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Inversiones

Vaca Muerta deberá incrementar un 30% los pozos enganchados de cara al 2030

Vaca Muerta podría cuadruplicar el superávit comercial al 2030, según las proyecciones de Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía. Sin embargo, este crecimiento dependerá de un aumento significativo en las inversiones y una serie de factores externos que aún generan incertidumbre.

En el marco del programa de streaming “Dinamo” de Econojournal, el especialista sostuvo que “el 2023 fue un año bisagra” para el sector energético. “De acá a lo que resta de la década, salvo que pase algo muy excepcional, el sector energético va a ir incrementando y mejorando el superávit comercial año a año con la tendencia actual”, afirmó.

Este optimismo parte de una base en 2024 de aproximadamente 5.300 millones de dólares de superávit comercial energético, lo que implicaría cuadruplicar la cifra en los próximos siete años si se mantiene el ritmo de expansión actual.

Este escenario de crecimiento está directamente vinculado al desarrollo de la producción del shale oil. Las proyecciones para 2030 estiman una producción de aproximadamente 1,200,000 barriles diarios, de los cuales un millón provendría de yacimientos no convencionales.

Inversión

En este sentido, Arceo explicó que mantener esta trayectoria de crecimiento no solo requiere mantener los niveles actuales de inversión, sino aumentarlos significativamente debido a las características técnicas de este tipo de producción.

“La producción no convencional declina fuertemente y rápidamente después del año y medio de operación, con lo cual lo que vas a necesitar es, para mantener e incrementar la producción, ir incrementando significativamente los niveles de inversión al 2030”, detalló.

El desafío central radica en el incremento del ritmo de perforación de pozos. Según Arceo, será necesario aumentar el enganche de pozos en un 30% respecto al promedio de los últimos 12 meses para sostener la tasa de crecimiento. Esto no es lineal en términos de inversión, ya que depende de cómo evolucionen los costos de perforación, pero da una idea de la magnitud del esfuerzo necesario.

En este contexto, la infraestructura es un factor crítico para materializar estas proyecciones. Arceo destacó que proyectos como el oleoducto Oldelval, que entrará en operación en 2024, y el oleoducto Vaca Muerta Sur, previsto para 2027, serán fundamentales para incrementar la capacidad de transporte y exportación de crudo.

El principal activo de Vaca Muerta

Asimismo, el titular de Economía & Energía mencionó el proyecto de licuefacción de PAE (Pan American Energy) y Golar, proyectada para 2028, aunque esta última tendrá un impacto más limitado en el corto plazo debido a su capacidad inicial reducida y a que operará solamente ocho meses al año.

El gas natural licuado, aunque juega un rol secundario en el escenario actual, podría tener un impacto mucho mayor en el mediano plazo, una vez que se desarrollen proyectos de exportación de GNL a gran escala.

Sin embargo, Arceo aclaró que estas infraestructuras aún no forman parte de las proyecciones base para 2030. “El impacto de gas natural lo vamos a tener una vez que tengamos una terminal de exportación de GNL a gran escala con más de 10 MTPA de capacidad, pero no está en este escenario”, señaló.

Por lo tanto, el núcleo del superávit comercial energético proyectado para la próxima década reside en el desarrollo del petróleo de Vaca Muerta. Este escenario base supone también que se mantendrán los niveles actuales de exportación de gas natural a los países de la región y que no habrá cambios significativos en las tendencias de demanda.

Crown Point encara un ambicioso plan de inversiones en el convencional

Crown Point Energía S.A. (CPESA) busca pisar fuerte en el convencional. La empresa adquirió los bloques Piedra Clavada y Koluel Kaike en Santa Cruz y recibió una mejora en su calificación crediticia. La empresa, que opera en el sector de petróleo y gas, recibió una suba en su calificación de BBB+(arg) a A-(arg) por parte de FIX, afiliada de Fitch Ratings.

La mejora esta basada en la adquisición Piedra Clavada y Koluel Kaike, lo que permitirá a la compañía incrementar su producción y mejorar su situación financiera.

