PETRÓLEO

PARA PRODUCIR SHALE OIL

VISTA REEMPLAZÓ A CONOCOPHILLIPS EN DOS BLOQUES DE VACA MUERTA

LA PETROLERA DE MIGUEL GALUCCIO INGRESÓ A AGUADA FEDERAL Y BANDURRIA SUR, ÁREAS OPERADAS POR WINTERSHALL DEA. SIN NECESIDAD DE REALIZAR NINGÚN PAGO POR ADELANTADO, LA FIRMA ASUMIÓ UN CARRY DE INVERSIÓN POR U$S 77 MILLONES.

Vista Oil & Gas no detiene su expansión en Vaca Muerta. Su último avance fue la adquisición de la participación como socio no operativo en dos bloques de shale oil que desde 2019 tenía la empresa estadounidense ConocoPhillips. Lo hizo al comprar el 100% de las acciones de ConocoPhillips Argentina.

A través de un comunicado enviado a la Bolsa de Comercio, la petrolera que lidera Miguel Galuccio confirmó su entrada en Aguada Federal y Bandurria Sur, áreas cuya operación está en manos de la empresa alemana Wintershall Dea.

Aunque se materializó recientemente, el proceso de compra por parte de Vista se había iniciado hace varios meses. La operación le permitió ampliar su acreaje en la principal formación de hidrocarburos no convencionales del país. Tal como especificó Galuccio, la transacción se selló sin que Vista efectuara ningún pago por adelantado. Lo que sí asumió la compañía fue un carry de inversión en ambos bloques por u$s 77 millones. “Aprovechamos una oportunidad única para fortalecer nuestra posición como uno de los líderes en Vaca Muerta”, justificó el ejecutivo.

Según sus palabras, con esta compra Vista incorporará activos core a su cartera, elevando su potencial de crecimiento y valor para los accionistas. “Adicionalmente, aportaremos al proyecto nuestro know-how en términos de eficiencia y desarrollo de operaciones seguras y sustentables”, sostuvo.

Desde 2017 hasta hoy, Aguada Federal fue sede de seis pozos horizontales. Su producción total en el segundo trimestre de 2021 fue de 832 barriles de petróleo equivalente por día. A fines de 2020, no existían reservas probadas certificadas en el bloque.

En Bandurria Sur, por su parte, se llevan perforados otros seis pozos. En todos ellos se verificó la producción de hidrocarburos. No obstante, aún no se determinaron las reservas probadas certificadas del área.

Reestructuración global

Como parte de una estrategia de reestructuración de su cartera de activos a escala global, la norteamericana ConocoPhillips ya había anticipado el año pasado su intención de desprenderse de diferentes activos y desinvertir en varios mercados alrededor del mundo, entre los cuales figuraba el argentino.

El Gobierno de Neuquén le había otorgado su participación en las concesiones Aguada Fede-

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»Como parte de una estrategia de reestructuración de su cartera de activos a escala global, ConocoPhillips ya había anticipado el año pasado su intención de desprenderse de diferentes activos y desinvertir en varios mercados alrededor del mundo.

año un acuerdo de inversión por u$s 250 millones para el desarrollo de 20 pozos en Vaca Muerta. Los fondos serán destinados al bloque Bajada del Palo Oeste, donde la firma ya cuenta con otros pozos de crudo en producción.

Lejos de contentarse con esa iniciativa, la petrolera también comunicó que ampliará un 12,7% su presupuesto anual en la formación. De no mediar inconvenientes, la inversión programada por Vista para esta temporada trepará desde los u$s 275 millones hasta unos u$s 310 millones. ©

ral y Bandurria Sur hasta el año 2050. Los u$s 77 millones que Vista invertirá en ambos bloques constituyen la suma que ConocoPhillips había acordado pagar a Wintershall en 2019.

Impulso inversor

Junto con Trafigura Argentina, Vista Oil & Gas anunció este

»Aprovechamos una oportunidad única para fortalecer nuestra posición como uno de los líderes en Vaca Muerta. Incorporaremos activos core a nuestra cartera, elevando nuestro potencial de crecimiento y valor para los accionistas.

