YPF ya tiene en Vaca Muerta costos al nivel de los más grandes yacimientos no convencionales de los Estados Unidos

El CEO de YPF, Ricardo Darré, dijo que la empresa definirá en junio un plan de inversión quinquenal para el yacimiento de Vaca Muerta, con una estimación de hasta U$S 4.000 millones anuales al 2020 para asegurar el desarrollo masivo de sus áreas y resaltó que la compañía ya alcanzó un nivel de competitividad similar al de la industria petrolera de Estados Unidos.
“Tenemos que priorizar nuestras inversiones mediante una hoja de ruta de la compañía en el no convencional y con un horizonte de inversiones, propias y de los actuales socios, al 2019/2020 de entre los US$ 2.500 y los US$ 4.000 millones por año”, explicó Darré al detallar que, en la actualidad, la industria estima que un área de recursos no convencionales tiene una necesidad de inversión promedio de US$ 1.500 millones.
Esta proyección de inversiones “debe incorporar la mejora de los costos de un 20% y mejorar la productividad otro 20%” que se propuso la empresa el año pasado para el 2018, pero “no incluye el plan el desarrollo de las áreas previstas y que en la actualidad se encuentran bloqueadas por protestas” de la comunidad mapuche.
Así lo planteó el CEO de la compañía en ocasión de una recorrida por las instalaciones productivas del área Loma Campana, en Vaca Muerta, donde YPF -en asociación con Chevrón- lleva adelante la primera explotación no convencional masiva fuera de Estados Unidos. “Estamos en costos al nivel de los más grandes yacimientos no convencionales de los Estados Unidos, similares a los de Eagle Fort, gracias a una productividad en alza por pozo con un costo en desarrollo y producción en baja”, aseguró Darré en el que fue su primer encuentro formal con la prensa desde que llegó a la gerencia general de la compañía el 1° de julio de 2016.
Como resultado de la baja de costos, que en la actualidad permite un promedio de u$s 8,1 millón por pozo, la empresa alcanzó su “break even” -es decir el punto de equilibrio por encima del cual se obtienen ganancias-, en un nivel con el cual YPF sorprendió este año al mercado al anunciarlo por debajo de los u$s 40 por barril, pero Darré asegura que “se puede seguir mejorando si se trabaja en varios aspectos de los requerimientos de Vaca Muerta”.
Además de la baja de costos, Darré explicó que YPF quiere “acelerar el desarrollo de Vaca Muerta que le permita al yacimiento proveer el 50% del gas a 2021 y el 60% del petróleo que el país necesitará al 2020″, pero al mismo tiempo “hacer más atractiva la llegada masiva de nuevas empresas y de sus inversiones para que el no convencional alcance su desarrollo masivo en los próximos años”.
“Hay que poner el turbo y vamos a ver muchas más empresas interesadas en invertir”, aseguró el CEO, de larga trayectoria en el mundo petrolero, al anticipar que YPF, a fines de junio, comenzará a definir su plan de inversiones para los próximos cinco años.
Darré propuso a los responsables de los recursos no convencionales elaborar “un relevamiento en cada una de las 19 áreas en las que opera YPF y otras 9 en las que participa como socia, pero operadas por terceras empresas, para reunir la información suficiente que permita realizar un plan de inversión global por los próximos cinco años”.
Entre las áreas a explorar se encuentran Salinas del Huitrin, Bajo del Toro, Cerro Arena, Aguada de la Arena, Bandurria Sur, Bajada de Añelo, La Ribera I, Rincón del Mangrullo, en algunas de los cuales ya inició pozos exploratorios para evaluar la formación, tras poner en producción, desde hace un par de años, las áreas de Loma Campana, en asociación con Chevron, y El Orejano, con Dow.

