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El presidente de YPF, Horacio Marín, informó que existen «60 empresas que ya mostraron interés por las áreas convencionales» que la petrolera puso a la venta en Chubut. «El Banco Santander nos dijo que hay 60 empresas que ya se han anotado. El 1 de septiembre no estaremos en ninguna de las áreas, queremos terminar el proceso que dependerá de las aprobaciones de las provincias», aseguró tras participar del foro Vaca Muerta Insight.

La entidad bancaria quedó a cargo del denominado «Proyecto Andes», el cual en su presentación anuncia la venta de activos en nuestra provincia, Mendoza, Neuquén, Río Negro y Tierra del Fuego. En el informe se detallan 30 áreas convencionales que YPF tiene previsto ceder en su totalidad. El listado no incluye ningún yacimiento de Santa Cruz porque la compañía no terminó de negociar con el gobernador Claudio Vidal como se llevará adelante el proceso.

La petrolera estatal se encuentra en un proceso de búsqueda de inversiones en Estados Unidos y Canadá, para el traspaso de 55 áreas convencionales de explotación. «El viernes van a salir solicitadas en todos los diarios nacionales acerca del proceso», aseguró Marín.

En ese sentido, «el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, llegó a Estados Unidos; mañana hablaremos en el IAPG de Houston y pasado vamos a Calgary. Ayer (por antes de ayer) participamos de un encuentro en la Embajada de Canadá con la Cámara de Comercio argentino-canadiense», informó el CEO de YPF.

En el foro, Marín detalló sobre el proceso: «Queremos terminar el proceso, que dependerá de las aprobaciones de las provincias, el 1 de septiembre. Las cosas se hacen rápido o no se hacen. Quizás puede ser antes. El 1 de septiembre no estaremos en ninguna de las áreas», concluyó.

Los principales directivos de la empresa estatal YPF participarán en foros internacionales para dar a conocer los detalles de su plan para vender 55 áreas de explotación de petróleo y gas convencionales, con el objetivo de centrarse en sus operaciones de Vaca Muerta, bautizado como proyecto “Andes”. Este proceso, aprobado por el directorio de la compañía estatal a principios de marzo, generó algunas rispideces con gobernadores y sindicatos que por ahora no fueron resueltas.

Es en ese marco que esta semana el vicepresidente del área de estrategia, nuevos negocios y control de gestión de la petrolera estatal, Maximiliano Westen, participará de un encuentro en la Embajada de Canadá con la Cámara de Comercio argentino – canadiense según informó la empresa a través de un comunicado.

También, viajará a la ciudad de Houston, donde disertará ante empresarios del sector en una jornada coordinada junto al IAPG Houston y al consulado argentino el 18 de abril. Luego, partirá a Calgary, capital de la provincia de Alberta en Canadá, donde participará de un encuentro organizado por el CGEF, el Foro de Energía canadiense, el viernes 19.

La compañía designó hace casi dos semanas al Banco Santander como encargado de la gestión de este proceso. Para lograr un mejor resultado, las 55 áreas convencionales se agruparon en diferentes clusters que comprenden las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Tierra del Fuego.

Ese proceso es parte del plan que inició la gestión del presidente de YPF designado por Javier Milei, Horacio Marín, para centrarse en la explotación no convencional, principalmente en Vaca Muerta. Con eso esperan aumentar la rentabilidad de la empresa y cuadruplicar su valor en los próximos cuatro años, según el plan “4×4″ que lanzó la nueva administración. De hecho, la desinversión fue aprobada por el Directorio a principios de marzo.

“El plan de racionalización busca optimizar el portafolio del upstream convencional, permitiendo a la empresa continuar desarrollando las áreas convencionales y no convencionales que aportarán mayor rentabilidad a la compañía y sus accionistas por dólar invertido, mediante una mejor alocación de sus recursos técnicos y económicos. Los campos maduros que conforman el grupo de activos constan de un total de 55 áreas”, consignaron en un comunicado.

La empresa explicó que se denomina “yacimiento maduro” a las zonas que hacia tiempo dejaron su pico “óptimo de producción”. Por tanto, la visión del directorio es que para una firma de la escala de YPF no resulta rentable explotar dichas áreas.