> Miguel Galuccio

CON UNA INVERSIÓN DE U$S 30 MILLONES

MODERNIZARON UNA REFINERÍA CLAVE PARA EL ABASTECIMIENTO NACIONAL

YPF COMPLETÓ CON ÉXITO LA PUESTA EN MARCHA DE LA PLANTA ‘CATALÍTICO A’ DE LA REFINERÍA LA PLATA, EN EL CORAZÓN DEL MAYOR COMPLEJO INDUSTRIAL DEL PAÍS. DE ESE MODO, LA PETROLERA ELEVÓ SIGNIFICATIVAMENTE LOS NIVELES DE CONFIABILIDAD Y DISPONIBILIDAD DE LA DESTILERÍA.

YPF puso en marcha la planta Catalítico A de la Refinería La Plata, ubicada en el Complejo Industrial La Plata (CILP). La iniciativa demandó más 70 días de trabajo continuo y se llevó a cabo en función de altos estándares de seguridad y protocolos sanitarios. En total, la obra requirió de la participación de unos 800 operarios especializados e implicó una inversión de alrededor de u$s 30 millones.

A través de un comunicado, la petrolera controlada por el Estado nacional explicó que el operativo general, denominado “paro por mantenimiento”, tuvo como objetivo número uno asegurar la confiabilidad y disponibilidad de la planta. “Durante el operativo se realizaron tareas de apertura, limpieza, inspección y reparación en 116 equipos, y se completó la reparación y/o el cambio de 640 válvulas. Los trabajos incluyeron 130 tareas metalúrgicas y el reemplazo de 550 líneas de agua de refrigeración”, puntualizó.

Adicionalmente, indicó YPF, se reemplazó una turbina a vapor por un moderno generador eléctrico que ampliará la eficiencia energética y la seguridad. “Se trata de un generador de una potencia de 3.500 kilovatios (Kv), que permitirá un ahorro de 25 toneladas (Tn) de vapor hora. El rendimiento de la unidad eléctrica es del 98% contra el 54% de la turbina a vapor”, comparó. Según lo informado, la tarea más complicada estuvo a cargo de la empresa AESA y fue el cambio del conjunto ciclonesplenum, una enorme estructura

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»La tarea más complicada llevada a cabo durante esta iniciativa estuvo a cargo de la empresa AESA y fue el cambio del conjunto ciclonesplenum, una enorme estructura con forma de medusa metálica.

con forma de medusa metálica. Esta faena requirió de una delicada etapa de preparación con cortes y desmontajes. Vale aclarar que PF actualmente posee más de la mitad de la capacidad total de topping en la Argentina. la Refinería La Plata representa, a su vez, más de la mitad del volumen que maneja la compañía.

Coloso industrial

Puesto en marcha en 1974, el CILP de PF es uno de los complejos más importantes de Sudamérica y uno de los activos industriales más dinámicos de la Argentina.

Inaugurada en el año 1925, la Refinería La Plata es capaz de procesar todas las variedades de crudo que se elaboran en el país para obtener una amplia gama de productos. Conectada con un oleoducto, un poliducto y el puerto fluvial, posibilita la obtención y distribución de 14 productos combustibles y materias primas petroquímicas, junto con 14 productos básicos para lubricantes y especialidades. Con 2 plantas de proceso y un parque de tanques que se localizan en una superficie de 00 hectáreas (Has), la capacidad de refinación de la refinería oscila en torno a los 30.000 metros cúbicos (m ) por día.

Valor agregado

La flamante planta Catalítico A’ es una unidad de craqueo catalítico que cumple la función de convertir corrientes de hidrocarburos de bajo valor, provenientes de otras unidades de la Refinería, en productos de mayor utilidad. Entre ellos figuran las naftas, las materias primas petroquímicas y para la industria del caucho, el gas licuado de petróleo (GLP) para garrafas, el gasoil y el gas combustible para hornos y calderas. ©

ELENA MORETTINI, DIRECTORA DE SUSTENTABILIDAD DE GLOBANT

“PARA TENER UN BARRIL VERDE SE NECESITAN PRECIOS ACORDES”

LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA ESTÁ OBLIGADA A MEJORAR LA CAPTURA DE EMISIONES DE CARBONO, SEGÚN LA MIRADA ESPECIALIZADA DE ELENA MORETTINI, QUIEN ASEGURÓ QUE EL MERCADO DEBE HACER SU APORTE PARA BAJAR EL RIESGO CLIMÁTICO ASOCIADO A LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS.

