Abrió la cita máxima de la industria argentina de hidrocarburos con un menú de anuncios de inversiones en la segunda jornada de AOG 2022.
LAS CIFRAS DE YPF
Sergio Affronti, enumeró los logros en crecimiento de producción de YPF en 2021 y sus expectativas a futuro. En gas, por ejemplo, se duplicó la producción de no convencional, de 10 millones de metros cúbicos a 20 millones de metros cúbicos. Y en petróleo creció un 60% la producción de no convencionales.
“Seguimos aplicando tecnología para reducir costos y tiempos con más productividad en los pozos”, dijo. También detalló el incremento de las reservas probadas de la compañía y la reducción de su deuda financiera.
En 2022, YPF prevé invertir US$ 3.700 millones, de los cuales US$ 1.600 millones son para el segmento de no convencionales. Pero también inversiones en downstream (refinerías y venta de combustibles) y perforaciones de petróleo y gas convencionales. La meta en cinco años es duplicar la producción actual de petróleo.
WINTERSHALL: MÁS GAS
Wintershall Dae confirmó que invertirá US$ 390 millones en el país en los próximos cuatro años para incrementar la producción de gas.
Thielo Wieland, miembro del directorio global y responsable de las regiones de Rusia, América latina y del negocio de Midstream (transporte) de la compañía, y Manfred Boeckmann, managing director de la operación local, hicieron el anuncio durante un encuentro con la prensa, realizado en el marco de la AOG 2022.
Thilo Wieland, miembro de la Junta de Wintershall, confirmó que la Argentina es el tercer negocio más grande dentro de la carta global de la compañía en cuanto a producción de hidrocarburos y señaló que seguirán “trabajando para que esto se mantenga así”.
Wintershall Dae es el quinto productor de gas del país, con una producción de 10 millones de metros cúbicos de gas por día (m3/d). Por ejemplo, aporta el 10% de la demanda total de gas en el verano. La empresa “está firmemente arraigada en la Argentina” en la producción de gas. “Como uno de los cinco mayores productores de gas, tenemos una posición fuerte en el país”, indicó Wieland.
Wintershall Dea focalizó su negocio argentino en el gas natural, en consonancia con su vuelco estratégico global, que apunta a ese combustible como el pilar de la transición energética.
El monto incluye la inversión en el proyecto Fénix, de Tierra del Fuego, donde es socia de la francesa Total Energies y de Pan American Energy, el grupo que lidera la familia Bulgheroni. "Esa inversión se terminará de definir este año", explicaron Wieland y Boeckmann.
Los fondos también irán para Aguada Pichana Este, bloque neuquino de gas seco. No desglosaron cómo será el reparto.
la exposición de la industria energética que se realiza esta semana en La Rural. Además de la inversión hasta 2024, Wieland y Boeckmann anticiparon que, a mediano y largo plazo, Wintershall Dea ya piensa en transferir a América latina -y, en especial, a la Argentina- el know how y la tecnología que desarrolla en Europa para proyectos de hidrógeno azul y captura y almacenamiento de carbono.
“Para una compañía de energía internacional, es un pilar importante tener acceso y poder realizar operaciones comerciales en distintas divisas. Esperamos que, como parte de la nueva legislación en materia de energía, esto se vuelva a convertir en una oportunidad. Para una compañía como la nuestra es fundamental poder contar con condiciones estables en largo plazo. Al fin y al cabo, todo tiene que ver con la asignación de los recursos”, dijo el manager director de la compañía alemana Wintershall Dae, Manfred Boeckmann.
NEUQUÉN PIPELINES
En una entevista exclusiva para LmNeuquén, el gobernador neuquino Omar Gutiérrez brindó detalles del nuevo proyecto para la industria hidrocarburífera de la provincia. Destaco que el Gobierno provincial “comenzó a consensuar los términos de un acuerdo a través del cual se amplía el gasoducto de Vaca Muerta Norte, desde el área Los Toldos I de Exxon, hasta la zona de El Trapial, que está en tratativas con Chevron”.