La intención de desprenderse de los activos generó algunas tensiones con gobernadores de las provincias involucradas, el gremio de petroleros y el de camioneros. En el caso de los sindicatos, la inquietud es por el sostenimiento de los empleos.

“YPF mantiene un diálogo abierto con todos los actores involucrados, en especial con los gobernadores y sindicatos, buscando las mejores alternativas para garantizar los puestos de trabajo durante la transición y contribuir al desarrollo local, ya que esta decisión dinamiza a la industria en su conjunto porque incorpora nuevos actores al desarrollo de estas áreas”, dijeron desde la empresa.

Cómo será la venta de yacimientos

El objetivo es concentrar los recursos financieros y tecnológicos en intensificar la exploración y explotación de los llamados “recursos no convencionales” concentrados en la formación geológica Vaca Muerta, que hasta ahora se desarrolló casi exclusivamente en Neuquén, pero abarca también partes de Mendoza, Río Negro y La Pampa.

La información técnica y geológica suministrada a los interesados mediante el acceso a un data-room, incluye 17 áreas convencionales en Neuquén y cantidades menores de campos, áreas o bloques en otras provincias. Las empresas interesadas tienen 30 días para evaluar esa información y realizar su oferta.

YPF espera sumar 120 tiendas Full durante este 2024 y alcanzar 1.000 en todo el país. Además, durante el 2023 sumaron 137 y el 70% de ellas con una nueva imagen.

FULL se trata de la tienda creada por YPF y es la preferida por los consumidores argentinos. Además, son un competidor en cuanto al rubro gastronómico de las principales cadenas del país.

Por otra parte, entre sus servicios, cuenta con la APP YPF que se consolidó como un medio de pago electrónico entre clientes y durante el 2023, alcanzó las 7.200.000 de transacciones. En este marco, tuvo un promedio del 12,6% en el último trimestre y un ticket promedio un 40% mayor al ticket de tienda.

Además, YPF informó que llegó a más de 34.000.000 de cafés vendidos, con un promedio de 2.800.000 cafés. En tanto, se convirtió en el principal jugador del mercado de café en el país. También, alcanzó el segundo lugar en el mercado del fast food.

Por otra parte, también incorporan productos y variedad de servicios a sus clientes. Cabe recordar que FULL ya presentó en el mercado los MIX de frutos secos y del bosque; alfajores; galletitas de limón; café molido, entre otros, que tienen gran aceptación del público.

De esta manera, recordaron que el desafío “no es solo seguir creciendo sino sostener la calidad de los servicios en toda la red”. Desde FULL, señalaron la importancia de contar con procesos estandarizados de operación para garantizar una misma experiencia, a través de una capacitación constante.

El Intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, se refirió a la salida de YPF de Chubut. “Obviamente no vamos a canjear todo esto por una obra porque como lo hemos dicho; esto no tiene precio, tiene valor y ese valor es lo que haremos valer para que la ciudadanía tenga horizonte productivo en la Cuenca”, sostuvo.

En este sentido, señaló que “YPF vino a hacer un cambio de estrategia en lo comercial pero su definición afecta el estatus de la empresa en la Cuenca del Golfo”.

“El pasivo ambiental que genera la industria hidrocarburífera deja huellas importantes en la zona. Hace 100 años que en la Provincia se generan recursos energéticos”, dijo.

Asimismo, aclaró que “Comodoro va a trabajar conjuntamente con YPF para lograr la reconversión productiva”.

“Obviamente no vamos a canjear todo esto por una obra porque como lo hemos dicho; esto no tiene precio, tiene valor y ese valor es lo que haremos valer para que la ciudadanía tenga horizonte productivo en la Cuenca”, concluyó finalmente Macharashvili.

En medio de los ajustes y la motosierra del presidente Javier Milei, los gobiernos de Chubut y Santa Cruz tendrá una dificultad extra para solucionar en un marco de incertidumbres. El abandono que hará YPF de las áreas maduras de ambas provincias dejará un enorme hueco en concepto de regalías petroleras, que deberá ser resuelto con inmediatez porque de lo contrario ambas provincias profundizarán sus crisis económicas. Chubut tiene en riesgo cerca del 8% del total de sus ingresos petroleros y el norte de Santa Cruz casi el 33%, representando entre 2,5 y 7 millones de dólares en regalías respectivamente. De manera anualizada hay en juego cerca de 115 millones de dólares entre ambas provincias.