Nadie discute, a estas alturas, la importancia de encaminar el mundo hacia una matriz energética lo más diferenciada posible. En este contexto, Elena Morettini, directora de Sustentabilidad de la firma Globant, remarca la necesidad de no hablar de transición energética en singular. “Hay que hacer hincapié en la pluralidad de las transiciones”, expuso durante un encuentro desarrollado en el »

»Será clave apostar por el denominado carbon budget. Si no somos capaces de hacer una trazabilidad del carbono atado a la producción de gas y petróleo, posiblemente no podremos exportar.

> Elena Morettini

marco de las jornadas del ciclo ‘Construyendo Puentes’ que organizan el Programa de Bioeconomía de la Facultad de Agronomía de la Universidad de Buenos Aires (UBA), The Millenium Project, el Centro Latinoamericano de Globalización y Prospectiva, Argentina Conversa, el Instituto de Planeamiento Estratégico y la Red Nueva Acción Política (Red NAP).

En muchos casos, advirtió Morettini, se limita el concepto a las fuentes renovables. “Creo, en realidad, que las transiciones energéticas son la manera sustentable de producir cualquier tipo de energía”, manifestó la experta durante su presentación en ‘Para que el día después seamos mejores: Energías para el desarrollo’.

Según sus palabras, es momento de imponer un cambio cultural de connotación plural para integrar cada uno de los tipos de energía. “Todos tenemos que estar convencidos de que cualquiera fuese el modelo –convencional, no convencional, de energía primaria, secundaria o terciaria–, en cualquier tipo de fósiles, o en cualquier tipo de programa de exportación, tenemos que transitar el camino de la disminución de emisiones”, sentenció. En esa dirección, acotó, para tener un barril verde será necesario contar con un precio correspondiente. “Solo así podremos capturar esas emisiones y bajar el riesgo climático ligado a la producción de petróleo y gas natural”, aseguró.

Será clave, agregó, apostar por una cuota de emisiones de carbono: el denominado carbon budget. “Si no somos capaces de hacer una trazabilidad del carbono atado a la producción de gas y petróleo, posiblemente no podremos exportar. Hoy en día, en función de los parámetros económicos, en cualquier tipo de cadena de valor y a cualquier tipo de suministro de energía se le pide el cómputo de este parámetro”, afirmó.

Conocimiento técnico

A decir de Morettini, el carbon budget tiene que estar prioritariamente vinculado con el proyecto energético elegido. “Debemos pensar cuál es la trazabilidad de nuestro producto con respecto al carbono, porque seguramente quien decida importarlo tomará esto en cuenta”, sostuvo. Las estrategias energéticas de un país, apuntó, tienen que ser definidas por especialistas en el tema. “Hay que apuntar a una matriz lo más diferenciada posible. Y para eso se precisa un conocimiento técnico muy acertado”, remarcó.

Bajar a tierra

Todas las ideas propuestas, destacó Morettini, deben bajar a tierra. “Tenemos que ser pragmáticos. De lo contrario, no vamos a poder avanzar en ningún tipo de decisión. Cuando pensamos en ideas y soluciones, el discurso científico y tecnológico puede dirigirnos a decisiones de mercado sobre las cuales después tendremos que operar”, reflexionó. Por estos días, ejemplificó, el mercado del litio no es sustentable. “Tomar decisiones apuradas por demandas eventuales del mercado posiblemente nos lleve a problemas mucho más grandes desde el punto de vista del clima y de la sustentabilidad”, completó. ©

»Todas las ideas propuestas en el camino a la pluralidad energética deben bajar a tierra. Tenemos que ser pragmáticos. De lo contrario, no vamos a poder avanzar en ningún tipo de decisión.