La obra demorará aproximadamente un año, para la cual se contempla una inversión de US$ 60 millones. “Forma parte de la articulación pública y privada para avanzar en el proceso de fortalecimiento económico y social”, indicó.
“Sobre principios de mayo, del total viable a ser transportado, van a ser 265.000 barriles por el oleoducto del Oldelval a Bahía Blanca - Puerto Rosales”, sostuvo el dirigente.
SHELL Y SIERRAS BLANCAS
En este contexto, Sean Rooney, presidente de Shell Argentina, afirmó que la empresa espera terminar para fin de año la construcción de un nuevo oleoducto que permita optimizar la evacuación de su producción en Vaca Muerta.
La obra consiste en un ducto desde el yacimiento Sierras Blancas hasta la estación del sistema de Oldelval, en la localidad rionegrina de Allen.
"Ahora mismo, la capacidad de producción de la cuenca, incluyendo nuestras actividades, está limitada por la capacidad de Oldelval, quien está haciendo las ampliaciones necesarias para impulsar la potencia", detalló el directivo, dijo en una entrevista a LmNeuquén.
"En nuestro caso, estamos construyendo un oleoducto propio, junto a Pan American Energy y Pluspetrol, con una capacidad de 120.000 barriles por día, el cual planeamos ponerlo en marcha a fin de año”, informó.
Respecto a los proyectos de la firma en el país, el titular de Shell expresó: “El último tiempo ha sido desafiante. Tuvimos la suerte de seguir invirtiendo con dos equipos de perforación, a raíz de la decisión en 2018 de hacer el primer desarrollo y expandir la plana de Sierras Blancas"
"El año pasado pusimos en marcha la planta, la cual está casi triplicando el nivel de capacidad de producción del área", aseguró.
PAMPA ENERGÍA: EL PLAN PARA AHORRAR A ARGENTINA
JUAN MANUEL COMPTE/El Cronista
Pampa Energía invertirá US$ 400 millones este año. El monto es US$ 150 millones superior al de 2021 -es decir, un 60%– y se destinará, principalmente, a incrementar su producción de electricidad -el grupo es el mayor generador privado del país- y de hidrocarburos, en especial, de gas natural.
Con el salto de 60% que planifica, de 7 millones de metros cúbicos (m3) diarios en 2020 a más de 11 millones en los próximos meses, el holding que lidera Marcelo Mindlin calcula que, dada la disparada de precios del gas natural licuado (GNL) que detonó la invasión rusa sobre Ucrania, eso significará un ahorro de, por lo menos, US$ 1000 millones en la factura de importación de combustibles que deberá afrontar el país durante el próximo invierno.
“El crecimiento de producción que proyectamos para este año, obviamente, elevará nuestro nivel de inversiones de capital. Saltaremos de los US$ 250 millones de 2021 a cerca de US$ 400 millones en 2022”, informó Gustavo Mariani, CEO de Pampa, en el call con inversores tras la difusión de los resultados anuales del grupo, realizado hace un par de semanas.
Precisó que, de esa cifra, US$ 120 millones es el “capex regular” (sic) que necesita Pampa para mantener sus niveles. “Significa que destinaremos US$ 280 millones a incrementar producción, tanto de gas natural, como en la expansión del parque eólico que estará conectado a inicios del próximo año”, aclaró. La última referencia es a la expansión del Parque Eólico Pampa Energía III (PEPE III), proyecto de US$ 120 millones que el grupo anunció en enero.
El año pasado, las ventas netas consolidadas de Pampa crecieron 41%, a US$ 1508 millones. Tuvo aumentos del 84% en el negocio petroquímico, del 54% en petróleo y gas, 17% en generación de energía y 10% por sus participaciones en otras empresas. Registró un resultado operativo consolidado de US$ 579 millones, contra US$ 243 millones de 2021. El balance cerró con una ganancia consolidada de US$ 238 millones, que contrastó con la pérdida de US$ 367 millones de un año antes.
Lo explicó por menores pérdidas de operaciones discontinuadas (US$ 460 millones) y por las mayores ganancias reportadas por sus negocios actuales: generación eléctrica (US$ 71 millones), petróleo y gas (US$ 75 millones) y petroquímica (US$ 22 millones). Hubo otros US$ 12 millones en la línea “Holding y otros”.