Según el informe emitido el 21 de octubre de 2024, la calificación de largo plazo y de las Obligaciones Negociables (ON) emitidas por la empresa también se beneficiaron de esta suba.

La compra de las participaciones de estas áreas, que eran operadas por Pan American Energy (PAE), ayudará a revertir la caída productiva que venía afectando a Crown Point en los últimos años. Se espera que estas adquisiciones permitan alcanzar una producción de 4.500 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).

La inversión de Crown Point

El costo total de la compra de Piedra Clavada y Koluel Kaike se estima en 12 millones de dólares, de los cuales Crown Point ya ha desembolsado 2,4 millones de dólares. La empresa ha diseñado un esquema de pago en especie durante los próximos 15 años, utilizando la producción de estas áreas para cubrir el monto restante.

Además, la compañía se comprometió a invertir 41,5 millones de dólares hasta 2026 en estas áreas, que actualmente producen cerca de 3.250 boe/d.

La adquisición no solo incrementará la producción, sino que también mejorará el perfil de reservas de Crown Point. Al 31 de diciembre de 2023, la compañía contaba con reservas probadas de 3,8 millones de boe, lo que representaba 8,3 años de producción.

Con la incorporación de estas nuevas áreas, las reservas aumentarían en aproximadamente 30 millones de barriles, lo que extendería el horizonte productivo a 20 años.

Desafíos y perspectiva futura

A pesar de estos avances, la empresa sigue enfrentando importantes retos. Durante el primer semestre de 2024, la producción de Crown Point cayó un 16% respecto al mismo período del año anterior, alcanzando los 1.247 boe/d.

Además, su EBITDA fue negativo en 0,8 millones de dólares en los últimos doce meses. Sin embargo, FIX mantiene una perspectiva estable, dado que se espera que la incorporación de las nuevas áreas convencionales impulse un aumento en la generación de flujo de caja.

La diversificación de activos es otro aspecto positivo resaltado en el informe. Con la adquisición de Piedra Clavada y Koluel Kaike, estas áreas representarán el 70% de la producción total de la empresa, que también tiene operaciones en las áreas de Chañares Herrados y Puesto Pozo Cercado Oriental en Mendoza, y en Río Cullen, Las Violetas y La Angostura en Tierra del Fuego.

Apoyo de los accionistas y situación financiera

Crown Point es controlada en un 97,56% por Crown Point Energy Inc., con sede en Alberta, Canadá, la cual a su vez es controlada por Liminar Energía S.A. FIX también destacó la importancia del respaldo financiero de sus accionistas principales para mejorar la estructura de capital de la compañía.

A pesar de un perfil financiero ajustado, con una deuda total de 31,7 millones de dólares al 30 de junio de 2024, la empresa cuenta con recursos para afrontar los vencimientos de deuda en el corto plazo. La compañía debe cubrir vencimientos por 26 millones de dólares en 2024, y aunque solo posee 0,6 millones de dólares en caja y equivalentes, espera generar suficiente flujo operativo para cubrir un 16% de su deuda de corto plazo.

Crown Point Energía S.A. encara un futuro prometedor con la adquisición de estas áreas estratégicas, aunque deberá mantener un control estricto de sus costos operativos y continuar ejecutando su plan de inversiones para consolidar su recuperación productiva y financiera.

Los proyectos de inversión que se potenciarán tras la aprobación del RIGI

El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) potenciará la llegada de capitales a distintos sectores claves de la economía, con eje en la energía y la minería, coinciden especialistas.

El RIGI mantiene el monto base para las inversiones de US$ 200 millones para foresto industria, infraestructura, minería, energía, tecnología, turismo, petróleo y gas, y siderúrgica.

Los proyectos incluidos en el RIGI deberán destinar, como mínimo, el 20% del monto total de la inversión a contratar proveedores nacionales.

Los efectos del RIGI

Desde el Gobierno, destacan que las empresas de energía y minería tienen anuncios por unos US$ 100.000 millones para la próxima década, con un gran foco en Vaca Muerta.

