Los bloques convencionales que compiten con los arietes de Vaca Muerta

El 2024 significó alcanzar nuevas metas en materia hidrocarburífera. Vaca Muerta no solo impulsó la producción nacional, sino que permitió compensar el declino de los bloques convencionales. El shale posee 8 de las 10 áreas más productivas del país, pero hay dos campos de la Cuenca del Golfo San Jorge que dan lucha al potencial del no convencional.

Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por eolomedia demuestran que el bloque más productivo del país es Loma Campana. El campo explotado por YPF y que marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta en el país logró una producción de 82.348 barriles diarios (bbl/d), representando el 11,77% del total nacional.

El segundo bloque más productivo es Cerro Dragón. La mítica área operada por Pan American Energy (PAE) en Chubut logró una producción de 67.574 bbl/d, lo que equivale al 9,66% del total nacional.

El tercer puesto lo ocupa otro tanque de YPF: La Amarga Chica. El bloque estableció una producción de 65.097 bbl/d, lo que representa el 9,31% del total.

Uno de los cambios más significativos en la lista es el ascenso de Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, que se posiciona en el cuarto lugar con 49.386 bbl/d, subiendo una posición con respecto a 2023. En contraste, Bandurria Sur, operado por YPF, descendió un puesto, ubicándose en la quinta posición con 47.211 bbl/d.

Un escalón más abajo aparece otra figura del convencional. Manantiales Berh estableció una producción 23.783 bbl/d gracias a la implementación de recuperación terciaria. El proyecto ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge es un faro en la implementación de polímeros y podría marcar el camino del futuro del convencional.

Una supermajors que se anota en el Top 10 es Shell. La compañía anglo-holandesa acumuló 14.695 bbl/d en su nave insignia Cruz de Lorena.

Otro caso destacado es el La Calera, operado por Pluspetrol, que escaló 14 posiciones para ubicarse en el octavo lugar con 14.221 bbl/d.

En el noveno y décimo lugar se encuentran Lindero Atravesado (Pan American Energy) y Chachahuen Sur (YPF), con producciones de 11.940 y 11.407 bb/d, respectivamente.

Río Negro cerró cuatro acuerdos clave para el futuro hidrocarburífero

El Gobierno de Río Negro logró en 2024 la aprobación de dos acuerdos históricos en el marco del proceso de prórroga de concesiones hidrocarburíferas y sumó dos más en el comienzo de este año.

Los primeros entendimientos fueron avalados en forma unánime por la Legislatura Provincial, lo que consolida inversiones y fortalecen la producción energética en áreas estratégicas como Estación Fernández Oro (EFO) y otras zonas de alto potencial.

La secretaria de Energía y Ambiente de Río Negro, Andrea Confini, destacó la relevancia de estos acuerdos: “Este año marcamos un hito en la planificación energética de Río Negro. Logramos acuerdos que garantizan continuidad operativa, inversión sostenible y cuidado ambiental en sectores clave para nuestra provincia”.

Entre los compromisos asumidos, los acuerdos contemplan inversiones cercanas a los 250 millones de dólares durante los próximos 10 años con 38 perforaciones y 157 workovers (en firme y contingentes) y un bono de prórroga más Aporte al Desarrollo Social que totaliza 37,6 millones de dólares.

Los acuerdos logrados por Río Negro

Los acuerdos contemplan a las áreas: 25 de Mayo-Medanito SE, Entre Lomas y Jagüel de los Machos (VISTA); Estación Fernández Oro (Quintana Energy); Centro Este, Loma Montosa Oeste, Bajo del Piche, Barranca de los Loros, El Medanito y El Santiagueño (Petróleos Sudamericanos, JCR).

Asimismo, se establecen compromisos ambientales sólidos, incluyendo eficiencia operativa y protección de las comunidades cercanas y generación de empleo directo e indirecto, potenciando el desarrollo económico local.

La secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya, subrayó el impacto positivo de estas decisiones: “La aprobación de estas prórrogas es un reconocimiento al trabajo técnico y al consenso político. Estamos sentando las bases para un modelo de producción energética sostenible, donde la inversión y el cuidado ambiental sean pilares fundamentales”.