> Elena Morettini

RELEVAMIENTO DE FIXSCR

LA PETROLERA DE EURNEKIAN AUMENTA Y DIVERSIFICA SU PRODUCCIÓN

ADEMÁS DE PREVER UN AUMENTO DE UN 43% EN SU OFERTA DE HIDROCARBUROS DURANTE ESTA TEMPORADA, POR LO QUE SUPERARÁ LOS 50.000 BARRILES EQUIVALENTES DE CRUDO POR DÍA, CGC REALIZARÁ INVERSIONES POR ALREDEDOR DE U$S 200 MILLONES ANUALES HASTA 2024.

Está todo dado para que Compañía General de Combustibles (CGC) incremente y diversifique significativamente su explotación hidrocarburífera. Tras adquirir en junio pasado la firma china Sinopec, el brazo petrolero de Corporación América expandirá un 43% su producción para este año. Así lo anticipa un informe de la calificadora de riesgos FixScr, filial de la agencia global FitchRatings.

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»La producción de gas nacional representará un 63% de la oferta total de CGC, mientras que la de petróleo configurará un 37%. Vale aclarar que actualmente esos niveles llegan a un 85% y un 15%, en cada caso.

Según el reporte, la empresa que preside Eduardo Eurnekian superará los 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día a fines de 2021, frente a los 35.000 registrados en 2020. Adicionalmente, CGC planea inversiones por u$s 200 millones anuales hasta 2024.

De acuerdo con el relevamiento, la organización exhibirá una mayor diversificación por segmento, ya que la producción de gas nacional representará un 63% de su oferta total, mientras que la de petróleo configurará un 3 %. Vale aclarar que actualmente esos niveles llegan a un 5% y un 15%, en cada caso. Luego de la adquisición de Sinopec, la base de reservas probadas de CGC se elevó en un 52%, hasta los 90 millones de barriles equivalentes diarios. Este volumen implica unos 5, años de producción.

Antes de su ampliación, la petrolera mostraba una elevada concentración en el yacimiento Campo Indio Este-El Cerrito, ubicado dentro de la Cuenca Austral, al sur de la provincia de Santa Cruz. En diciembre de 2020, este bloque explicaba el 0% de la obtención de gas de la firma. Para FixScr, ese factor “será mitigado por la adquisición de 1.350 pozos productivos en 20 concesiones que cubren 4.668 kilómetros cuadrados (km²), principalmente en la Cuenca de San Jorge, y también en las cuencas Neuquina y Cuyana”.

Otras proyecciones

Las inversiones programadas por CGC, adelantó la agencia calificadora, se destinarán esencialmente al renovado Plan Gas, a evitar el declino de los nuevos pozos adquiridos y a incrementar las perforaciones. Dicho presupuesto se respaldará básicamente en el beneficio bruto de explotación (antes de deducir gastos financieros) de u$s 00 millones este año; el flujo libre positivo esperado en torno a los u$s 100 millones, y una caja que a fines de junio pasado ascendía a u$s 244 millones. Para 2022, proyectó FixScr, ese beneficio se situará por encima de los u$s 450 millones. A partir de 2024, en tanto, la cifra treparía a los u$s 500 millones.

Salto cuantitativo

Con 100 años de actividad en la Argentina, CGC producía alrededor de 8.500 barriles equivalentes por día hasta que en 2013 el holding Corporación América adquirió el control de la compañía. Su socia en la empresa, con el 30% restante de las acciones, es Sociedad Comercial del Plata, grupo económico que cotiza en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA). En 2015 se produjo un salto cuantitativo para CGC, que se quedó con los activos de Petrobras Argentina en Santa Cruz. De ese modo, se convirtió en el operador más importante de la Cuenca Austral, con una producción de 20.000 barriles diarios. ©

»Las inversiones programadas por CGC, según las previsiones de la agencia FixScr, se destinarán esencialmente al renovado Plan Gas, a evitar el declino de los nuevos pozos adquiridos y a incrementar las perforaciones.

