrando operar como piedra angular en el precio de los combustibles y, fundamentalmente, en el gas. También, quizás, podría adquirir algunas empresas energéticas, aunque dadas las condiciones actuales de negociación de la deuda, y virtual default, no me aventuraría a pensar en que eso ocurra.

Cuando hablamos de regulaciones y precios notamos que, a pesar del desplome del precio del crudo, en Argentina el precio de los combustibles no baja. ¿A qué debe este comportamiento?

– En primer lugar tenemos que aclarar que el precio de referencia nuestro es el brendt (*), cuyo desplome no fue tan brutal como el del WTI (**). El brendt cayó de 65u$s aproximadamente a comienzos de año a 20u$s en estos días. Mientras que el WTI llegó a registrar esta semana valores negativos; o sea que llegaron a pagar para que se llevaran la producción. Además, el petróleo en Argentina está dolarizado, y si bien baja el precio del petróleo en dólares, acá el dólar sigue en alza. Otro punto es que la incidencia del crudo en nuestros combustibles, como mucho, podría llegar al 25% del costo. Hay componentes impositivos muy fuertes en el precio final (rondando el 50%), están los costos de elaboración (refinerías y demás) y, finalmente, las ganancias de las empresas (refinadoras y expendedoras). Por eso es importante la regulación por parte de YPF en cuanto a que si la empresa no baja sus precios, la demás tampoco lo harán.

Por estos días se cumple un nuevo aniversario de la adquisición por parte del Estado argentino del 51% de las acciones de YPF en 2012. ¿Qué balance se puede hacer hoy de aquella determinación?

– El balance de la renacionalización de la mayoría accionaria (51%) en 2012 hasta 2015 fue muy positivo. De hecho esa mayoría accionaria permitió que se cerrara el contrato más importante en la historia de la empresa: el de YPF-CHEVRON. Logrando que el yacimiento de Loma Campana supere al de Cerro Dragón, que es extraído por otra empresa (Pan American Energy). En estos momentos, en pleno desplome del precio del petróleo, no nos damos cuenta, pero cuando se reactive la economía va a ser un factor fundamental para los intereses nacionales.

El impacto en el campo energético, ¿es igual en todo el mundo?

– Hoy el petróleo regalado es caro. No hay capacidad de acopio. En términos petrolíferos lo que está pasando es peor –creo- que el crack de 1929. En esta situación excepcional no hay nada que hacer. Con este precio del crudo los proyectos de extracción no convencionales son inviables. EEUU ya extrajo hasta el límite de almacenamiento en este tipo de yacimiento. Hoy el problema de la industria petrolera es la demanda. Sin demanda no hay salida.  Aunque la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) recorte la oferta, no alcanza para sustituir la atroz retracción en la demanda. La OPEP tendría que cortar un 80% de la oferta mundial, y eso no va a pasar. El único país que está comprando crudo es China que, si bien es el mayor importador de crudo, con su actual ritmo de compra no alcanza para saber si en el segundo semestre puede haber buenas previsiones, porque el resto del mundo está empezando a ver cómo podrían acomodarse, mientras muchos de los principales países están transitando el pico máximo de la crisis sanitaria. El inicio de la recuperación, según se ve, sería por China.

Otro tema energético que preocupa a los argentinos es el del sector eléctrico. ¿Cómo influye el estado del espectro hidrocarburífero en esa área?

– La generación de electricidad depende de centrales térmicas que funcionan a gas. Si logramos bajar el precio del gas podríamos lograr que baje la electricidad en un porcentaje que no está determinado.  El gas es el más importante de los recursos primarios que requiere la energía eléctrica, pero también requiere combustibles derivados del petróleo, energías eólicas, etc.

Entonces… ¿qué se puede esperar del precio del gas?

– Recientemente el Ministerio de Desarrollo Productivo firmó la extensión de los contratos (que vencían hace 10 días) hasta junio. Por lo tanto, hasta entonces por lo menos, no va a bajar el precio del gas.

Fuente: La Nueva Mañana

El ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, sostuvo que la discusión sobre el desarrollo del potencial de Vaca Muerta “es un tema que tendrá que esperar” hasta que se pueda superar la actual crisis de precio y demanda que golpea globalmente al sector petrolero. Además, indicó que “hoy está sobrando petróleo en Argentina” y que “hay que evitar que las petroleras que están operando decidan levantar equipos porque después no es fácil recuperarlos”.

“El sector energético tiene un gran potencial. Vaca Muerta es una reserva muy significativa, pero claramente en este contexto internacional y local es un tema que tendrá que esperar”, dijo el ministro al referirse la industria hidrocarburífera tras jornadas de extrema volatilidad del crudo en declaraciones a TN.

El ministro resaltó que “en este período de crisis hay mucho diálogo con las petroleras, la refinerías, los sindicatos y los gobiernos provinciales para establecer algún esquema que permita sostener aunque sea en un bajo nivel la producción y el empleo del sector”.

La referencia está hecha sobre las negociaciones que el Gobierno nacional mantiene con todos los actores del sector para adoptar medidas como el establecimiento de un precio sostén a la comercialización local de crudo, además de un nuevo esquema de retenciones móviles y de precios de combustibles.

“Hay que ver evitar que se derrumbe la producción local, hoy está sobrando petróleo en Argentina, están las refinerías llenas, y hay que evitar que las petroleras que están operando decidan levantar equipos porque después no es fácil recuperarlos”, explicó el funcionario en declaraciones a TN.

A la vez, el objetivo del gobierno es “evitar que se les desplome lo que recaudan en regalías los gobiernos provinciales y asegurar un abastecimiento normal”, agregó el ministro.

Kulfas describió que en la actualidad el sector petrolero a nivel mundial produce 100 millones de barriles por día pero la demanda cayó en 30 millones en menos de dos meses, por lo que recomendó “esperar a que se vuelva a normalizar la situación porque hoy nadie tiene claro el escenario de mediano plazo”.