Chubut y Santa Cruz enfrentan un nuevo y complejo desafío en tiempos de recortes de fondos y caída de los ingresos. Ambas provincias padecen la motosierra de la administración central que ejecuta el libertario Javier Milei, pero en paralelo el abandono de las áreas maduras que operó históricamente YPF pone en juego la recaudación mensual de 10 millones de dólares, los que anualizados alcanzarían los 115 millones.

Este es otro de los problemas centrales con el que deben lidiar los gobernadores de Chubut, Ignacio Torres, y de Santa Cruz, Claudio Vidal, ya que de no encontrar nuevos concesionarios rápidamente para las áreas que YPF comenzó a abandonar, las dificultades se multiplicarán porque retrocederán notoriamente los ingresos por regalías, afectando en mayor proporción a la porción santacruceña de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Torres y Vidal tienen que encontrar prontamente empresas que se quieran hacer cargo de la operación de las 14 áreas que YPF deja en las dos provincias (10 en el norte de Santa Cruz y 4 en Chubut), mientras se desarrolla el proceso de salida de YPF que está proyectado en un plazo mínimo de 90 días.

Chubut: Más de 30 millones de dólares en juego

Es de suponer que mientras YPF abandona las áreas mencionadas pagará mensualmente las regalías petroleras, aunque no está claro qué monto abonará a las provincias.

En ese proceso pueden generarse mermas en los niveles productivos y por consiguiente YPF debería hacerse cargo de menores montos a cancelar por regalías, pero en ninguno de los ítems conocidos hasta el momento se ha podido obtener detalles sobre la cuestión.

YPF seguirá operando en Chubut el área de Manantiales Behr que acapara en la actualidad alrededor del 70% de la producción que la empresa tiene en la provincia. En febrero pasado la compañía produjo 1.079.496 barriles, de los cuales 771.301 correspondieron a dicho yacimiento; los 308.195 barriles restantes están involucrados en las áreas que YPF comenzó a abandonar en abril.

La producción en proceso de abandono representó en febrero el 8% del total de barriles producidos en Chubut y tiene un correlato en regalías petroleras que ronda los 2,5 millones de dólares al mes pasado.

Ese monto de febrero anualizado representa cerca de 31 millones de dólares en regalías que en la actualidad no se sabe quién las aportará a las arcas provinciales.

Vale tener como comparación que esos 31 millones de dólares anuales es un monto relativamente similar a los 34 millones que Chubut paga trimestralmente por la deuda en dólares correspondiente al BOCADE.

Santa Cruz: casi 84 millones de dólares en riesgo

Para Santa Cruz los problemas son peores y los riesgos mayores. Las diez áreas maduras que YPF ya está abandonado representan el 32% de toda la producción petrolera provincial y por consiguiente lo que queda en el limbo de la indefinición son alrededor de 7 millones de dólares mensuales de regalías petroleras.

En febrero pasado la producción de crudo del norte santacruceño ascendió a los 1.881.835 barriles y significó el 93,6% de todo lo extraído en el territorio provincial (Cuenca del Golfo San Jorge y Cuenca Austral).

En tanto que YPF fue responsable de la extracción de 1.099.963 barriles, que incidieron en el 55% de todo lo producido en la provincia.

De ese total de YPF, 642.854 barriles correspondieron a las áreas maduras que la compañía se está desprendiendo y significaron el 32% del total provincial y el 55% de lo producido por la petrolera en el norte santacruceño.

En función de estos porcentajes las arcas provinciales de Santa Cruz tiene en riesgo de recaudación 6,9 millones de dólares en base a las regalías petroleras cobradas en febrero; lo que anualizado representa un total de 83,5 millones de dólares.

Empleos en riesgo: Chubut 1 de cada 3; Santa Cruz 2 de cada 3

En paralelo están en riesgo cerca de 5.000 puestos de trabajo en la Cuenca y el consiguiente impacto económico y productivo que afecta a ambas partes de la unidad productiva que conforman en materia petrolera Chubut y el norte de Santa Cruz.

Desde los sindicatos petroleros de las dos partes involucradas se asegura que los trabajadores atravesarán el impase de 90 días en sus hogares y cobrando el 80% de sus salarios, en tanto que otros podrían retirarse de manera voluntaria cobrando 13 sueldos adicionales y la correspondiente indemnización por los años de servicio.