PROYECCIONES DE PWC

VACA MUERTA PODRÍA DUPLICAR LA PRODUCCIÓN HIDROCARBURÍFERA DEL PAÍS

CON UN RITMO DE INVERSIÓN DE 1.000 POZOS POR AÑO, LA ARGENTINA ALCANZARÁ UNA BALANZA ENERGÉTICA COMERCIAL NETA POSITIVA, SEGÚN LAS PREVISIONES DE PWC, QUE TAMBIÉN ANTICIPA GRANDES BENEFICIOS ASOCIADOS EN TÉRMINOS DE EMPLEO Y DESARROLLO LOCAL.

Está claro, según el último informe de PwC, que como consecuencia directa de la pandemia 2020 fue un año de cambios sin precedentes para el sector. En el plano local, advirtió la consultora, la producción de crudo cayó un 5,3%, mientras que la de gas lo hizo un 8,6% anual. “La cantidad de pozos perforados bajó interanualmente, de 928 a 391 (un 58%), menos de un tercio de los perforados en 2011. La producción no convencional de crudo y gas representó el 25% y 43%, respectivamente”, puntualizó.

De todos modos, remarcó el trabajo de PwC, de esa debacle pueden extraerse varias conclusiones interesantes y provechosas. “La volatilidad y el riesgo han venido para quedarse. Incluso con las recientes recuperaciones en los precios, las empresas deberán construir sus estrategias de corto y mediano plazo sobre una base de resiliencia y alta adaptabilidad al cambio”, indicó. En ese sentido, apuntó, será clave hacer foco en la cadena comercial y de abastecimiento, repensar las estrategias de hedging de largo plazo, y asegurar cadenas de suministro más localizadas y cortas para garantizar la producción y reducción de costos.

Además de ponderar la necesidad de acelerar nuevas formas de trabajo a partir de la automatización y la digitalización, PwC instó a las firmas a considerar las implicancias de los cambios sociales. “Se ha acelerado la agenda sobre polución, emisiones de dióxido de carbono (CO ) y cambio climático e iniciativas ESG. Las compañías deberán trabajar fuertemente en aras de la transición energética”, expuso.

Frente a este panorama, Hernán Rodríguez Cancelo, socio de PwC Argentina, enfatizó la relevancia del lanzamiento del nuevo Plan Gas a la hora de dar previsibilidad en materia de precios, puesto que el mercado local necesita reducir lo máximo posible la importación de combustibles líquidos y de gas. “Durante los últimos 10 años, el país ha tenido que importar por más de u$s 70.000 millones, con lo cual –si Vaca Muerta logra su más alto nivel de desarrollo– la Argentina puede llegar a duplicar su producción diaria de gas y petróleo con un ritmo de inversión de 1.000 pozos por año, alcanzando una balanza energética comercial neta positiva”, proyectó el experto.

»Según PwC, la volatilidad y el riesgo han venido para quedarse. Incluso con las recientes recuperaciones en los precios, las empresas del sector deberán basar sus planes en altos grados de resiliencia y adaptabilidad al cambio. » En un escenario de pleno desarrollo de Vaca Muerta, los majors focalizados en esa formación abrirán grandes posibilidades a nuevos jugadores más pequeños en los yacimientos maduros convencionales.

Grandes avances

A decir de Cancelo, la participación de los recursos no convencionales tiene una gran importancia en la matriz energética de la Argentina. “El crudo ha tenido una leve recuperación comenzando en abril y mayo de este año. La relevancia de Vaca Muerta es un factor fundamental para elevar los estándares de la industria local, ya que per-

> Rodríguez Cancelo

mitiría múltiples avances”, afirmó. Uno de ellos, identificó, pasa por la clara posibilidad de duplicar la producción de gas y petróleo en un lapso de entre cinco y siete años. “Esto implicaría inversiones anuales de entre u$s 15.000 millones y u$s 25.000 millones”, cuantificó.

Efectos positivos

Otro beneficio significativo, en el escenario planteado por Cancelo, tendría que ver con el efecto multiplicador en el empleo. “Adicionalmente, los majors focalizados en Vaca Muerta abrirán grandes posibilidades a nuevos jugadores más pequeños en los yacimientos maduros convencionales”, agregó.

