Casi sin cambios en materia energética, el miércoles el Senado comienza el debate de la Ley Bases con el foco puesto en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que, en contexto de estancamiento de varias industrias abrirá una ventana de aire para destrabar proyectos energéticos, mineros y más.

Según el análisis realizado por Aleph Energy, la consultora de Daniel Dreizzen, la coyuntura económico-energética se muestra compleja: actividad económica caída, 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 más allá de las del dinero atrapado en la Argentina.

"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” hasta lograr serlo. Ese famoso escudo contra lamacroeconomía  argentina para inversiones que sino ni se imaginarían venir a la Argentina", afirma el informe sobre la industria hidrocarburífera en mayo de Aleph Energy.

La minería, al igual que la industria energética, espera la sanción del régimen para poder destrabar el inicio de proyectos de cobre, impulsar nuevas minas de oro y plata para sostener el declino natural de las existentes y en definitiva aprovechar la oportunidad que la minería presenta para el país en un mundo transicional.

Argentina debe materializar los más de US$ 25.000 millones que existen en cartera de proyectos mineros. Triplicar las exportaciones, que en 2023 fueron por un valor de US$ 4.000 millones para llegar a los US$ 12.000 millones.

LA INVERSIÓN DEL UPSTREAM

En 2023 se invirtieron casi US$ 12.000 millones en el upstream argentino (28% más que en 2022). Para el 2024 las empresas estimaron un 3% menos (11.400 MMUSD) lo que haría caer las inversiones un 18% en comparación interanual.

En el 2023 las inversiones convencionales crecieron un 11% y las no convencionales un 37% respecto del 2022. Para el 2024 se estima un crecimiento muy moderado del no convencional (+3%) y una fuerte disminución del convencional (-18%). Esta disminución en el convencional para el 2024 respondería, en parte, al proceso que inició YPF en mar.24 para vender / desinvertir 55 de sus áreas convencionales.

En el 2023 las inversiones en petróleo crecieron un 23% en comparación interanual. Los aumentos de capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina permitieron el incremento de actividad en petróleo en Vaca Muerta: En mayo 2023 se reanudó la exportación a Chile a través de Otasa y en octubre  se inauguró el Hito I del Proyecto Duplicar que incrementó la capacidad de evacuación de Oldelval hacia el Atlántico en 20 kbbl/d. 

El gas mostró un mayor dinamismo y tuvo inversiones superiores en un 45% gracias a la inauguración del GNK que en su primera etapa incorporó 11 MMm3/d en agosto 2023 y debería haber incorporado otros 11 MMm3/d asociados a la compresión para principios del 2024. Si bien la compresión del GNK se retrasó las operadoras tuvieron los volúmenes de gas disponibles de acuerdo con sus compromisos con el Plan Gas.

Según define el análisis de Aleph Energy, para el 2024 se estima que las inversiones en petróleo crecerían un 6% mientras que las inversiones en gas disminuirían un 32%.

En comparación internaul, en 2023 se observa un incremento de inversión en las tres cuencas principales: Cuenca Neuquina (+29%), Cuenca del Golfo San Jorge (+18%) y Cuenca Austral (+81%).

El crecimiento en Cuenca Neuquina responde principalmente a los incrementos de capacidad de evacuación de petróleo y gas. Para el 2024 se estima que el nivel de inversión en la Cuenca Neuquina tenga un crecimiento muy moderado (+2%)

En el caso de la Cuenca Austral el incremento responde principalmente a la ejecución del Proyecto Fénix en CMA-1. Si bien la inversión en el CMA-1 se informa en niveles similares o superiores a los del 2022 se espera una disminución de la inversión en la cuenca (-11%) principalmente por la reducción de inversiones en Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Las inversiones en Golfo San Jorge también disminuirían como consecuencia del mayor recorte que aplicaría YPF. Cerro Dragón (Pan American Energy) es la concesión con mayor producción, manteniendo su aporte del 21% del crudo convencional total. Junto con Manantiales Behr (YPF), también en la Cuenca del Golfo San Jorge, aportan el 30% del crudo convencional del país.

YPF es el operador de crudo convencional más importante, aportando el 41% del crudo convencional del país.  En segundo lugar, se ubica Pan American Energy con el 26%.  Se destaca el crecimiento de producción en el año móvil de Aconcagua energía del 146% y, en menor medida, CGC del 8%.  Se observa una tendencia generalizada a la baja en producción de crudo convencional para prácticamente la totalidad de los principales operadores.

EL ALIENTO DE INVERSIONES QUE DEJÓ MAYO

Según estiman desde Aleph Energy, la llegada de nuevas inversiones darían buenas señales para los inversores. La industria se mueve entre falta de infraestructura, freno a la obra pública, reglas poco claras de incentivos y medidas de reestructuración, por ejemplo la creación de un bono para pagar a las operadoras la deuda de Cammesa, trajo, hasta su aceptación, mucha incertidumbre y oposición.

YPF comenzó la construcción del primer tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur. Para este primer tramo,la inversión aproximada es 190 MMUSD. La segunda etapa (473 km) y terminal de exportación, que completarán el proyecto, están en etapa de desarrollo y con alto grado de avance. Implicarán una inversión de más de 2.000 MMUSD, que YPF afrontará en conjunto con otras compañías que ya mostraron interés en el proyecto.

YPF logró buenos resultados en la exploración de dos pozos que se realizaron en el lado mendocino de la formación Vaca Muerta y llevaron una inversión de 17 MMUSD. YPF presentó la solicitud para pasar al 2° periodo exploratorio en el permiso sobre el área de reserva de CN-VII A, para perforar un nuevo pad (locación de producción) de dos pozos horizontales a mayor profundidad, lo que permitiría alcanzar mayor presión de reservorio y por consiguiente posible mejor productividad.

YPF y CGC finalizaron con las 12 fracturas del primer pozo shale de Palermo Aike. El proyecto comenzó el 19 de septiembre de 2023 con una inversión inicial estimada en 28 MMUSD.

YPF recibió más de 60 ofertas de más de 30 empresas en el proceso de venta de 55 áreas maduras, que significan el 60% de su producción convencional de petróleo y el 40% de la de gas

GeoPark firmó un acuerdo para comprar el 45% de Mata Mora Norte/Sur y 50% de Confluencia Norte/Sur de Vaca Muerta (oil) a Phoenix Global Resources por un pago inicial de 190 MMUSD, carry en inversiones por 57 MMUSD, compra de midstream de 11 MMUSD y un bono de 10 MMUSD sujeto a resultados de exploración del bloque Confluencia