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ENERGÍA
Superávit: El shale ganó terreno en Argentina
03/07/2019

Mayo se convirtió en el mes de mayor producción gasífera desde julio de 2009

ENERNEWS/LmNeuquén/La Nación

La producción es de casi 137 millones de metros cúbicos diarios de gas. Del total, alrededor del 41% corresponde a no convencional, la que caracteriza a los yacimientos de Vaca Muerta. 

Según datos de la Secretaría de Energía, la producción de gas y petróleo creció en mayo 7,6% y 4,2% interanual, de forma respectiva. Las subas se explican por el crecimiento de la producción no convencional de Vaca Muerta .

Luego de nueve años, la Argentina volvió a tener superávit energético en los primeros cinco meses del año. Si bien esto se debe principalmente a la caída de la demanda, producto de la recesión, también está explicado por una mayor producción local que permitió sustituir parte de las importaciones. Para el año, los analistas creen que el sector podría terminar con un déficit de entre US$500 y US$1000 millones, mucho menor a los US$2300 millones que hubo el año pasado. Si la economía reactiva, el rojo podría ser mayor.

El país llegó a tener un superávit energético de US$6100 millones en 2006, que significaba no solo que era autosuficiente, sino que el sector generaba ingreso de divisas. Siete años después, en 2013, la Argentina estaba en una situación completamente distinta, con un déficit de US$6900 millones solamente en materia energética. Desde entonces, las importaciones comenzaron a caer y el déficit disminuyó. Las exportaciones, por su parte, se reactivaron en 2018, producto de las mayores inversiones en Vaca Muerta, que hizo aumentar la producción de gas y petróleo no convencional. 

"Nosotros estamos proyectando una balanza energética equilibrada en dólares para el año que viene", dice Daniel Montamat, presidente del estudio homónimo y exsecretario de Energía.

 De hecho, con datos de abril, la producción no convencional de petróleo ya representa un 18% del total, con un crecimiento interanual del 52%; mientras que la producción de petróleo convencional cayó 2%.

Con 500.000 barriles diarios, la producción en petróleo acumula 15 meses de crecimiento interanual ininterrumpido. En mayo se cumplieron 13 meses sin importaciones de crudo, algo que no ocurría desde el año 2012. Los analistas creen que a partir del año que viene, la Argentina podría ser exportador regular de petróleo. 

En gas, la producción no convencional representa 41%, mientras que la convencional cae 10%, según datos de la cartera que conduce Gustavo Lopetegui. 

El potencial que tiene el reservorio genera expectativa en el sector, ya que los resultados obtenidos son a partir de explotar solo un 4% de los 35.000 kilómetros cuadros que tiene la superficie de Vaca Muerta. Sin embargo, no todo el área podría tener la misma productividad.

La mayor producción ayudó a lograr una balanza comercial con superávit en los primeros cinco meses del año, aunque también influyó la caída de las importaciones, producto de la menor actividad económica. 

Entre 2006 y 2013, la Argentina pasó de tener un superávit comercial energético de US$6100 millones a un déficit de US$6900 millones. En 2018, el rojo fue de US$2300 millones, y en el Gobierno esperan que este año esté cerca del equilibrio, con un déficit de alrededor US$300 millones. Los analistas del sector, en tanto, proyectan un déficit de entre US$500 millones y US$1000 millones, aunque el rojo podría ser mayor si la economía reactiva. Aun sí, se trataría del menor déficit energético desde 2010, que fue el último año en el cual la Argentina tuvo superávit. 

La cantidad de fracturas realizadas en formaciones shale (no convencional), que son un indicador de la producción futura, pasaron de 100 fracturas mensuales en 2015 a 544 por mes en los primeros cinco meses del año, destacaron en la Secretaría de Energía. 

Con los últimos anuncios de inversión de Shell y Exxon, ya son siete las áreas en desarrollo masivo en Vaca Muerta. Estas son las dos áreas operadas por YPF, Loma Campana y El Orejano; el yacimiento Fortín de Piedra, de Tecpetrol (la petrolera de Techint), los tres bloques de Shell -Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste- y el área Bajo del Choique - La Invernada Además, de ExxonMobil.

En el gobierno de Neuquén estiman que se llegará a 10 proyectos de desarrollo masivo antes de fin de año. Entre ellos se espera que YPF pase a desarrollo los bloques La Amarga Chica y Bandurria.

Según las estimaciones de Daniel Montamat, exsecretario de Energía, en los próximos cinco años se incorporarán 300.000 barriles diarios más a los 500.000 actuales, publicó La Nación.

El shale mete presión a las refinerías

CRISTIAN NAVAZO

El crecimiento de la producción en Vaca Muerta también implica la necesidad de inversiones para poder procesar crudo más liviano. Es parte de lo que también estimula la salida exportadora para el shale oil neuquino.