Estos entendimientos reafirman la potencialidad de Río Negro en materia energética y marcan el camino para nuevos acuerdos de prórroga. “Los resultados de 2024 son un reflejo del compromiso de nuestra gestión con el desarrollo sostenible y la generación de oportunidades para los rionegrinos. Esperamos en breve alcanzar acuerdos con otras empresas para seguir por este camino y lograr la recuperación de nuestra producción de gas y petróleo”, concluyó Confini.

Se espera que, una vez ratificados los últimos acuerdos por la Legislatura rionegrina, se proyecta iniciar nuevas campañas de perforación y exploración en diversas áreas durante la primera mitad de 2025, lo que asegura una continuidad en la producción y en los beneficios para Río Negro.

Cómo continuará la campaña exploratoria de PCR en la Amazonía

El balance del tercer trimestre de 2024 destaca avances significativos para PCR Ecuador S.A. en exploración, producción y resiliencia operativa en la región amazónica ecuatoriana. Los datos reflejan un año de estabilidad en los precios del petróleo y un compromiso sostenido con el desarrollo de nuevos bloques.

El precio promedio del WTI entre enero y septiembre de 2024 alcanzó los 77,55 USD/bbl, ligeramente superior al promedio de 77,28 USD/bbl registrado en el mismo periodo de 2023. Este aumento ha tenido un impacto positivo en los resultados económicos de la compañía.

Sin embargo, las operaciones de PCR en los bloques Pindo y Palanda Yuca Sur muestran una baja sensibilidad al precio del crudo, gracias a factores clave: el bajo costo de explotación, que se mantiene en aproximadamente 11,21 USD/bbl; el contrato de tarifa fija en los bloques mencionados, garantizando estabilidad en los ingresos; y la participación variable en el bloque Sahino, ajustada al precio del Crudo Oriente de referencia, lo que brinda resiliencia ante fluctuaciones internacionales.

Adicionalmente, PCR Ecuador logró cobrar 2,57 millones de dólares en créditos contingentes, conforme a los términos establecidos en los contratos de servicios.

PCR seguirá explorando el potencial petrolero de la Amazonía.

Los avances de PCR en Sahino y Arazá Este

Durante este trimestre, se completaron actividades exploratorias clave en los bloques Sahino y Arazá Este, incluyendo: geoquímica, cartografía e interpretación sísmica; y estudios ambientales, auditorías y diseño de obras civiles para pozos exploratorios.

Asimismo, PCR finalizó la perforación de tres pozos exploratorios (VHR Sur 01, VHR Sur 02 y VHR Sur 03), confirmando la presencia de hidrocarburos. Dos de estos pozos están en producción, mientras que el tercero continúa en fase de pruebas extendidas. Este logro cumple con los compromisos contractuales de inversión en el bloque.

En tanto, Arazá Este se perforaron tres pozos exploratorios (ANE 01, ANE 02 y ANE 03). A pesar de que los registros eléctricos no evidenciaron hidrocarburos, la inversión total de 17,82 millones de dólares fue contabilizada como gasto exploratorio, en línea con la política de esfuerzos exitosos.

La compañía destinó un total de 34,07 millones de dólares en actividades exploratorias en los bloques Sahino y Arazá Este hasta septiembre de 2024. Estas inversiones buscan identificar un potencial de hasta 25 millones de barriles en reservas de crudo.

Nuevos contratos en VHR Este y Saywa

Tal como informó eolomedia, PCR reforzó su posición en la XIII Ronda Petrolera Intracampos II al adjudicarse los contratos de participación en los bloques VHR Este y Saywa. Entre las actividades planeadas destacan: sísmica 3D y geoquímica de superficie; y perforación de hasta ocho pozos exploratorios.

Los contratos fueron firmados en junio de 2024, y las actividades ya se encuentran en etapa de planificación.

Además de sus operaciones técnicas, la compañía mantiene un enfoque en la gestión socioambiental, asegurando que sus actividades cumplan con altos estándares regulatorios y contribuyan al desarrollo responsable de la región amazónica.

