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En el corto plazo la explotación de los recursos no convencionales podría ser la respuesta más inmediata de la industria al declino de la producción. Significativo incremento de la producción no convencional y caída de la perforación de pozos.

Las últimas estadísticas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) sobre las cifras acumuladas entre los últimos dos años demuestran que la producción de petróleo total país del año 2017 fue de 27,8 millones de m3, es decir 76.202 m3/día, un 6,12 % menos que el año anterior que fue de 81.168 m3/día.

En tanto, la producción de petróleo no convencional creció un 30 % en el año 2017, alcanzando los 7.055 m3/día, contra los 5.429 m3/día correspondiente al año 2016. Por su parte, la producción de gas natural total país en 2017 alcanzó los 45 miles de millones de m3, o sea 122,2 millones de m3/día, un 0,6 % inferior a lo producido en el año anterior que fue de 122,9 millones de m3/día.

En tanto, la perforación bajó un 7 %, tenemos 1.019 pozos terminados en el último año, respecto de los 1.097 pozos perforados en el año previo.

En cuanto a las importaciones de gas natural se incrementaron 1,4 %, 11.088,6 millones de m3 importados durante el año 2017, mientras que en el año anterior se importaron 10.937,8 millones de m3.

La exportación de petróleo bajó un 30 %; se exportaron 1.636.198 m3 durante 2017, contra 2.353.377 m3 exportados durante 2016; mientras que las importaciones de petróleo subieron un 33,6 % respecto de los 950.988 m3 importados durante el año 2016, hasta llegar a 1.270.781 m3 en 2017.
Además, la elaboración de petróleo cayó un 2,4 %, en el año 2017 se elaboraron 29 millones de m3, en comparación con los 29,7 millones de m3 elaborados en el año 2016.

Las ventas de motonaftas, por su lado, (Común +Súper +Ultra) en el año 2017 fue de 9,2 millones de m3, el 7% de incremento respecto al año anterior que fue de 8,7 millones de m3, mientras que la venta de gas oil registró un 3,3 % de aumento con 13 millones de m3 vendidos al mercado.

Por último la venta de GNC registró una caída de 9 %; se vendieron 2.557,7 millones de m3 contra 2.817,8 millones de m3 consumidos en el año 2016.

Un dato importante: La producción de gas no convencional de 2017 se incrementó el 22,2 %, alcanzando los 11,5 miles de millones de m3, es decir 31,4 millones de m3/día superando los 25,7 millones de m3/día registrados en el año 2016.

Tiempos difíciles

“Se acabó el tiempo en el que desde el gobierno se decía qué, cómo y cuándo invertir. Esto está nuevamente en manos del sector privado. Son ustedes, en la medida en que respeten los marcos regulatorios, los responsables de regir sus intereses. Bienvenida la vuelta a la racionalidad que es lo que nosotros necesitamos, recuperar cierto sentido de racionalidad para nuestro país”, aseguraba el Ministro de Energía y Minería de la Nación, Juan José Aranguren.

Las palabras del funcionario no pasaron inadvertidas por los empresarios, especialistas y funcionarios que participaron de los festejos del 110° aniversario del descubrimiento del petróleo en Argentina en el almuerzo tradicional que organiza todos los años el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

Sobre la convergencia con los precios internacionales comentó: “No tenemos que volvernos a separar nunca más de esta referencia. Algunos tienen dudas de si cuando los precios suban se va a respetar este compromiso del gobierno. Yo no tengo dudas. Tengo confianza. Nosotros vinimos a decir la verdad, a respetar la ley, y, salvo que la ley cambie, desde el Ejecutivo no vamos a tomar ningún tipo de medida para que esto no sea así”.

Al referirse a la producción de crudo, resaltó: “La verdad, es decisión de ustedes. No me preocupa que eso ocurra. No hubo desabastecimiento en la Argentina. Con la recuperación de precios seguramente habrá más perforación de pozos de petróleo”. Y agregó que “en la actualidad tenemos un 25% de la demanda de gas que no podemos cubrir con la oferta local y tenemos que importar. Dentro de unos cuatro años, las compras al exterior bajarán al 15%“.

“Nosotros dijimos en un primer momento que el Plan se terminaba este año, y que el estímulo del Estado nacional para no convencionales es para provocar que las empresas pasen de la etapa piloto a la de desarrollo”, enfatizó el titular de Energía.