La lista de obras es liderada por la construcción de gasoductos y oleoductos que transporten gas y petróleo no convencional a puertos exportadores y zonas alejadas de yacimientos hidrocarburíferos. También la construcción de nuevos puertos exportadores.

En materia minera, obras vinculadas al litio, mientras que en cuanto a energía verde, pueden llegar inversiones para construir más parques solares y eólicos.

También se incluyen líneas de alta tensión para abastecer con energías renovables a grandes industrias, pozos petroleros y gasíferos de Vaca Muerta, plantas de tratamientos y minas en la alta montaña. Además de aeropuertos y emprendimientos hoteleros y gastronómicos para fomentar el turismo y los negocios.

Hay al menos cinco grandes proyectos energéticos y mineros que se verán favorecidos por el RIGI. Entre todos, se acercan a la suma de los US$ 100.000 millones.

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).

El papel del GNL

Vaca Muerta puede ser el gran capitalizador de las nuevas leyes aprobadas por el Congreso. En lo que va de 2024, ya se superaron las 7.600 etapas de fractura y se espera cerrar el año con 18.000.

Entre las principales inversiones, se anotan YPF con US$ 4.400 millones, PAE con US$ 1.600 millones, Vista con US$ 1.000 millones; Tecpetrol con US$ 500 millones, Shell con US$ 400 millones y CGC con US$ 360 millones, entre otras. Si a esto se suma el potencial que aportará el RIGI, la lista de inversiones posibles es ilimitada.

En materia de energía, el principal proyecto atado al RIGI es la planta de GNL de YPF y Petronas, con una inversión inicial de US$ 360 millones en partes iguales. Incluso, Petronas confirmó el inicio de la construcción de una unidad flotante de procesamiento de Gas Natural Licuado (GNL), para operar en conjunto con YPF y poder exportar a partir de 2027 el gas de Vaca Muerta. El acuerdo con Petronas prevé comenzar a exportar GNL a partir de 2027.

Este proyecto, llamado ARGLNG, busca alcanzar en la próxima década una exportación de 120 mm3/d por un valor de US$ 16.000 millones.

El offshore y el hidrógeno

A esto, se suma la perforación del primer pozo de hidrocarburos offshore en la Cuenca Norte del Mar Argentino. Especialistas estiman que generará inversiones por US$ 40.000 millones y la contratación de más de 100 mil trabajadores. Los impactante de este proyecto es que podría tener un potencial incluso superior a Vaca Muerta. Pero claro, hay que sacar el fluido del fondo del mar, a 4.000 metros de profundidad, algo que Argentina nunca desarrolló a gran escala. El proyecto podría sumar unos 200.000 barriles diarios, por un valor de US$ 35.000 millones.

A estas iniciativas se suma el proyecto para convertir a Río Negro en un polo mundial de exportador de hidrógeno verde. Llamado Proyecto Fortescue, implicaría inversiones por unos US$ 10.000 millones. Se podrían producir más de 2 millones de toneladas anuales de energía limpia. Representa la demanda de unos 15 millones de hogares.

En materia minera, los proyectos en danza incluyen extracciones de cobre que generarían inversiones por más de US$ 20.000 millones. La proyección de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) estimó que en una década la demanda de cobre en el mundo puede crecer a casi 10 millones de toneladas, y recomienda que la Argentina se posicione a gran velocidad para satisfacer a parte de esos compradores.

“En Bruselas se promociona a Argentina como una oportunidad de inversión”

El Foro de Transición Energética e Hidrógeno Verde permitió conocer la mirada de Europa sobre el potencial y demanda del vector energético. Los funcionarios consideraron que Argentina necesita un marco regulatorio para poder dar luz verde a las inversiones y a los proyectos en estudio.

En este marco, Pablo Iglesias Rumbo, agregado de cooperación de la Delegación de la Unión Europea en Argentina ratificó el compromiso de inversiones del viejo continente, pero reclamó un marco regulatorio para tener previsibilidad.

“Es todo un desafío. Tenemos un memorándum de entendimiento en materia energética con el cual se va a ver el hidrógeno verde. No partimos de cero. El año pasado encaramos un estudio sobre el sector y relevamiento de todos los sectores e identificamos un gran potencial para abastecer el mundo”, afirmó.