“Necesitamos inversión pero también tiempo para el desarrollo masivo de Vaca Muerta, con áreas en las cuales estamos en la etapa de primera exploración vertical”, dijo el CEO de YPF al detallar que para el período 2017/2018 la empresa tiene previsto el desarrollo de 13 pilotos de exploración -2 de ellos con socios actuales- y 6 proyectos en desarrollo; y para 2019 alcanzar a 17 áreas en desarrollo y 5 pilotos.
En la actualidad, YPF cuenta en su gerencia no convencional de Neuquén con 470 personas de planta propia y otras 3.500 de empresas contratistas de servicios, números de empleo que se multiplicarán acorde al desarrollo y las inversiones de los próximos años.
Darré agregó: “también es necesario discutir de infraestructura con la concreción de proyectos que permitan mejorar el transporte ferroviario Bahía Blanca-Plaza Huincul -facilitaría la llega de de insumos básicos como equipos, arena y tubos- y la ampliación de la red troncal de gas, hasta tener rutas en condiciones” para un tránsito que ya empieza a ser masivo en torno al yacimiento de Loma Campana.
El CEO de la petrolera también destacó los avances en materia de seguridad con índices de frecuencia de accidentes que bajaron de 1,89 por cada millón de horas trabajadas registrado en 2013 al 0,74 del 2016 y el actual 0,64 de lo que va de 2017. “Es un excelente nivel de seguridad del que estamos orgullosos no sólo dentro de la sociedad sino en la industria petrolera porque nos pone a la par de las mayores empresas del sector que se ubican entre 0,5 a 0,7 del índice pero con la diferencia que YPF está en pleno desarrollo de áreas y todas en tierra”.

Exxon perfora su tercer superpozo en Vaca Muerta

Por primera vez, la compañía llegará a 3000 metros de profundidad

La petrolera norteamericana inició su tercer superpozo en la formación shale. Comenzó los trabajos el pasado 25 de mayo y anticipó un plazo de 50 días para la operación. El proyecto, en el área Los Toldos Sur 1, destrabará una nueva inversión.

La petrolera norteamericana Exxon eligió el 25 de mayo, fecha patria nacional, para iniciar la perforación de su nuevo pozo XL (extra largo) en Vaca Muerta. El proyecto tiene características similares a una apuesta que la petrolera YPF tiene programada para el segundo semestre de este año. Se trata de pozos con ramas laterales que superarán, por primera vez, los 3.000 metros y las 40 etapas de fractura.

Los ingenieros de Exxon, que sumaron el año pasado a los expertos shale de XTO, buscarán superar dos perforaciones propias que fueron íconos para los primeros años de la formación no convencional de la Cuenca Neuquina. Si bien la compañía apenas conseguirá su cuarta perforación, ya sacudió la ingeniería del shale neuquino con dos pozos exploratorios en Bajo del Choique-La Invernada, donde tuvo excelentes resultados de producción inicial.

El nuevo objetivo está puesto en el área Los Toldos Sur 1. Allí irán en busca del gas y condensado que guarda la roca generadora. Según informó tiempo atrás el gobernador Omar Gutiérrez, dependiendo de los resultados que obtengan, la petrolera solicitará una concesión no convencional de 35 años para el área. El pedido estará asociado a un millonario proyecto de inversión para Vaca Muerta.

Según pudo reconstruir “Río Negro Energía” el pozo de Exxon tendrá unos 3.000 metros de profundidad, hasta llegar a la formación no convencional, y más de 3.000 metros de rama lateral, una extensión hasta ahora desconocida para el shale neuquino. Además punzará la roca con unas 43 etapas de fractura. Un pozo promedio tiene unos 1.500 metros de extensión y unas 15 etapas de fractura.

La compañía norteamericana busca replicar, casi en espejo, la tecnología utilizada en Estados Unidos. Si bien se trata de una perforación exploratoria, el esquema busca reducir costos y mejora de la eficiencia. Sin embargo la llave del proyecto está en los caños. Exxon gestiona con otras operadoras una conexión para poder evacuar la producción que consiga. Esta habilitación tendrá más peso en el anticipo de la nueva inversión que los niveles de producción en sí mismo.

Al cierre de esta edición la petrolera, con un equipo de perforación propio, había conseguido superar los 1.000 metros de perforación. De acuerdo a las estimaciones iniciales los trabajos estarán finalizados en unos 50 días desde el comienzo de las actividades. El costo estimado de la operación, según confiaron fuentes del mercado a este medio, será de 30 millones de dólares.

En la competencia de superpozos, la perforación de YPF tiene algunos cuerpos de ventaja ya costará menos de la mitad y el tiempo de ejecución insumirá unos 10 días menos. La petrolera nacional ya tiene produciendo varios pozos con más de 2.500 metros de rama horizontal que entregan excelentes niveles de producción.