La petrolera estatal YPF avanza con el proceso de venta de 55 áreas convencionales que superaron su pico de producción, a través del Banco Santander que estará a cargo de la operación y que ya se encargó de enviar la documentación necesaria a las empresas interesadas en adquirir los campos.

La entidad bancaria remitió a las firmas que exhibieron interés una presentación inicial que enumera cuáles son los campos maduros de los que pretende desprenderse YPF y cómo quedaron conformados los clusters.

El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, busca que esos campos pasen a ser explotados por operadoras más pequeñas o independientes que puedan dar continuidad a la actividad.

La información proporcionada por Santander es el primer paso con las posibles empresas compradoras, que en caso de ratificar el interés inicial deberán firmar un acuerdo de confidencialidad para poder acceder al data room con los datos técnicos y económicos de las áreas, así como también a las condiciones de venta que definió YPF.

Posteriormente, las compañías interesadas tendrán un plazo cercano a 30 días más para formular ofertas concretas por cada una de las áreas.

Tras la aprobación del Directorio de la petrolera para desprenderse de las áreas, la entidad bancaria tomó las riendas de la transacción y detalló cómo quedaron integrados los clusters (grupos) de bloques en cada una de las empresas, según lo especificado en el documento citado por el medio especializado en energía y minería.

Al respecto, la información recabada por medios especializados como EconoJournal aportó que YPF determinó que en un mismo cluster convivan áreas de mayor interés con otras que tienen menor potencial, para desprenderse no sólo de los yacimientos productivos, sino también de áreas menos atractivas.

Cluster y areas

En Mendoza, YPF aspira a retirarse de 14 áreas convencionales, que fueron divididas en tres clústers: Mendoza Norte, agrupa a los bloques maduros Barrancas, Río Tunuyan, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras. La producción total de Mendoza Norte, ubicado sobre la cuenca Cuyana, es de 11.725 barriles diarios de petróleo (bbl/d), mientras que suma 99 km3/d de gas.

Mendoza Sur, que está también en la cuenca Neuquina, contiene El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chuhuido de la Salina S y Concluencia Sur. Produce 2.090 bbl/d de crudo y 844 km3/d de gas. El clúster Llancanelo cuenta con las áreas Llancanelo y Llancanelo R y produce 1.818 bbl/d de petróleo y 2 km3/d de gas.

Por su parte, Río Negro (dos campos) tiene el clúster SP-PB con el área Señal Picada – Punta Barda, que produce 4.022 bbl/d de petróleo y 86 km3/d de gas y el clúster EFO, donde está el campo Estación Fernández Oro, con una producción de 1.389 bbl/d de crudo y 890 km3/d de gas.

La provincia de Neuquén (siete áreas) tiene Neuquén Norte que agrupa los campos maduros Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas y produce 2.665 bbl/d de crudo y 121 km3/d de gas.

El clúster Neuquén Sur con Al Norte del Dorsal, Octágono y Dadin y tiene una producción de petróleo de 1.266 bbl/d y 419 km3/d de gas.

Por último, Tierra del Fuego (dos bloques) tiene las áreas en un mismo cluster (TDF) con los campos Poseidón y Magallanes, con una producción de 1.693 bbl/d de crudo y 1.131 km3/d de gas.

En Chubut

En tanto, Chubut (cinco campos) tiene el clúster El Trébol con el área El Trébol – Escalante, con 7.112 bbl/d de petróleo y 38 km3/d de gas, y el clúster Campamento Central – Cañadón Perdido con el área homónima, que alcanza los 1.546 bbl/d de crudo y 5 km3/d de gas. Además, Chubut cuenta con el clúster que agrupa a las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga con 416 bbl/d de petróleo y 15 km3/d de gas.

El Intendente de Comodoro, Othar Macharashvilli, mantuvo una reunión con altos ejecutivos de YPF, y desde el Municipio local informaron este viernes los puntos clave, derivados de una decisión corporativa de YPF que impacta significativamente la estructura socioeconómica de la ciudad.