“El GNL es clave para ofrecer nuestros recursos al mundo”

Juan Martín Bulgheroni, vicepresidente de Operaciones de Upstream de Pan American Energy (PAE), destacó el papel central que juega la compañía en el desarrollo energético de Argentina y la región. “PAE es el principal productor privado de generación en Argentina y de la región”, afirmó en el marco del Argentina Texas Energy Summet.

Uno de los grandes desafíos para la industria, según Bulgheroni, es revertir el declino de la producción convencional. “El shale oil ya representa más del 50% y el shale y tight superan el 60% de la producción nacional”, explicó, subrayando que el no convencional se ha convertido en el motor del crecimiento energético del país.

El directivo también destacó el avance de la infraestructura en Vaca Muerta, mencionando los logros en la instalación de gasoductos clave que han permitido un aumento en los volúmenes de producción. “Hemos superado cuellos de botella gracias a estas instalaciones, lo que nos ha permitido crecer”, dijo.

Además, subrayó el crecimiento en materia de inversiones en el sector no convencional desde 2021, proyectando un incremento sostenido en los próximos años.

“Este crecimiento es cada vez más fuerte. Se ve reflejado en la producción y en la calidad de los pozos”, afirmó y remarcó la importancia de las inversiones y la colaboración entre los operadores para llevar la producción a los mercados internacionales.

El GNL como eje

Bulgheroni hizo hincapié en la relevancia del gas natural licuado (GNL) en la estrategia energética de Argentina. “Si no exportamos, no vamos a poder monetizar. El no convencional va a sobrepasar al convencional, y esa producción irá directamente al GNL”, aseguró. La alianza estratégica con la empresa Golar es, en sus palabras, “el punto de inicio del GNL argentino”.

En cuanto a las exportaciones, el directivo señaló que las importaciones de energía han ido disminuyendo gracias a las inversiones en infraestructura, lo que permite un mayor desarrollo de las capacidades productivas del país. “El gas de Vaca Muerta tiene el potencial de llegar a Brasil vía Bolivia, y también podría abrirse una vía de exportación por Uruguay”, explicó. Sin embargo, destacó que la opción boliviana parece ser la más viable en el corto plazo.

Asimismo, el vicepresidente de PAE subrayó la importancia de aprovechar las tecnologías para que Argentina sea competitiva en sus exportaciones energéticas. “Tenemos la posibilidad de exportar y monetizar nuestros recursos. Es clave seguir invirtiendo en tecnología y en proyectos estratégicos para asegurar nuestra competitividad en el mercado internacional”, consideró.

La Corporación Nacional de Petróleo de China analizan invertir en Mendoza

Autoridades de la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) Chuanqing Drilling Engineering Company Limited (CCDC) se reunieron con el subsecretario de Energía de Mendoza, Manuel Sanchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y con el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López.

El objetivo del viaje y del encuentro fue analizar y avanzar en posibles inversiones en la provincia en materia de servicios para la industria hidrocarburífera, ya que CCDC tiene amplia trayectoria en la materia y opera en 30 países.

En el encuentro, que se realizó en ProMendoza, participaron Cao Xiao, gerente de negocios y operaciones de CCDC; Lin Ping, gerente general de Casa Matriz; Pij Mingjiang, gerente de operaciones en Casa Matriz; Zhou Xufeng, gerente de desarrollo de negocios Casa Matriz; Fei Jiegao, especialista Casa Matriz; Li Yongpeng, subgerente general de en Ecuador, y Fabio Bastidas, subgerente de desarrollo de Negocios para América Latina.

Durante la reunión, el equipo de ProMendoza hizo una presentación general de la provincia como destino de inversiones y las posibilidades que ofrece. Por parte de este organismo, estuvieron presentes Nicolás Piazza y Noelia de la Rosa, a cargo de Negociaciones Internacionales e Inversiones respectivamente.

El interés de la Corporación

“Se contactaron con Mendoza con la intención de invertir en servicios asociados a la industria petrolera, con una sede que se ubique en la provincia”, contó Sánchez Bandini.