“Se está discutiendo y prevemos un proyecto en el que vamos a dar apoyo a las empresas y dar un intercambio al marco regulatorio. Debemos tener diálogo con comunicados que se pueden ver afectados por el desarrollo de Hidrógeno”, destacó Iglesias Rumbo.

Asimismo, el representante de la Unión Europea manifestó que en Bruselas “se promociona a Argentina como una oportunidad de inversión” y destacó el entusiasmo de las empresas energéticas de Europa.

“Hemos juntado a las empresas argentinas del sector y viendo las necesidades que tienen para poder colaborar con ellas”, destacó.

Sobre el análisis del marco normativo, el funcionario europeo aseveró que hay una estrategia nacional que tiene metas claras, pero que habría que complementar para que el país cuente con la mejor ley posible.

“El RIGI lo vamos a apoyar. Es algo que piden las empresas y tiene muchos aspectos positivos. Abogamos por una ley para la industrialización, la exportación y el consumo de hidrógeno”, aseveró.

Previsibilidad para Argentina

En tanto, Bernd Scholtz, embajador adjunto y jefe Sección Comercial de la Embajada de Países Bajos en Argentina adelantó que Europa no podrá satisfacer toda su demanda de hidrógeno en el futuro por lo que Argentina es el socio comercial nato para el viejo continente.

“El hidrógeno es algo novedoso. No es el caso de Argentina, pero el enfoque fue desarrollar la hoja de ruta y comenzó a surgir una cadena”, subrayó.

“Las exigencias del hidrógeno son muy altas. El mercado de Chile y Uruguay son claves como ejemplos. Es fundamental que se avance con la ley de RIGI con el hidrógeno y con un plan de infraestructura que conecte con los hubs de exportación. Las oportunidades del país son enormes y tiene todas las condiciones para ser un gran animador a nivel mundial”, ponderó Scholtz.

 

Previsibilidad para Argentina

En tanto, Bernd Scholtz, embajador adjunto y jefe Sección Comercial de la Embajada de Países Bajos en Argentina adelantó que Europa no podrá satisfacer toda su demanda de hidrógeno en el futuro por lo que Argentina es el socio comercial nato para el viejo continente.

“El hidrógeno es algo novedoso. No es el caso de Argentina, pero el enfoque fue desarrollar la hoja de ruta y comenzó a surgir una cadena”, subrayó.

“Las exigencias del hidrógeno son muy altas. El mercado de Chile y Uruguay son claves como ejemplos. Es fundamental que se avance con la ley de RIGI con el hidrógeno y con un plan de infraestructura que conecte con los hubs de exportación. Las oportunidades del país son enormes y tiene todas las condiciones para ser un gran animador a nivel mundial”, ponderó Scholtz.

No cambiar las reglas

Asimismo, Raimundo Ruiz von Dessauer, oficial del Departamento Político de la Embajada de Alemania en Argentina, recordó que la invasión de Rusia a Ucrania obligó a cambiar la matriz productiva de gran parte de Europa y avanzar en la diversificación de matriz energética.

“El objetivo está claro. Nosotros queremos cooperar y trabajar para tener una matriz verde”, afirmó.

“Nosotros no vamos a poder producir todo el hidrógeno que necesitamos. El resto tendrá que ser importado. Es una realidad que esto está avanzando. Empresas alemanas ya empezaron a implementar este cambio en sus instalaciones para producir con hidrógeno”, aseveró.

En este sentido, Ruiz von Dessauer manifestó que si bien todavía no existe un mercado de hidrógeno verde, hay varias estrategias para que existan proveedores y se obtenga un precio razonable de comercialización.

“Como no se produce hidrógeno a gran escala no habrá un mercado competitivo y que funcione sin intermediación del Estado. Es por eso que debemos impulsar al sector”, destacó.

Es decir, que la oferta y la demanda tendrán que madurar.