Hace tres meses, “YPF notificó su intención de cesar sus operaciones productivas en Comodoro Rivadavia”, recordó este viernes la Municipalidad mediante un comunicado. Ante este anuncio, exigieron el establecimiento de un programa de trabajo, “que comprometa a la empresa a garantizar la continuidad laboral y empresarial, reflejando así su estatura como corporación de renombre internacional cotizada en bolsa”.

Como resultado, este viernes se acordó la constitución de mesas de trabajo “enfocadas en evaluar y abordar la situación de los trabajadores y las empresas asociadas directa e indirectamente con YPF”, anticiparon. Y según evaluaron, “ha quedado claro para la empresa que estas cuestiones son de importancia crítica para nuestra ciudad”.

Con el contrato de YPF próximo a expirar en 2027, “es imperativo que la empresa cumpla con los términos acordados en la renegociación de 2013. Nuestra ciudad enfrenta necesidades urgentes que no deben ser ignoradas”, remarcaron desde el Municipio.

Y continuaron, “subrayamos la necesidad de un compromiso sostenido, que se proyecte a futuro, hacia un horizonte de colaboración continua. La finalización de actividades en el sector petrolero requiere un cumplimiento íntegro de los compromisos asumidos, enfocándose en un desarrollo futuro que evite repercusiones negativas y fomente una estrategia energética sostenible y favorable para nuestro entorno y comunidad”.

Además, advirtieron que “la retirada de una operación petrolera no puede efectuarse de manera abrupta, al igual que la finalización de un contrato en este sector. Es esencial cumplir rigurosamente con los compromisos establecidos, enfocándose en un futuro próspero que evite repercusiones adversas como la contaminación ambiental, pozos abandonados y desarrollos mal planificados”.

“Nuestro objetivo es asegurar un enfoque que priorice la transición energética, la sostenibilidad y el bienestar de nuestra comunidad y sus industrias. Esto contribuirá a la transparencia y efectividad de nuestras negociaciones, alineándose con el ritmo y las necesidades de nuestra ciudad. La coherencia en la gestión territorial y empresarial, junto con la construcción de valores comunitarios, son fundamentales. La consistencia, el compromiso y la previsión son cruciales para añadir valor tanto a la ciudad como a la empresa”, destacaron en el comunicado oficial.

Por último, resaltaron que “esta transparencia y proyección a futuro son los pilares sobre los cuales deseamos construir nuestra negociación, respetando los tiempos y necesidades de nuestra comunidad. En esta interacción entre el ámbito corporativo y el desarrollo urbano, es fundamental mantener la integridad, compromiso y visión a largo plazo, pilares que cimentan el valor tanto de una empresa como de una ciudad”.

Tras un nuevo aumento de la nafta, los conductores argentinos enfrentan una nueva realidad al momento de llenar los tanques de combustible de sus autos. La suba, del orden del 5% promedio, se suma a recientes ajustes como el de alrededor del 7,5% en marzo, 6% a principios de febrero, el 38% en diciembre y otro del 27% en enero.

En ese contexto, Infobae desarrolló una calculadora que, a partir de los precios de referencia para la Ciudad Autónoma de Buenos Aires que se estiman para los surtidores de la petrolera con mayor presencia en el mercado, permite presupuestar cuánto va a costar llenar el tanque.

Cuáles fueron los últimos aumentos de la nafta

El precio de la nafta en Argentina experimentó varios incrementos significativos en los últimos tiempos. YPF, el principal productor y distribuidor de combustibles del país, aplicó un aumento para el mes de abril que traslada a precios el ajuste del impuesto a los combustibles más un plus de recomposición de precios.

Si se toma de referencia los surtidores de YPF en la Ciudad de Buenos Aires, que concentra el 58% de la oferta a nivel nacional, el litro de nafta súper se encuentra en $837 y la premium en $1.033 pesos. Al tipo de cambio oficial mayorista esos precios implican USD 0,97 y USD 1,20 por litro. En el caso de gasoil, en YPF de CABA, el Diesel500 tiene un valor de $883 y el Euro, 1.123 pesos pro litro.

Así, por ejemplo, llenar el tanque con nafta premium del FIAT Cronos –el más vendido en marzo, con 2.405 unidades– cuesta ahora 40.176 pesos.

¿Por qué hay diferencias en el precio de la nafta entre provincias?