Acerca del lanzamiento de la Ronda 1 del Plan de Exploración de hidrocarburos costa afuera (offshore) en la Plataforma Austral Norte, la Cuenca Malvinas Oeste y la Cuenca Argentina Norte, Aranguren destacó que la Argentina tiene “una de las áreas menos exploradas del mundo” y que “esta primera etapa será seguida en 2019 por una segunda ronda en la cual se incorporará la Cuenca Argentina Sur, que cuenta con un área aproximada de 120.000 km2″.

Por su parte, el titular del IAPG, López Anadón, explicó que esta industria a través de toda su cadena de exploración, producción, tratamiento, transporte y distribución, refino, estaciones de servicio, servicios de ingeniería y construcción, fabricación de productos, “no solo es sostén de muchas economías regionales, sino también da empleo a lo largo y ancho del país”.

Si bien puntualizó que actualmente existe “una importante carga impositiva en toda su cadena de actividades, hay una integración nacional del 85% en el convencional y de cerca del 70% en el no convencional cuyo porcentaje irá creciendo con el aumento de la actividad”.

Rescató lo significativo que es “tener una industria de esta envergadura”, y lo importante que resulta para cualquier país. “El gas y petróleo tienen un rol fundamental para la sustentabilidad de los sistemas energéticos, por su abundancia, flexibilidad y costos que permiten que cada vez más personas tengan energía” agregó.

Además dijo que “en el corto plazo tenemos la explotación de los recursos no convencionales, que será la respuesta más inmediata de la industria al declino de la producción. Hoy el 25% del gas y el 9% del petróleo provienen de estos recursos”.

Y argumentó sobre este punto que “cada vez más áreas con recursos no convencionales están entrando en la etapa de desarrollo y muchas otras están anunciando que lo harán en un futuro cercano. La industria ha incorporado tecnología de última generación para esto, ha hecho esfuerzos en bajar sus costos, se han hecho acuerdos con los sindicatos que van permitiendo mejorar la eficiencia operativa, todos encaminados a poder mantener este tipo de operaciones de manera sustentable”.

Inversiones por US$ 90.000 millones

Un informe del Ministerio de la Producción detalla que los privados invertirán 30.000 millones en minería, 20.000 en gas y petróleo, 15.000 en renovables, 10.000 millones en proyectos hidroeléctricos y el resto en transporte eléctrico, termoeléctricas y la rama nuclear.

El gobierno prevé inversiones privadas por 270.000 millones de dólares hasta 2023 y el sector que concentraría los mayores desembolsos es el de la energía, según un informe elaborado por el Ministerio de la Producción al que accedió EconoJournal. La previsión oficial es que los capitales privados inviertan 90.000 millones de dólares en petróleo, gas, minería y electricidad durante los próximos seis años.
Las mayores expectativas están puestas en la minería donde esperan 30.000 millones de dólares.

En segundo lugar se ubica la rama de petróleo y gas donde el gobierno espera 20.000 millones de dólares de inversión, fundamentalmente en la formación Vaca Muerta. La producción no convencional constituye uno de los atractivos principales para los inversores extranjeros y el gobierno busca apuntalar esa tendencia mejorando la cadena de abastecimiento para que converja con los estándares internacionales y logrando una mayor especialización y competencia. Para ello se trabaja con políticas específicas como el Programa de Desarrollo de Proveedores (Prodepro). A fines del año pasado ya había 211 firmas del sector identificadas e inscriptas en el Prodepro.

En el tercer lugar del ranking de inversiones proyectadas se ubica la rama de las energías renovables donde el gobierno espera 15.000 millones de dólares. El programa Renovar es uno de los que mostró mayor dinamismo en los primeros dos años de gobierno y la intención oficial es que el impulso se mantenga, pero desarrollando un mayor número de proveedores locales para incrementar la integración nacional.

En cuarto lugar aparecen los proyectos hidroeléctricos que atraerían 10.000 millones de dólares. La construcción de las represas del Río Santa Cruz es el mayor proyecto hidroeléctrico, pero también sobresale la central hidroeléctrica Chihuido que utilizará el agua del Río Neuquén. Por último, se esperan 5000 millones de inversión en obras de transporte eléctrico, otros 5000 en termoeléctricas y 3000 millones en el sector nuclear donde se espera avanzar con la construcción de Atucha III si finalmente se llega a un acuerdo con China.

El próximo invierno se importará más gas

Según el informe mensual de tendencias del Instituto Argentino de Energía (IAE) Mosconi, además de la caída del petróleo, la producción de gas acumulaba una baja del 0,9% hasta el décimo mes de 2017. Además, durante el mismo período, la demanda interna del fluido creció alrededor del 0,6%.