“Las provincias somos las únicas que brindamos seguridad jurídica”

Nadie pone en discusión lo que significa Vaca Muerta. La formación se prepara para seguir alcanzando números top y, tal como informó de manera exclusiva +e, este año recibirá inversiones récords para lo que significa la industria hidrocarburífera. Esto llevó a Rolando Figueroa ponderar los recursos que tiene la Patagonia para describir el futuro prometedor que tiene la región de la mano de la seguridad jurídica que ofrecen las provincias.

En el marco de la cumbre de gobernadores patagónicos en Chubut, el mandatario neuquino brindó un panorama de lo que significa la seguridad jurídica para las inversiones que recibe la región. “Nosotros no estamos pensando en achicar la economía, sino todo lo contrario. La mejor forma de aumentar el bienestar de nuestra gente es incrementando la posibilidad de un Producto Bruto Geográfico”, afirmó.

“A la hora de pensar de cómo podemos aportarle al país es indiscutiblemente que, trabajando, produciendo y generando una seguridad jurídica para brindarle una autodeterminación energética a la República Argentina”, agregó.

Figueroa también destacó que la pampa húmeda produce algo más de 20.000 millones de dólares, pero ponderó que en tres años los hidrocarburos de la Patagonia duplicarán ese caudal de dinero. “En el subsuelo de Neuquén, Río Negro, La Pampa, Santa Cruz, Chubut y Tierra del Fuego, tenemos dos pampas húmedas sin riesgo climático que nos va a otorgar alrededor de 40.000 millones de dólares de superávit”, consideró.

Sin embargo, el gobernador de Neuquén apuntó que para poder monetizar las reservas hay que brindarles seguridad jurídica a las empresas donde los gobernadores son los principales garantes para que eso se cumpla. “Nosotros somos disciplinados en lo fiscal, no queremos endeudar a nuestras provincias para gastos corrientes, y queremos brindarles la sustentabilidad social a nuestros proyectos económicos para poder darle un bienestar mayor a nuestra gente. No existe un proyecto económico rentable que sea continuo en el tiempo si no tiene sustentabilidad social”, aseveró.

Asimismo, Figueroa le volvió a pedir a la gestión de Javier Milei para que apueste al diálogo y evite la confrontación entre provincias y Nación. “Necesitamos que esta agenda de trabajo que nosotros hoy (por este jueves) hemos puesto en valor sea escuchada. Estamos convencidos que la Patagonia, a partir de la generación de divisas, de la balanza de pagos que sea positiva, nos va a permitir disminuir la inflación, y si disminuye la inflación, vamos a eliminar el peor impuesto que está viviendo nuestra gente, y lo vamos a vivir de la mano de la Patagonia”, manifestó el mandatario.

Vaca Muerta espera un año récord en materia de inversiones

El 2024 se espera que sea otro año récord para Vaca Muerta. Las empresas proyectan invertir más de 9 mil millones de dólares en sus proyectos lo que representa un 13% más que el año pasado.

En los planes convencional y no convencional, Neuquén recibirá inversiones por 9.050,79 millones de dólares con un total de 427 pozos en proyecto.

El documento proporciona información provisional, ya que el plazo para que las empresas presenten sus planes al Gobierno de Neuquén es hasta el 31 de marzo, según lo estipulado en la resolución 2057/95 de la Secretaría de Energía de la Nación. Sin embargo, las fuentes consultadas coinciden en que estos números apenas variarán hacia finales de mes.

YPF encabeza las inversiones con 4,300 millones de dólares. Aunque el proceso de reestructuración que planea llevar a cabo la compañía podría afectar esta cifra, se espera que el impacto sea mínimo debido a su enfoque predominante en el shale oil en Neuquén, donde cuenta con pocos campos maduros en la provincia cabecera de Vaca Muerta. La proyección incluye la perforación de 224 pozos a lo largo del año.

Otra importante inversora será Vista. Según confirmó su presidente y CEO, Miguel Galuccio, la compañía destinará 903 millones de dólares este año, con una campaña de perforación de 47 pozos, concentrándose en las áreas de Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este.