Con tecnología canadiense, CGC perfora su primer pozo horizontal de tight gas

Es la petrolera del grupo Corporación América

Se trata de un pozo horizontal con 10 etapas de fractura completado con un sistema de camisas activadas por bolas en la Cuenca Austral, una tecnología de avanzada muy utilizada en Canadá.

La Compañía General de Combustibles (CGC), petrolera del grupo Corporación América, realizó la perforación del primer pozo horizontal en la Cuenca Austral para la extracción de tight gas.

La petrolera continúa avanzando con tecnología de punta en la producción de gas convencional y tight gas en la provincia de Santa Cruz. Se trata de un pozo horizontal con 10 etapas de fractura completado con un sistema de camisas activadas por bolas, en lugar de Plug&Perf.

Esta tecnología permite reducir los tiempos entre fracturas de distintas etapas, y cuenta con mayor precisión del punto de inyección del volumen de fluido con arena para estimular la formación.

Con respecto al pozo, registró picos de producción superiores a los 240.000 metros cúbicos de gas por día, y desde la compañía apuntan a alcanzar un desarrollo comercial de los campos de la Cuenca patagonica.

El Gobierno frena parte de la producción de petróleo en el país

No falta gas para las centrales térmicas por el menor consumo residencial
Las templadas temperaturas registradas durante casi todo el mes (fue uno de los mayo menos frío de los últimos 10 años) y la decisión del Gobierno de eliminar el cupo obligatorio en la compra de fuel oil por parte del Estado para las usinas eléctricas provocó una virtual parálisis de la producción de petróleo en la cuenca del Noroeste, un polo histórico en cuanto a la extracción de hidrocarburos, aunque con cada vez menos participación en el mercado local.
Sucede que al no faltar gas para las centrales térmicas por el menor consumo residencial –recién esta semana se empezó a sentir el frío en los grandes centros urbanos de la zona centro del país-, el Ministerio de Energía no tuvo necesidad de recurrir a la compra de fuel oil para abastecer a las centrales térmicas.

Por consiguiente, los despachos del combustible líquido de Cammesa, la compañía mixta controlada por el Estado que administra el mercado eléctrico mayorista, al parque de generación durante mayo se redujeron significativamente con relación al mismo mes del año pasado. Según estimaciones privadas, las ventas de fuel oil a Cammesa cayeron más de un 60% en el bimestre abril-mayo de 2017 contra el mismo período de 2016.

Esa situación estructural impactó en todas las empresas refinadoras, en las grandes como YPF, Shell y Axion, pero más en las pequeñas como Refinor, que controla la única refinería emplazada en el norte del país. La compañía –que es propiedad de Pampa Energía (ex Petrobras), Pluspetrol e YPF- se vio obligada a casi suspender la compra de crudo a los productores de la cuenca del Noroeste –como Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Madalena Energy, JHP y President Energy, entre otras- porque su capacidad de almacenamiento de fuel oil está al tope.

El cuadro actual no sólo es producto de las temperaturas benévolas registradas en este otoño. También incide la decisión del Ministerio de Energía de eliminar la asignación de un cupo obligatorio de compra de fuel oil para cada refinadora. Hasta el año pasado, la cartera que dirige Juan José Aranguren trazaba, antes del invierno, un mapa tentativo de compra para repartir la cuota de fuel oil entre todas las petroleras. También pagaba un precio diferencial superior a los US$ 700 por tonelada para incentivar, de manera indirecta, la producción local de crudo en los yacimientos argentinos en un período de baja de precio internacional del barril. Esas dos intervenciones perdieron vigencia este año. El fuel oil que compra el Estado se paga hoy en torno a los 400 dólares, un 40% menos que el año pasado. Y Cammesa ya no está obligada a adquirir fuel oil de antemano. Sale a comprar sólo cuando falta gas en las centrales eléctricas. “Fue una decisión para recuperar una mayor competencia entre las petroleras. No tiene sentido seguir subsidiando la refinación de fuel oil cuando hay gas suficiente para las usinas”, indicaron fuentes cercanas a Energía.