Con estos datos los especialistas aseguran que se necesitará importar la misma cantidad o más gas que durante el año pasado.

“Esto implica que de mantenerse estos niveles de producción, con su tendencia ya declinante, el país continuará con importando Gas Natural desde Bolivia y como GNL en iguales o mayores cantidades que hasta el presente”, indica el informe y agrega que en el último año móvil desde octubre, la importación creció a un ritmo del 11,1%.

Además señalaron que los precios del gas, tanto en el país como en el exterior, continúan una tendencia alcista por lo que su traslado local difícilmente pueda obviarse. A esta situación le proyectaron dos salidas: un aumento de los precios internos, por encima de las expectativas trazadas, o un crecimiento de los subsidios proyectados para la demanda (los clientes).

En el período analizado desde el IAE Mosconi destacaron una reducción en los subsidios energéticos. Si bien en noviembre crecieron un 17% en términos nominales, en la anualización se reporta un recorte del 35,5%.
Sin embargo el dato saliente tiene que ver con el plan Gas, los programas que finalizaron el 31 de diciembre pasado, y por los que el gobierno reconoció deudas por 26.200 millones de pesos. La ejecución al anteúltimo mes de 2017 era de 21.903 millones de pesos, un 23,2% menos que en el mismo periodo del año anterior.

Esos números en tanto pese a la baja nominal representaron un crecimiento en el esquema total de subsidios a la energía del Estado. Los programas de incentivo a las petroleras pasaron de representar un 16,3% a un 22,6% en los meses analizados.

Incluso si se observan los números de 2015, los programas denominados genéricamente como plan Gas representaron un 9,3% de los gastos totales del gobierno nacional.
Desde el 1 de enero está en vigencia el nuevo esquema de incentivos a la producción no convencional de gas (Resolución 46). Este plan busca avanzar en la dirección de los recortes de subsidios a la oferta y concentrarlos en la demanda. Hasta el momento un sólo proyecto ingresó al nuevo programa: el área Fortín de Piedra de Tecpetrol (Techint).

Fuente: Motor Económico

Inversión petrolera crecería casi 24%


Según el informe enviado por la Jefatura de Gabinete al Congreso, y publicado por el diario La Nacion, a principios de este mes, el Gobierno espera que el año próximo las compañías petroleras inviertan como mínimo US$ 8211 millones para producir petróleo y gas en el país. Esa cifra representa un incremento del 23,74% en comparación con la cifra de este año, apenas superior a los US$ 6869 millones. Y también estará por encima de los US$ 6696 millones del año pasado, aunque todavía no alcanzaría los US$ 9755 millones del último año de gestión kirchnerista.

Los números oficiales muestran que las empresas buscan cada vez más los denominados recursos no convencionales. Un 43% de la inversión petrolera de este año se destinará a la búsqueda y producción de esos activos. "En particular en gas, muchos proyectos no convencionales dejan la etapa de piloto y pasan a un desarrollo más intensivo. En general, la elección de mitad de término extendió el horizonte político para la inversión de riesgo, como la petrolera. En petróleo ya estamos acoplados a los precios internacionales y estos lucen un poco más atractivos frente a las dudas que generaba el fin del barril criollo. Sumado a la reducción de algunos costos, les devuelven atractivo a algunos proyectos", explicó el ex secretario de Energía Daniel Montamat.

En 2013, un pozo le costaba a YPF US$ 16,2 millones, pero ese valor llegó a US$ 8,2 millones en el segundo trimestre del año pasado. La diferencia se explica por el avance de la denominada curva de aprendizaje petrolera, clave para que las cosas sean más baratas y, por lo tanto, se puedan llevar a cabo de manera económica en un marco de precios bajos.

Relanzan un banco de información petrolera

El Ministerio de Energía y Minería y la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHi) presentaron el proyecto de relanzamiento del Banco de Datos Integral de Hidrocarburos de la República Argentina. Tendrá como objetivo la gestión de la información hidrocarburífera de las provincias y del Estado nacional para establecer políticas públicas y “promover facilidades a las inversiones en el sector.

El banco contará con información de sísmica 2D y 3D (datos procesados y de campo), perfiles e información de pozos (boca de pozo, informes, reportes, desviación, ensayos, sísmica). La idea es almacenar y ordenar toda la información primaria geológica.

“Los datos estarán distribuidos geográficamente y cada provincia es autoridad de aplicación sobre la información perteneciente a su territorio. El Estado Nacional es autoridad de aplicación sobre la información del off shore argentino”, señala el ministerio.


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