“En este encuentro dimos a conocer la provincia con todo su potencial como enclave para instalar su oficina y base de servicios de operaciones. El Ministerio de Energía y Ambiente, además, presentó el potencial en hidrocarburos convencionales y no convencionales y los beneficios con los que cuentan los inversores en la materia”, amplió el subsecretario.

“Queremos agradecer y felicitar al equipo de la Subsecretaría de Energía y Minería, a Hidrocarburos y a ProMendoza por la cordialidad y por su excelente profesionalismo para impulsar el crecimiento económico e industrial de Mendoza”, afirmó Fabio Bastidas, subgerente de desarrollo de Negocios para América Latina. “Tengo la certeza de que avanzaremos en negociaciones para trabajar todos juntos”, agregó.

La comitiva también visitó Chañares Herrados, en la Cuenca Cuyana, operada por Aconcagua Energía, uno de los tres principales productores de crudo en Mendoza.

La Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) es una empresa energética internacional integral, con negocios que abarcan exploración y producción de petróleo, gas y energías nuevas, refinación, productos químicos, nuevos materiales, marketing, apoyos y servicios, con operaciones petroleras en más de 30 países y regiones.

Cuáles son las áreas más productivas que vende YPF

YPF inicia su retirada de las áreas convencionales en un movimiento estratégico denominado “Proyecto Andes”. Esta iniciativa implica la venta y cesión de 55 bloques convencionales distribuidos en Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego por parte de la empresa de mayoría estatal.

El viernes pasado, la entidad envió una presentación inicial a las empresas interesadas, detallando los campos maduros que se pretenden desprender bajo la dirección del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. Este plan estratégico busca transferir la explotación de estos campos a operadoras más pequeñas o independientes, con el objetivo de optimizar la producción en reservorios que han estado activos durante décadas.

El proceso de venta será oficializado este lunes bajo la gestión del Banco Santander. Las empresas interesadas en acceder a la información técnica y económica de las áreas deberán firmar un acuerdo de confidencialidad y tendrán aproximadamente 30 días para presentar ofertas concretas por cada una de las áreas. El objetivo de YPF es que las operaciones estén listas para julio.

La empresa decidió agrupar las áreas en clústers para generar mayor interés entre las operadoras interesadas en quedarse con los activos.

Las áreas más productivas

Entre los bloques más productivas se destaca el clúster El Trébol – Escalante de la Cuenca del Golfo San Jorge. Según el informe del Banco Santander, el bloque de 289,9 km2 que comprende el proyecto fallido no convencional en Chubut tiene una producción de petróleo de 7.112 bbl/d y de gas de 38 km3/d. Su concesión finaliza en noviembre de 2047.

Otro bloque interesante es Barrancas. El área de 619 km2, está ubicado en Mendoza norte en la Cuenca Cuyana, y posee una producción de 5.601 bbl/d y de 20 km3/d. Su concesión vence en noviembre de 2027.

Señal Picada – Punta Barda es un clúster que se encuentra entre las provincias de Neuquén y Río Negro sobre la Cuenca Neuquina. Tiene una extensión de 402,9 km2 de Neuquén y 462,7 km en Río Negro y su producción es de 4.022 bbl/d y de 86 km3/d. Su concesión vence en noviembre de 2027.

Vizcacheras también es un bloque interesante para invertir. El área de 499,5 km2 se encuentra en la parte norte de Mendoza sobre la Cuenca Cuyana y tiene una producción de 2.966 bbl/d y 59 Km3/d. Su concesión finalizará en noviembre de 2027.

Mendoza tiene los últimos dos bloques que se destacan por su nivel de producción. La Ventana es un área 479,9 km2 y tiene una producción de 1.998 bbl/d y 59 km3/d. Su concesión finaliza en noviembre de 2027.

Asimismo, Llancanelo es un área de 95,9 km2 y cuenta con una producción de 1.818 bbl/d y 2 km3/d. La concesión finaliza mayo de 2036.