Mariani adelantó que, para mayo, Pampa espera haber terminado la construcción de su planta temporaria de producción -TPF, por su sigla en inglés- en Vaca Muerta, lo que significa un upgrade desde la planta de producción temprana (EPF) que hizo el año pasado.
“Con estas dos nuevas instalaciones, podremos ir de nuestros actuales niveles de producción, de 9 millones de m3 diarios, a 11 millones“, indicó. Precisó que es el compromiso de producción que la empresa asumió a partir de mayo con el Plan Gas, iniciativa de estímulo lanzada a inicios de 2021 y en la que Pampa invertirá un total de US$ 800 millones al cabo de cuatro años.
El CEO agregó que en El Mangrullo, su yacimiento emblema en Vaca Muerta, el grupo también construye una nueva PTC, de casi 5 millones de m3 diarios de gas. “Por lo tanto, en septiembre, tendremos las instalaciones listas con capacidad para producir 16 millones o 16,5 millones de m3 diarios de gas natural“, subrayó.
No obstante, aclaró que, para crecer a esos 16,5 millones, Pampa necesita subir su capex en perforación y completación. “Y eso es algo que, todavía, no planeamos, básicamente, porque, pese a que somos muy optimistas con que el nuevo gasoducto que planea el Gobierno esté listo para el invierno de 2023, todavía no se lanzó la cuarta ronda del Plan Gas, que asegurará el fluido para ese abastecerlo”, explicó.
“Creemos que eso ocurrirá dentro de pocos meses porque nosotros y el resto de la industria necesitamos estar listos para tener esos 11 millones de m3 de gas que el gasoducto transportará en su primera fase“, apuntó.
ANTES Y DESPUÉS DEL GASODUCTO
Mariani define al gasoducto Néstor Kirchner -como lo bautizó la actual administración, si bien el proyecto comenzó a esbozarse en el gobierno anterior- como un “game changer“. “Es muy importante para la macro de la Argentina y, también, cambia el juego para Pampa, en su capacidad de, incluso, duplicar nuestra producción. Tomará unos años pero es posible”, explicó.
La empresa, explicó, podría crecer otro 60% en su producción de gas, hacia los 17 millones de m3 diarios. “Tenemos reservas de shale gas. Y, también, de tight gas. Estas son más competitivas. Serán las que mayormente desarrollaremos para ir a los 16 millones o 17 millones de m3 de gas”, describió. Enfatizó que no ser una empresa con reservas 100% de sólo un tipo de gas le da una ventaja competitiva a la compañía en relación a sus competidores.
Tener el gasoducto hecho para el invierno de 2013 “suena optimista pero es factible”, aseguró. “Entiendo que, teniendo en cuenta el background de la Argentina en proyectos de infraestructura, es razonable que haya dudas. Pero, desde el punto de vista financiero, el repago de este gasoducto es tan rápido… Ya era algo obvio el año pasado, con los precios de importación de GNL, Bolivia y los combustibles líquidos. Con los valores de este año, el repago será de menos de un año; en sólo unos pocos meses“, explicó.
Según Mariani, el financiamiento del proyecto no debería ser un problema. “El primer tramo, además, es de sólo US$ 1.100 millones: comparado con el costo de intereses que el país tendrá este año, es sólo una fracción. Financiarlo no es el tema”, observó.
“El asunto es el corto período de tiempo que tenemos hasta el próximo invierno y la situación compleja del mundo”, continuó. Pero, aclaró, ve al gobierno muy “dispuesto y comprometido” para tener el gasoducto listo para ese momento. “Para fines de este mes, se deberían estar abriendo las ofertas. Por lo tanto, si las propuestas son competitivas en términos de timing, los primeros tubos deberían instalrse en septiembre u octubre de este año“, añadió. “Siendo muy agresivos, es factible que la construcción del gasoducto esté lista entre ese momento y mayo o junio del año próximo“, pronosticó.