El precio de la nafta en Argentina cambia significativamente entre diferentes regiones. Esta disparidad se debe a varios factores, incluyendo los impuestos provinciales y municipales, los costos de transporte y distribución del combustible, y las políticas de precios de las estaciones de servicio locales. Mientras que en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires se pueden encontrar precios promedio, en otras provincias y ciudades del interior del país, los costos pueden ser considerablemente más altos.

Por ejemplo, en la ciudad de Mendoza, la nafta super que se encontraba en $859, desde hoy cuesta $899 en YPF según medios locales. A su vez, la novedad es que la nafta Infinia que estaba en $1.046 a $1.095. Mientras que el combustible diesel pasó de los $945 a $989 por litro. La Infinia Diesel, por su parte, subió de $1.109 a $1.161.

Esta variabilidad en los precios hace que el costo de llenar un tanque de combustible difiera notablemente dependiendo de la ubicación geográfica del consumidor. Por ejemplo, en algunas provincias, los impuestos sobre los combustibles son más altos, lo que se refleja directamente en el precio final que paga el consumidor.

¿Cuántos litros de nafta se gastan en 100 kilómetros?

El consumo de nafta de un vehículo y la cantidad de combustible necesaria para recorrer 100 kilómetros varía ampliamente dependiendo del modelo del automóvil, su antigüedad, el tipo de motor, y las condiciones de manejo. En promedio, un automóvil de tamaño medio consume entre 5 y 8 litros de nafta cada 100 kilómetros en condiciones normales de conducción. Sin embargo, este número puede aumentar significativamente en situaciones de tráfico intenso o al conducir en terrenos difíciles.

Para calcular el costo de nafta necesario para recorrer 100 kilómetros, se debe considerar el precio actual del combustible y el consumo específico del vehículo. Por ejemplo, utilizando el precio promedio de la Nafta Súper en CABA ($800 por litro), un automóvil que consume 7 litros cada 100 kilómetros tendría un costo aproximado de $5.600 para esta distancia.

Cómo reducir el consumo de la nafta

En un contexto de precios crecientes, es fundamental adoptar prácticas que permitan reducir el consumo de nafta. Algunas recomendaciones incluyen:

Mantenimiento regular del vehículo: asegurarse de que el automóvil esté en buenas condiciones, incluyendo la presión adecuada de los neumáticos, puede mejorar la eficiencia del combustible.

Conducción eficiente: evitar aceleraciones y frenadas bruscas, mantener una velocidad constante y utilizar la marcha adecuada pueden disminuir significativamente el consumo de nafta.

Reducir el peso y la resistencia: evitar llevar cargas innecesarias y reducir la resistencia al viento (por ejemplo, quitando portaequipajes no utilizados) puede mejorar la eficiencia del combustible.

Planificación de rutas: utilizar rutas que eviten congestiones de tráfico y elegir caminos más cortos o eficientes puede reducir el tiempo de viaje y, por ende, el consumo de combustible.

Uso de tecnologías eficientes: considerar vehículos con tecnologías de ahorro de combustible, como sistemas start-stop o vehículos híbridos, puede ser una inversión a largo plazo para reducir el gasto en nafta.

Enterate cuánto saldrá la nafta en Trelew. El aumento se debe a la actualización de los impuestos al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) dispuesta por el gobierno.

El precio de la nafta en YPF aumenta un 4,5% a partir del 1° de abril, en línea con la actualización de los impuestos al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) dispuesta por el gobierno de Javier Milei.

Precios hoy en Trelew

Súper $702 (con el aumento: $733.59)
Infinia nafta $871 (con el aumento: $910.2)
Diésel 500 $912 (con el aumento: $953,4)
Infinia diésel $1126 (con el aumento: $1176,67)

En la Ciudad de Buenos Aires, el litro de nafta súper costará $836 y la premium $1031, según estimaciones del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF).

El aumento representa $36 por litro en la nafta súper.

Este ajuste se suma a los incrementos del 4% y 3,5% que se aplicaron en enero y febrero, respectivamente. De esta manera, en lo que va del año, la nafta acumula un alza del 12%.

¿Cuánto aumentó la nafta desde 2023?

Enero: Aumento del 26%.

Febrero: Aumento del 6,5%, que incluyó una actualización impositiva.

Marzo: Aumento del 4,5%.