Otras bloques

Los otros bloques que vende YPF son:

  • Mendoza: Río Tunuyan, Ceferino, Mesa Verde, El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chuhuido de la Salina S, Concluencia Sur y Llancanelo R.
  • Río Negro: Estación Fernández Oro.
  • Chubut: Campamento Central – Cañadón Perdido, El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga.
  • Neuquén: Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas, Al Norte del Dorsal, Octágono y Dadin.
  • Tierra del Fuego: Poseidón y Magallanes.

La Patagonia se prepara para crear una empresa energética

La grieta se desató en Comodoro Rivadavia. Ignacio Torres lanzó un ultimátum a la administración de Javier Milei por el pago de una parte de los fondos de la coparticipación. “Si el miércoles no nos quitan el pie de encima, no sale una gota más de petróleo”, advirtió el gobernador de Chubut. El anuncio retumbó en la Casa Rosada y generó el apoyo de la Patagonia y los distintos partidos políticos.

Según Torres, la gestión de Milei comenzó a retener los pagos de la coparticipación después que la Justicia fallara su favor por el tema de los subsidios al transporte. En tanto, el Presidente sostiene que la retención del dinero se debe a una deuda que mantiene Chubut con Nación. La guerra está declarada.

Asimismo, el mandatario chubutense comenzó un raid mediático para exponer sus argumentos de porque considera que el Gobierno nacional retiene de manera ilegal los fondos de la coparticipación.

En diálogo con Radio Con Vos, Torres adelantó que los gobernadores patagónicos evalúan crear una empresa energética para dar respuesta a los diferentes conflictos que mantienen con el Estado Nacional: represas, hidrocarburos y energías renovables, entre otros temas.

La fecha clave sería el 7. Ese día se espera que reúna en Puerto Madryn el Parlamento Patagónico, legisladores nacionales y los cinco gobernadores de la región. Entre los distintos proyectos se estará presentando la creación de la empresa Energía Patagonia SA. Lo que buscan los mandatarios es crear una compañía que les dé más autonomía a la hora de sentarse a hablar con Nación.

 

 

En este sentido, Torres volvió a sostener que los recursos son de las provincias y cuestionó a la gestión de Javier Milei por intentar avanzar sobre este tema. “Es un planteo que no les gusta a Nación, pero nosotros vamos a seguir sosteniendo: los recursos son de las provincias, y esto no es una interpretación, es algo que dice la Constitución, y lo dice claramente. Entonces, ¿qué dice el Gobierno? El Gobierno dice que la energía es un intangible que cuando pasa por las turbinas de las hidroeléctricas el recurso vuelve, y cuando vuelve Nación tiene que ser el poder concedente como, por ejemplo, de las hidroeléctricas que vence el año que viene. El agua es nuestra, el agua es de las provincias, los recursos son de las provincias. Lo que nosotros decimos es que el poder concedente tiene que ser las provincias”, consideró.

Para Torres, la discusión es arcaica cuando el eje debería ser qué modelo de país se quiere tener. “Nosotros queremos, ya que somos los primeros productores de energía, decidir en relación a las concesiones de las hidroeléctricas, y queremos que se hagan las obras de infraestructura que tienen que hacer. La Patagonia representa el 50% de las divisas de los dólares que vienen dilapidando los distintos gobiernos nacionales. Y en Comodoro Rivadavia, que en más de 100 años generó más de 300 mil millones de dólares, puntualmente con nuestra operadora de bandera con YPF, no hay agua. Y ahora YPF se quiere ir sin hacerse cargo del pasivo social y sin hacerse cargo del pasivo ambiental. Esas son cosas que nosotros las vamos a pelear, las vamos a discutir. Y no se tiene que enojar nadie, porque no es una discusión ideológica, filosófica, es una discusión clara. Los recursos son de la provincia”, subrayó el gobernador de Chubut.

Mendoza licita 12 áreas petroleras con un modelo innovador

El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza lanzó la convocatoria pública nacional e internacional para 12 áreas petroleras con el nuevo modelo de “licitación continua”, que además de hacer de Mendoza una plaza atractiva, garantizará que los llamados sean permanentes y no queden desiertos.