Pluspetrol planea invertir 861.1 millones de dólares en proyectos de shale, principalmente en La Calera. Sus planes incluyen aumentar la producción de gas y petróleo para posicionarse como uno de los principales productores, como lo expresaron sus autoridades en la Argentina Oil & Gas 2023. Se estima una campaña de perforación de 34 nuevos pozos.

Pan American Energy también tendrá un año activo en Vaca Muerta, con una inversión de alrededor de 848 millones de dólares. La compañía ya ha iniciado una campaña de perforación que abarca desde la ventana del petróleo, con Lindero Atravesado y Coirón Amargo Sur Este, hasta la del gas, en Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro. Para 2024, planean perforar 38 pozos.

Tecpetrol tiene previsto invertir alrededor de 480.96 millones de dólares y perforar 21 pozos en Neuquén. Mientras continúan fortaleciendo su operación en shale gas en Fortín de Piedra, donde han invertido más de 3,500 millones de dólares en siete años, su próximo gran paso será el shale oil en Los Toldos 2 Este.

La reciente visita del presidente de Shell Argentina, Ricardo Rodríguez, a Neuquén permitió al nuevo ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, conocer los proyectos de la compañía, especialmente en Upstream e infraestructura para Bajada de Añelo. Las inversiones en Vaca Muerta por parte de Shell alcanzarán los 448.98 millones de dólares, con la intención de concretar 16 pozos.

Entre las compañías que están ganando terreno en Vaca Muerta se encuentran Chevron, socia de YPF en Loma Campana, con una inversión de 313.40 millones de dólares este año (que incluye sus planes en El Trapial), y Phoenix Global Resources con 132 millones de dólares para expandir la exploración en el norte de la provincia.

Además, TotalEnergies tiene previsto invertir 246 millones de dólares, Pampa Energía 238 millones de dólares y ExxonMobil 191 millones de dólares.

Aconcagua invertirá 110 millones de dólares para todas sus operaciones

En un evento realizado en la ciudad capital de Mendoza, el grupo Aconcagua Energía presentó ante autoridades y referentes de distintas instituciones su plan de trabajo 2024. Del evento participaron funcionarios del ámbito provincial, referentes de instituciones sindicales, empresarios y periodistas.

En este contexto el presidente & CEO del grupo, Diego Trabucco, compartió el plan de trabajo y anunció inversiones por un total de 110 millones de dólares para este 2024 entre todas las operaciones y actividades del grupo. “Estamos muy contentos con los resultados que hemos tenido en 2023 y este año continuaremos apostando al desarrollo energético del país”, señaló el exejecutivo de YPF que actualmente lidera el desarrollo del grupo de capitales 100% argentinos.

Durante su presentación, Trabucco se refirió a la incorporación del nuevo equipo de perforación que se suma a la flota de equipos de torre de la compañía, el A-302 y que permitirá a Aconcagua Energía, y a otras operadoras interesadas, incrementar la actividad y contribuir así a la falta de perforadores que necesita la industria.

Por su parte, el director general de Operaciones de Petrolera Aconcagua Energía (PAESA) y CEO de Aconcagua Energía Servicios (AENSA), Leonardo Deccechis, brindó detalles de lo que serán las actividades en las cuencas Cuyana y Neuquina.

Al respecto, el ejecutivo destacó el inicio de la perforación de un segundo pozo con un equipo propio en la concesión Confluencia Sur. “Luego de realizar la perforación del pozo SR.x-1001 y los resultados promisorios que obtuvimos, nos encontramos perforando el segundo pozo SR-10 (bis) ST con el equipo A-301”, subrayó Deccechis.

Hay que recordar que, durante el mes de enero, PAESA y AENSA realizaron la perforación del Pozo SR.x-1001, el mismo se perfiló y entubó, alcanzando una profundidad final de 2000 metros, aproximadamente, y actualmente se encuentra en proceso de terminación con el equipo de Workover A-201, también de la flota propia de la compañía.

Otro de los anuncios destacados realizados por el grupo fueron los proyectos y evaluaciones que se están realizando en materia de generación eléctrica y renovables.