La creciente producción de petróleo de Vaca Muerta ejerce presión sobre el parque refinador argentino, en un contexto de recesión y de caída de la venta de combustibles.

Por un lado, las refinerías deberán adaptarse para procesar los diferentes tipos de calidad del shale oil, y por el otro, el fuerte incremento de la producción deberá buscar destinos en mercados internacionales ante una previsible sobreoferta en el corto plazo. 

Según el último informe de tendencias energéticas del IAE General Mosconi, en el acumulado anual a marzo, la producción nacional de petróleo aumentó un 3,1%, empujada por un fuerte crecimiento del shale oil del 52,5%; mientras que las ventas de naftas y gasoil disminuyeron 4,2% y el volumen de petróleo procesado disminuyó un 2,3% en el mismo periodo.

A su vez, la refinación de petróleo acumuló una caída del 6,5% en el primer trimestre de 2019. La destilación de naftas bajó un 3%, mientras que el gasoil se redujo un 10,6%. En la caída influyen dos factores: la recesión económica, por un lado, y cuestiones técnicas, como la baja de la actividad entre el 19 de enero y el 1º de marzo de la refinería La Plata, la más grande el país, por un desperfecto producido por un apagón de Edelap que afectó a la unidad de topping.

Parque refinador

Argentina cuenta con ocho grandes refinerías: La Plata, Luján de Cuyo y Plaza Huincul de YPF, San Lorenzo (Oil); Dock Sud (Raizen), Campana (Axion), Elicabe (Puma Energy), Campo Durán (Refinor), que tienen una capacidad de procesamiento de unos 625 mil barriles diarios.

Por ahora solo hay un plan de ampliación en marcha, que lleva adelante Axion. La compañía controlada por Pan American Energy (PAE) anunció esta semana la obtención de un préstamo por u$s 500 millones para financiar las inversiones destinadas a la expansión y modernización de su refinería en Campana, en la provincia de Buenos Aires.

El objetivo es incrementar un 60% la producción de combustibles.

El crecimiento de la producción de shale oil traerá desafíos para su procesamiento. Según fuentes del mercado, más que incrementar la capacidad instalada, será necesario hacer fuertes inversiones en cambios tecnológicos, no solo para destilar el shale oil, sino que también se deberá apuntar a bajar los contenidos de azufre de los combustibles, según establece la normativa nacional que busca reducir la polución ambiental e igualar los estándares europeos.

Hoy el contexto macroeconómico, con un riesgo país y costo de financiación altos, es un gran escollo para la concreción de este tipo de proyectos.

El incremento de la producción de Vaca Muerta, en una coyuntura marcada por la caída de la refinación en el mercado local, ya comienza a dar signos de abundancia de petróleo liviano.

Uno de esos síntomas es el cierre de la brecha de precios entre el crudo de calidad Medanito y el Escalante, más pesado.

En marzo, el petróleo de la cuenca neuquina cotizó, en promedio, u$s 57,5 el barril contra los u$s 56,4 del crudo de la cuenca del golfo San Jorge.

Las fuentes consultadas esperan que en los próximos meses sean más frecuentes las exportaciones de crudo, sobre todo de las empresas no integradas que tienen un mercado restringido porque los stocks están al límite.

Hasta ahora solo YPF, por la parada de la refinería La Plata, y Vista Oil & Gas han exportado petróleo de la cuenca neuquina. La petrolera bajo control estatal ya hizo la solicitud para enviar otro cargamento al exterior.

¿Exportadores de naftas?

“No todas las refinerías son iguales y Vaca Muerta produce cinco clases de petróleo diferentes. El mejor petróleo, el de Loma Campana y Bandurria, por ejemplo, tiene 44 grados API, es muy rico en naftas y muy pobre en gasoil”, indicó el ex secretario de Hidrocarburos de la Nación, José Luis Sureda.

Según el funcionario, es probable que a raíz del crecimiento del shale oil, que hoy comprende el 15,3% de la producción total de petróleo, en el futuro Argentina tenga excedentes de producción de naftas y deba importar gasoil.

“Estos problemas no son nuevos, lo vive Estados Unidos, que está inundando el mercado con petróleo liviano, y muchas refinerías en el mundo”, agregó el ex secretario de Hidrocarburos.

La caída de los precios y la falta de mercados para el gas hizo que este año el grueso de la actividad en Vaca Muerta se volcara a la ventana de shale oil, y que las principales compañías decidieran pasar a etapa de desarrollo sus proyectos más rentables sobre la formación Vaca Muerta.

Mayo tuvo la producción de gas más alta en 10 años

 


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