“Son licitaciones mayoritariamente exploratorias. Nueve son de exploración y tres de explotación. El objetivo es, además de que haya inversiones, conocer el potencial que consideramos existe en la provincia”, explicó el director de Hidrocarburos de Mendoza, Estanislao Schilardi.

La convocatoria a licitación, aprobada por el Decreto 322/2024, abarca la Cuenca Cuyana y la Cuenca Neuquina. Las áreas que se licitan son:

  • Zampal (permiso de exploración)
  • Malargüe (permiso de exploración)
  • Boleadero (permiso de exploración)
  • CN V (permiso de exploración)
  • Sierra Azul Sur (permiso de exploración)
  • Calmuco (permiso de exploración)
  • Ranquil Norte (permiso de exploración)
  • Bajada del Chachahuén (permiso de exploración)
  • Chachahuén Norte (permiso de exploración)
  • Payún Oeste (concesión de explotación)
  • Loma El Divisadero (concesión de explotación)
  • Puesto Molina Norte (concesión de explotación)

 

Las áreas Payún Oeste y Bajada del Chechahuén tienen iniciativas privadas declaradas de interés público. Este instrumento, reglamento por el Decreto 1478/2023, permite que un interesado realice una propuesta de inversión sobre un área libre y solicite licitarla.

Los pliegos podrán comprarse en la Dirección de Hidrocarburos a partir del 26/02/2024 hasta fecha de presentación de ofertas. La compra del pliego dará derecho a cada adquirente a recibir la documentación técnica disponible con que cuenta la Dirección de Hidrocarburos de las áreas incluidas en el llamado.

En tanto, la fecha de apertura de sobre será el 23/05/2024 a las 15. La fecha de apertura de sobre B el 24/06/2024 a las 10.

Quienes quieran conocer más detalles o aclaraciones pueden dirigirse al correo de la Dirección de Hidrocarburos: licitacionhidrocarburos@mendoza.gov.ar hasta 7 días hábiles antes de la fecha de presentación de ofertas.

Un modelo de crecimiento

Este nuevo proceso licitatorio tiene como objetivo central atraer compañías e inversiones que generen un incremento en la producción de hidrocarburos, priorizando la continuidad de la exploración y explotación racional y sostenible de los recursos convencionales. También busca incentivar la exploración y explotación sostenible de recursos no convencionales en formaciones con gran potencial, como Vaca Muerta.

La última licitación en exploración petrolera que lanzó la Provincia fue en 2017, y uno de los pozos no convencionales que se perforaron en 2023 corresponde a una de estas áreas. Por lo tanto, si bien son inversiones de riesgo, la exploración tiene fruto.

La ventaja que tiene este modelo de licitación es que se suprimen cánones extraordinarios, dejando la regalía en 12%, con el fin de atraer oferentes que enfoquen sus esfuerzos en los compromisos de inversión.

“Para las áreas de exploración, no se fija una inversión mínima. Se deja abierto a que el mercado decida. Esto anteriormente significó trabas en licitaciones y áreas desiertas sin ofertas”, explicó Schilardi. “Estas modificaciones hacen más atractivas las inversiones”, afirmó.

Como en los estímulos fiscales, en el que los inversores recibían reintegros, esta modalidad termina repercutiendo en las arcas de la Provincia, ya que se reactivan zonas petroleras y se generan más regalías para Mendoza.

Vista incrementó un 27% sus reservas probadas en Vaca Muerta

Vista, segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó este jueves a los mercados que sus reservas probadas y estimadas (P1) de petróleo y gas, al 31 de diciembre de 2023, reflejaron un aumento interanual del 27%, totalizando los 318.5 millones de barriles de petróleo equivalente.

“Durante 2023, logramos avances significativos en el desarrollo de nuestras áreas en Vaca Muerta. Los resultados obtenidos en nuestro bloque Bajada del Palo Este nos permitieron de-riskear una importante extensión de nuestro acreage, lo que tuvo un impacto sustancial en las adiciones de reservas probadas”, declaró Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista. Además, enfatizó: “Nuestro objetivo principal sigue siendo fortalecer nuestra posición de liderazgo en la generación de un crecimiento orgánico y rentable”.