En este sentido, Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación (AEGSA) señaló que “además de continuar con la construcción de los dos parques solares en Mendoza, estamos evaluando proyectos en todas las provincias donde estamos presente”.

“También continuamos operando la Central Térmica de Alto Valle y pendientes de lo que se resuelva en cuanto a las concesiones hidroeléctricas. Poder contribuir al desarrollo y generación de energía es clave en nuestro negocio”, concluyó la ejecutiva.

Aconcagua y sus convenios institucionales

Aprovechando el importante contexto empresarial, el Grupo Aconcagua Energía firmó un convenio marco con la Universidad Nacional de Cuyo para promover el desarrollo de actividades y programas que beneficien a estudiantes y jóvenes mediante el desarrollo de pasantías, prácticas, actividades académicas y de conocimiento general sobre la industria energética.

“Estamos convencidos que poder transferir y compartir el conocimiento a más personas, y especialmente a futuros/as profesionales, enriquecerá el trabajo del futuro y de esta forma nos beneficiaremos todos los actores de la comunidad”, señaló Trabucco quien agregó que la articulación con instituciones como las universidades, en este caso la Universidad Nacional de Cuyo, y los organismos públicos como el Ministerio de Energía de Mendoza, son clave para la gestión social.

“YPF está tomando decisiones igual que Repsol en 2012”

El 2 de febrero se produjo un quiebre en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. Las operadoras informaron un plan de inversiones de 1.199 millones de dólares lo que significa 284 millones de dólares menos que en 2023. El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut centró sus críticas en YPF.

El trato entre la empresa de mayoría estatal y el gremio de petroleros convencionales “viene a los ponchazos” en los últimos años. La antigua cúpula comandada por Pablo González y Pablo Iuliano nunca entró en el corazón del sindicato con sede en Comodoro Rivadavia y la nueva dirección guiada por Horacio Marín parece no mejorar el vínculo.

Según pudo saber eolomedia, la reunión del 19 de enero entre los funcionarios del Gobierno de Chubut, el gremio de petroleros privados y el pope de YPF no terminó de la mejor manera. Ahora todo queda en manos del mandatario Ignacio Torres que deberá navegar en aguas turbulentas para encontrar una salida a la posible baja de equipos y despidos en el convencional.

El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut esperaba que las inversiones superen el presupuesto del 2023 debido a la visión del Gobierno nacional, el programa de baja de regalías que rige en Chubut y las proyecciones positivas de la CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos). La respuesta no fue positiva.

El panorama se terminó de complicar cuando YPF, segunda operadora de importancia en Chubut, anunció un plan de inversiones de 250 millones de dólares, lo que implica una baja de 70 millones de dólares con respecto al 2023. Además, ese dinero tendría una revisión en marzo.

Según el gremio, ese presupuesto paralizaría un equipo perforador, dos workover y dos pulling lo que podría provocar el despido de 250 trabajadores de manera directa e indirecta y dejaría a las pymes bajo un manto de incertidumbre.

Otro dato que mira con recelo el sindicato es que a fines de este mes YPF estaría definiendo la cantidad de áreas que dejará de operar en Chubut. Hay un compromiso de salvaguardar los puestos laborales y a las pymes de la región, pero preocupa el pasivo ambiental sin remediar que pretende dejar la compañía.

“YPF está tomando decisiones igual que Repsol en 2012: abandona yacimientos generando un pasivo ambiental similar al del año 1998 cuando Comodoro Rivadavia se transformó en capital nacional de la desocupación o de los últimos años cuando nuestra YPC recuperada fundió a SP Argentina, a la empresa El Cóndor, Metrapet y a San Antonio”, afirmó Carlos Gómez, secretario adjunto del gremio de petroleros convencionales.

En los próximos días, el gobernador de Chubut deberá avanzar en un camino de comunicación con el Gobierno nacional para que YPF revea su plan de inversión en la provincia y, de esta manera, desactivar una bomba que comienza a ser enorme y puede dejar varios heridos de gravedad.