La cuenca del Noroeste aporta una ínfima porción de la oferta de crudo a nivel nacional. Son alrededor de 1100 metros cúbicos diarios (m3/d), según datos del IAPG, apenas un 1,4% de la producción total del país (77.000 metros cúbicos diarios). Sin embargo, para Salta y Jujuy el impacto es fuerte, en especial para la provincia gobernada por Juan Manuel Urtubey, que no sólo pierde en ingresos por regalías (se pagan sobre los volúmenes extraídos de crudo), sino también por la crisis de Refinor, la única refinería del norte del país, que es uno de los mayores puntos industriales de Salta.

La venta de fuel oil para generación eléctrica es un negocio importante para la refinería salteña, es por eso que frente a ese contexto, el propio Urtubey inició gestiones con la Casa Rosada para destrabar el conflicto. Directivos de Refinor fueron recibidos por Marcos Porteau, subsecretario de Exploración y Producción del Ministerio de Energía. Se estima que la llegada del frío, que disparó el consumo de gas en hogares, reactivará las compras de fuel oil por parte de Cammesa.

Exigir y actuar transparencia y honestidad

Si se recorre nuestra historia con detenimiento, desde que somos nación para no ir más lejos, la corrupción la atraviesa sucesivamente con actores del conservadurismo, del radicalismo, del peronismo y de los regimenes militares.

Es un problema endémico que va más allá de los partidos políticos. Es un modo de hacer negocios (y justicia) plagado de complicidades y silencios que se desparrama (un verdadero derrame) por toda la sociedad con diferentes sistemas y formas. Siempre hubo notorios denunciadores de los casos más graves como Lisandro de Latorre, Ernesto Palacio, Juan Sábato y tantos otros. Ahora Lilita Carrió. No es la única. 

Carlos Nino estudió en profundidad los mecanismos de una sociedad que por norma no respeta las normas. Pero sus lecciones evidentemente no han llegado muy lejos.

Miramos parece con indolencia un fenomeno que está erosionando progresivamente nuestras bases sociales, como es evidente si se observa el estado de la distribución de ingresos y riquezas. De la deteriorada educación. Los graves y crecientes problemas de drogas y de seguridad, entre otro fenomenos.

El actual gobierno tiene la oportunidad de demostrar que no pertenece a ese linaje. La sociedad, o sea nosotros, se lo debemos exigir. Y tambien actuar. No solo esperar.

Una relato espeluznante y verídico

Una empresa compró, durante el gobierno anterior, una parte de YPF con dividendos futuros. Algo imposible en un pais normal. Con motivo de la estatización de la petrolera por el susodicho gobierno, esa empresa inició un juicio al Estado Argentino en un tribunal internacional (CIADI). Posteriormente, esa misma empresa le vendió la demanda a un fondo buitre, incluyendo el cobro de una parte del eventual resultado favorable del juicio. Aldo Ducler, un conocido actor intermediario de negocios oscuros, según las noticias, estaba dispuesto a declarar sobre el asunto a cambio de protección legal y de una parte de los fondos en juego. Una conocida política integrante de Cambiemos reclama de viva voz que el gobierno y la justicia actúen en los casos de corrupción conocidos. Denunció protección a Julio De Vido. El gobierno reacciona (o al menos parece) pero sus acciones son en apariencia dubitativas, contradictorias y confusas. El presidente defiende reiteradamente a Gustavo Arribas (jefe de la AFI), supuestamente involucrado en el caso internacional Odebrecht. Las tratativas del gobierno y de la justicia con esta empresa son opacas al público. Sin una dirección clara. Los empresarios argentinos (especialmente de la construcción), involucrados en la obra pública, algunos ligados al gobierno, miran para otro lado y guardan silencio. La Oficina Anticorrupcion, a cargo de una persona claramente no independiente, tiene una sintonía llamativa con el gobierno. Echan al Procurador del Tesoro Carlos Balbín, precisamente por comportarse en forma independiente y ponen a un allegado. El caso Correo...