Abril: Se espera un nuevo aumento del 5%.
2023:

Enero: Aumento del 4%.

Febrero: Aumento del 3,5%.

Marzo: Aumento del 4,2%.

Abril: Aumento del 2,6%.

Mayo: Aumento del 5%.

Junio: Aumento del 4%.

Julio: Aumento del 3%.

Agosto: Aumento del 2%.

Septiembre: Aumento del 1%.

Octubre: Aumento del 0%.

Noviembre: Aumento del 1%.

Diciembre: Aumento del 2%.

En pocas semanas está previsto que la petrolera estatal YPF y la Compañía General de Combustibles (CGC), del grupo Corporación América, inicien la fractura del primer pozo de exploración profunda de la denominada segunda Vaca Muerta del país, mucho más al sur de la Patagonia.

De esta manera, si bien actualmnente más del 50% de la producción de gas y petróleo del país proviene de los desarrollos de Vaca Muerta, la formación shale que capitaliza Neuquén, hoy los ojos de la industria siguen de cerca lo que sucede en Santa Cruz, en la formación Palermo Aike.

Allí comenzará a fracturarse en pocas semanas el primer pozo horizontal hacia Palermo Aike y habrá que esperar al menos medio año para conocer sus resultados del primer pozo a Palermo Aike.

Los trabajos corresponden al memorandum de entendimiento firmado entre YPF y CGC para trabajar en conjunto en la exploración de esta formación shale que se ubicaría en potencial, justo debajo de Vaca Muerta.

Potencial cercano al de Vaca Muerta

En concreto, los trabajos se centran en el sector Cañadón Deus de la concesión El Cerrito, en donde las firmas realizaron el primer pozo netamente destinado hacia la formación shale. La perforación descendió hasta una profundidad cercana a los 3.750 metros e incorpora una rama lateral horizontal de 1000 metros. Este es el primer pozo perforado desde un inicio con destino a la formación shale del sur del país, ya que hasta el momento los resultados exitosos que tuvo CGC en sus áreas correspondieron a lo que en la industria se define como ‘re-entry’, es decir el reingreso a pozos ya perforados para redirigirlos o fracturarlos con un destino diferente al original, en este caso hacia Palermo Aike. El caudal de gas y petróleo obtenido es lo que ahora se busca evaluar en detalle en este primer pozo netamente shale que en pocas semanas será fracturado, dando luego de esto paso al inicio del período de testeo que, desde las empresas ya se anticipó que no será corto. El estudio de un pozo exploratorio de este tipo, que además se estima que tendrá un costo realmente alto de US$28 millones, suele extenderse por no menos de medio año. En ese plazo se estudian los caudales, las variaciones que pueda mostrar entre la producción inicial y la registrada pasados los primeros 90 días y más importante aún, su curva de declino.

Estas características son las que determinarán si se trata de una formación que puede explotarse de forma intensiva, como se hace en Vaca Muerta, en donde un pozo promedio de petróleo tiene un costo de unos US$10 millones y una producción total estimada en los 2 millones de barriles.

De acuerdo a la planificación inicial realizada por YPF y CGC, informa el sitio ‘Energía On’, este primer pozo tendrá unas 20 etapas de fractura que se realizarán con un espaciamiento de unos 50 metros, en la rama horizontal del pozo. Las fracturas o fracking, se realizan inyectando arena y agua a alta presión, generando una suerte de canales en el interior de la formación shale que son rocas porosas en las que se encuentran atrapados el gas y el petróleo. Técnicamente denominada Inoceramus, la formación geológica Palermo Aike es una de las dos rocas generadoras de los hidrocarburos de la Cuenca Austral y en 1993 se realizó la primera perforación que dio con ella. Se trató del pozo Puesto Peter X1 que realizó YPF casi por accidente, ya que se buscaba la formación, Springhill. A fines de 2021 CGC puso en marcha su plan de exploración que contempló el reingreso y fractura de dos pozos. Cañadón Deus a-2 y Estancia Campos a-2 son los dos pozos en los que la empresa reingresó y realizó una fractura directamente sobre la formación no convencional. Ambos pozos dieron una producción de un petróleo shale, en el primer caso el petróleo fue el más liviano con 51 grados API y algo de gas, mientras que en el segundo se dio solo crudo con una densidad de 38 grados API.