El shale se lleva el 75% de las inversiones en upstream

Para este año ya se habla de inversiones por más de U$S 11.400 millones. La cifra es un 4% menos que en 2023, pero sigue una tendencia alcista. El 75% se destinará a explorar y producir no convencionales y apenas el 6% a proyectos offshore.

Este año las inversiones en exploración y producción de hidrocarburos podrían cerrar con una cifra muy similar a la del año pasado. De acuerdo con el informe sobre hidrocarburos presentado por la consultora Aleph Energy, en base a información provista por la Secretaría de Energía, para el año 2024 se invertirán U$S 11.400 millones en exploración y producción de hidrocarburos, un 4% menos que en 2023.

El dato más relevante es que de ese total, el 75% corresponde a los no convencionales (U$S 8.569 millones), con foco principal en el petróleo (85%); en tanto sólo el 25% se destinará para bloques convencionales (U$S 2.792 millones). Para este año se estima que las inversiones en petróleo crecerían un 6% mientras que las inversiones en gas disminuirían un 32%.

Para 2024 se estima un crecimiento muy moderado del no convencional (+3% comparado con el año anterior) y una fuerte disminución del convencional (-18%). Esta caída respondería, en parte, al proceso que inició YPF para desinvertir 55 de sus áreas convencionales.

Según las proyecciones de la consultora que dirige Daniel Dreizzen, casi el 80% de los U$S 11.400 millones se realizarán en la Cuenca Neuquina, el 13% en la Cuenca del Golfo San Jorge y el 5% en la Cuenca Austral.

Hoy, la provincia de Neuquén concentraría el 76% del total de las inversiones de upstream para este año con U$S 8629 millones, seguida por Chubut con U$S 1088 millones.

En cuanto al offshore se destinarán casi U$S 690 millones, lo que representa el 6% del total proyectado en materia de inversiones en E&P.

YPF, por su parte, lidera el ranking de empresas operadoras con unos U$S 4.406 millones de dólares, seguida de PAE (U$S 1.600 millones) y Vista (U$S 945 millones). Luego siguen Tecpetrol (U$S 523 millones), Shell (U$S 421 millones), CGC (U$S 366 millones), Chevron (U$S 319 millones), Pampa (U$S 239 millones), Capsa-Capex (U$S 211 millones), Exxon (U$S 191 millones), Equinor (U$S 190 millones), Phoenix (U$S 175 millones).

El informe detalla que en 2023 las inversiones en petróleo crecieron un 23% respecto del 2022. Los aumentos de capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina permitieron el incremento de actividad en petróleo en Vaca Muerta. En lo que respecta a gas las inversiones en 2023 fueron un 45% mayores a las del 2022.



En opinión de Dreizzen, la coyuntura económico energética se muestra compleja, y lo atribuye a la caída en la actividad económica, escasez de obras de infraestructura, cortes de gas, subsidios crecientes con tarifas atrasadas, falta de pagos a los generadores eléctricos y productores de gas (en solución) y el cepo que continúa impidiendo nuevas inversiones.

"El Régimen de Inversión para Grandes Inversiones (RIGI) parece ser en términos reales y ya simbólicos el paso necesario para destrabar el presente. No es que al día siguiente van a llover las inversiones pero sin eso parece imposible tener ni la esperanza. Las vueltas que está dando el Congreso para aprobar una legislación tan fundamental, es preocupante. Una legislación que nos permitiría disfrazarnos de un país normal en términos de operación financiera”, explicó en su editorial de su último informe.

Sin embargo, consideró que algunos inversores con apetito se imaginan un buen futuro. "Geopark vuelve a la Argentina pagando U$S 190 millones y los procesos de venta de YPF áreas convencionales, ENAP y Exxon parecen estar encaminados con gran interés. También es clave la actitud de YPF mirando hacia el futuro y concentrándose en los proyectos importantes. Con la perforación del pozo Argerich offshore y la fractura de Palermo Aike, esperamos con ansias los resultados de la azarosa geología de subsuelo", concluyó.

FUENTE: artículo publicado por Daniel Barneda en El Economista