Todo esto recuerda a un lamentable y quizás olvidado episodio de nuestra historia. En los años 30 del siglo pasado estallaron graves casos de corrupción pública que involucraban a empresarios y directivos, nacionales y extranjeros, a políticos y a dirigentes notables del partido político hasta ese momento mayoritario. Alguien llamó a ese período "La Década Infame". La evidencia más clara y pormenorizada de corrupción en el caso específico del negocio del servicio eléctrico en manos de las empresas de capital extranjero CHADE e ITALO, fue el llamado "Informe de Rodriguez Conde", encargado por el gobierno de facto al coronel del ejercito homónimo, que describe con sumo detalle y documentación lo ocurrido. Las recomendaciones del Informe de anular las concesiones del servicio eléctrico, otorgadas espuriamente por el legislativo de la Capital Federal a ambas empresas, fueron cajoneadas posteriormente por el gobierno elegido en el 45. No hubo caducidad de contratos. No hubo culpables ni, obviamente, condenados. 
La historia despues del 55 no fue menos venal.

Reanudarían las dos grandes represas del sur

Los informes ambientales definitivos realizados por EBISA serán entregados la próxima semana tanto a Nación como a Provincia, y a mediados de julio se haría la Audiencia Pública en el Congreso. Para el ministro de Energía en septiembre se debería reanudar la construcción de las dos centrales hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.

El ministro de Energía y Minería, estimó ayer que “en septiembre próximo” se estaría reanudando la construcción de las dos centrales hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz (denominadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic) a cargo del consorcio chino-argentino Gezhouba Group Company-Electroingeniería-Hidrocuyo, que contará con financiamiento de China.

El proceso de construcción fue suspendido en diciembre de 2015 por el Gobierno Nacional para una revisión técnica y económica del Proyecto Ejecutivo original, lo cual derivó en una Addenda al contrato, y luego se produjo una medida cautelar adoptada por la Corte Suprema de Justicia, a partir del accionar de varias organizaciones ambientales, ordenando que se haga un nuevo estudio de impacto ambiental, bajo la ley nacional, el que realizó la estatal EBISA.

Igualmente, mientras esto ocurre, en los obradores se mantiene un movimiento mínimo en tareas secundarias permitidas por la Corte.

Aranguren señaló que el estudio de EBISA “confirmó su viabilidad” (del proyecto) y detalló que la Addenda determina que “la obra pasa a ser del Estado Nacional (antes era de la provincia), que producirá energía de base y no de pico (de la demanda), y estableció una reducción de la cota de la represa, sin afectar significativamente la producción de energía”.

El funcionario refirió que “la semana próxima EBISA cursará el informe respectivo a las autoridades energéticas y ambientales a nivel nacional y provincial”. Se espera que estos entreguen sus dictámenes a fin de junio, a partir de lo cual se solicitará al Congreso que convoque a audiencia pública para mediados de julio.

El Congreso tiene la obligación de emitir un reporte no vinculante de la audiencia pública dentro de los 30 días de realizada la misma, y cuando eso ocurra se pedirá que se levante la cautelar a la Justicia en lo Contencioso Administrativo de la Capital Federal, que impide el avance de las obras de las represas, tras su paso por la Corte Suprema de la Nación.

El proyecto revisado implica un costo global estimado de 4.000 millones de dólares, de los cuales 75 por ciento será con financiamiento chino (el resto corresponde al Estado Nacional).

Respecto del esquema de financiamiento de estas y otras obras de infraestructura energética (usinas nucleares) y de transporte (ferroviario), Aranguren reveló que “en los próximos días se emitirá un DNU (decreto de necesidad y urgencia) que establece las condiciones para este tipo de crédito concesional, que tendrá una tasa de interés por debajo de la tasa de mercado”.

“Se trata de obras de gran magnitud, para las cuales no son muchos los inversores privados interesados en invertir” explicó, admitiendo que el esquema viene a saldar cuestiones planteadas en los contratos activados con China durante el gobierno anterior.

Cabe recordar que este tipo de créditos no aplica a la totalidad del financiamiento de las represas en Santa Cruz, toda vez que el financiamiento de esta obra está garantizado en el contrato de adjudicación y obra, como parte del pliego licitatorio y era una condición que la UTE de empresas ganadora debía cumplir y, de hecho, desde China ya se produjeron desembolsos por casi 700 millones de dólares desde que se inició el proceso a cuenta del financiamiento global.