“YPF primero deberá dimensionar el gran pasivo ambiental que dejan en Comodoro Rivadavia. YPF está saneada y recuperada gracias al esfuerzo de pymes regionales y trabajadores petroleros y debe garantizar el desarrollo sustentable de la cuenca”, consideró Gómez.

Chubut sufriría la baja de US$ 284 millones en inversiones petroleras

La paz social en Chubut pende de un hilo. En la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge hay un paro anunciado y los próximos días serán cruciales para la vida del convencional.

La reunión del 2 de enero celebrada en Casa del Chubut prometía ser de festejo. Era la primera cumbre petrolera del gobernador Ignacio Torres y se esperaba que las operadoras presentaran un plan de inversiones netamente superior a lo obtenido en 2023. Sin embargo, nada de eso ocurrió y hay peligro de conflicto.

Según pudo saber eolomedia, las compañías anunciaron un presupuesto para el 2024 de 1.203 millones de dólares y si se lo compara con el registro de 2023 (1.483 millones de dólares) implica una baja de 284 millones de dólares.

El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut rechazó cada una de las inversiones presentadas por las compañías y exigió que se revea el presupuesto para este año. Los trabajadores le encargaron a Torres que encabece una nueva convocatoria para que las empresas presenten un nuevo plan para el convencional.

Hay fecha límite. El gremio de petroleros convencionales advirtió que el 21 de febrero finalizarán las distintas conciliaciones obligatorias que tiene con Nación por lo que el 22 y 23 de febrero pretende movilizar a todos sus afiliados por el centro de Comodoro Rivadavia paralizando los yacimientos de la región.

El plan de inversiones cayó como un balde de agua fría para Chubut. Las autoridades esperaban otro panorama basándose en el capítulo de Energía que impulsaba la Ley Ómnibus, el rendimiento del plan de reducción de regalías en los yacimientos marginales y el panorama alentador que proyectó la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para la industria.

Caído el tratamiento de la Ley Ómnibus, en el convencional comienzan a impacientarse con el futuro de la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. Serán días decisivos para los actores de la actividad hidrocarburífera.

Santa Cruz se endurece: “operadora que no invierta, se tendrá que ir”

Santa Cruz busca relanzar su industria hidrocarburífera. La provincia logró un histórico acuerdo con YPF para volver a contar con una serie de yacimientos donde la empresa de mayoría estatal no mantenía actividad.

El convenio fue celebrado por las autoridades del Gobierno provincial y el Sindicato de Petroleros Privados y marcó el inicio de una política energética. El mensaje es claro: las empresas que no inviertan no tendrán lugar en la provincia.

“Nosotros no podemos dejar que se lleven nuestros recursos, que las operadoras sigan en este plan de desinversión”, sostuvo Rafael Güenchenen, secretario general del gremio de petroleros privados.

Tanto Chubut y Santa Cruz reconocen que para las empresas es más rentable mudarse hacia Vaca Muerta por la rentabilidad que ofrece el no convencional. Sin embargo, las autoridades consideran que el convencional le ha dado herramientas para que el shale sea una realidad.

“Le hemos dado la oportunidad de lograr el no convencional y hemos aportado muchísimo para todo el país desde esta actividad, así que mínimamente le pedíamos a lo largo de todos estos años una postura totalmente diferente: un plan de inversión, mayor producción y nunca lo hicieron. Bueno, hoy los trabajadores tenemos esta oportunidad de exigir con las instituciones que nos toca representar, hacer un planteo fuerte y obviamente siempre acompañado y encabezado por el propio gobernador de la provincia, Claudio Vidal”, afirmó el dirigente gremial.

En Santa Cruz ponderan que el mercado hidrocarburífero es bueno sumado a las modificaciones que planea implementar Javier Milei, que cuenta con el aval de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). “La situación de la actividad petrolera es buena, el precio es bueno y las operadoras pueden hacer un gran plan de inversión y cuando siguen con esta misma política la verdad que bueno, para nosotros es muy importante que se tome este tipo de decisión porque si no lo hacen ahora, ¿cuándo lo van a hacer?”, subrayó Güenchenen.