Las adiciones de reservas P1 totalizaron 85.5 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un índice de reemplazo de reservas del 458%. Las reservas probadas de petróleo y gas de Vista en el bloque Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta, se estimaron en 221.8 millones de barriles de petróleo equivalente.

Durante el cuarto trimestre de 2023, la compañía reportó una producción diaria promedio de 56.353 barriles diarios de petróleo equivalente, un aumento del 14% respecto al trimestre anterior, impulsado por la puesta en producción de 11 pozos nuevos en Bajada del Palo Oeste. La producción de petróleo fue de 48.469 barriles diarios, un aumento del 17% trimestre contra trimestre.

Vista se ha consolidado en Vaca Muerta como un operador de bajo costo y enfocado íntegramente en el desarrollo de petróleo no convencional. Para 2026, proyecta alcanzar una producción de 100.000 barriles diarios de petróleo equivalente y, para 2030, estima una producción de 150.000 barriles diarios de petróleo equivalente.

Cuáles son los cambios en la reforma de la Ley de Hidrocarburos

El Estado podrá intervenir en el comercio exterior de hidrocarburos por cuestiones vinculadas a “la seguridad del suministro”, de acuerdo con lo establecido en una de las modificaciones al proyecto de ley de “Bases y puntos de partida para la libertad de los argentinos“.

La iniciativa, que establece una serie de cambios al proyecto de ley, también delimitó las competencias de la Nación y las provincias “sin dejar de reafirmar que es una ley federal”.

“Se estableció sin duda alguna que la exportación e importación es libre y es un derecho”, puntualizó el Poder Ejecutivo en la presentación de las modificaciones en el capítulo referido a los hidrocarburos.

No obstante, se aclaró que “puede haber una objeción por parte de la Secretaría de Energía, limitada al momento de otorgar la solicitud y por motivos técnica y económicamente en la seguridad del suministro”.

Entre otros aspectos relevantes, en los cambios se aclaran “los casos en los que correspondía actuar a la Nación o a las provincias”, remarcando que la ley de Hidrocarburos es “federal”.

“Asimismo, a tono con la conciliación de las facultades Nación-Provincias, se mantuvieron las facultades de la autoridad de aplicación respectiva de controlar los programas de desarrollo y compromisos de inversión y la elaboración conjunta del pliego modelo entre Nación y provincias”, agregó.

Los gobernadores, según trascendió, habían solicitado que el proyecto priorizara el abastecimiento interno, un concepto que no es igual a autoabastecimiento, ya que prevé que la seguridad energética se garantice no sólo con lo producido en el país.

En el documento con las nuevas propuestas se estableció un nuevo régimen de competencia de las licitaciones públicas en función de una oferta de regalías sobre un valor base del 15%, afectado por un factor “X” de exclusiva elección del oferente, y se fijó “un límite máximo de hasta 10 años para plazos más extensos que los fijados por la ley, aclarándose que, en ningún caso, la concesión puede ser fijada a perpetuidad”.

Al respecto, se subrayó que “constituye causal de nulidad la adjudicación de permisos o concesiones al vencimiento de los plazos originales sin mediar una licitación pública y abierta”.

Para el caso de la reconversión de concesiones de convencional a no convencional, se previó que se pueda solicitar hasta el 31 de diciembre de 2026 y por un único plazo de 35 años, de modo de dar tiempo a los concesionarios para amortizar la inversión a realizar en dicho proceso.

En la presentación de los cambios se sostuvo que “dichos cambios no importan modificaciones a las concesiones de explotación y concesiones de transporte otorgadas con anterioridad, las cuales se seguirán rigiendo los plazos establecidos por el marco legal existente”.

Por otra parte, y para reconocer a los titulares de las áreas ingresos actualizados, se modificaron los valores del canon anual por barriles, y su ajuste en función del precio del barril.

Por último, se estableció un régimen de autorizaciones de transporte con libre acceso, de habilitación para el procesamiento; y se reguló la actividad de almacenaje bajo régimen de autorizaciones, figura que hasta el momento no estaba prevista normativamente en la ley.