Por otro lado, acotó el especialista, se renovarían las expectativas en otras formaciones no convencionales, como Palermo Aike en Santa Cruz. “Finalmente, se promovería el desarrollo local en toda la cadena de valor y se abrirían nuevos mercados globales, como el del gas natural licuado (GNL)”, completó. ©

INFORME DE LA UNIVERSIDAD AUSTRAL

LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO NO CONVENCIONAL BATIÓ SU RÉCORD HISTÓRICO

IMPULSADO POR EL DESARROLLO DE VACA MUERTA, ESTE TIPO DE CRUDO YA EXPLICA ALREDEDOR DE UN TERCIO DE LA EXTRACCIÓN PETROLERA EN TODO EL PAÍS. SEGÚN LA VISIÓN ESPECIALIZADA DE ROBERTO CARNICER, EL CRECIMIENTO DEL RUBRO RESPONDE FUNDAMENTALMENTE AL AUGE DEL SHALE OIL.

En colaboración con las facultades de Ingeniería, Derecho y Ciencias Empresariales, el Instituto de Energía de la Universidad Austral relevó un récord histórico en la producción de petróleo no convencional en el país. De acuerdo con Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, la obtención de crudo en septiembre promedió los 84.730 metros cúbicos (m³) por día; es decir, un 11% por encima del mismo mes de 2020. “La producción de petróleo no convencional en septiembre de 2021 fue de 2 . 0 m diarios, verificando un aumento de un 53% con respecto

»La obtención de petróleo no convencional en la Cuenca Neuquina se elevó un 47% entre septiembre de 2020 y el mismo mes de 2021. La producción de shale oil representó el 32,67% y el 60,39% del total producido en el país y en la cuenca, respectivamente.

al mismo mes de 2020 y representando un 33,8% del total nacional”, puntualizó el experto.

Desde su óptica, el crecimiento sectorial se da esencialmente por el aumento de la producción desde reservorios de shale, segmento que implica un 97% de la extracción del petróleo no convencional, y del leve aporte de un 3% desde reservorios de tight.

La obtención de petróleo no convencional en la Cuenca Neuquina, añadió, se elevó un 47% entre septiembre de 2020 y septiembre de 2021. “La producción de shale oil alcanzó los 27.690 m³ por día en septiembre de 2021, representando el 32,67% del total producido en el país y el 60,39% del volumen extraído en la cuenca”, precisó.

Adicionalmente, expuso, la explotación de petróleo de tight alcanzó los 880 m³ diarios en el mes analizado, por lo que aportó un 1,04% del total registrado en la Argentina y un 1,92% de la producción de la cuenca. “El primero ha logrado un mayor impulso por parte de las productoras frente al tight”, comparó.

Desempeño gasífero

En materia de gas natural, el informe de la Universidad Austral indicó que la extracción local en septiembre de 2021 llegó a los 132,59 millones de m³ por día, por lo que creció un 8% en relación con el mismo mes de 2020. “La producción no convencional total del país fue de 68,29 millones de m³ diarios, presentando un incremento de un 31% con respecto al mismo mes de 2020 y explicando el 51,5% del volumen nacional”, cuantificó.

En Neuquén, la obtención fue de 64,91 millones de m³ por día, un 48,96% de lo producido en la Argentina. En la Cuenca Austral, sobresalió el aporte de CGC de 3,38 millones de m³ diarios de tight gas en sus áreas El Cerrito y Campo Indio. “Se observa una recuperación del gas no convencional como consecuencia del nuevo Plan Gas. Aunque la caída de la explotación convencional no permite evidenciar un repunte total de la producción”, advirtió el reporte.

Educación superior

La Universidad Austral es una institución de educación superior creada por la Asociación Civil de Estudios Superiores (ACES), entidad sin fines de lucro con personería jurídica e inscripta en el Registro Nacional de Entidades de Bien Público.

La institución promueve la investigación, imparte enseñanza de grado y posgrado, realiza programas de extensión y brinda atención sanitaria desde su hospital. Está constituida por las facultades de Ciencias Biomédicas; Ciencias Empresariales; Comunicación; Derecho; Ingeniería; Hospital Universitario Austral; Parque Austral; IAE Business School; Escuela de Educación; Escuela de Política, Gobierno y Relaciones Internacionales; Instituto de Ciencias para la Familia; e Instituto de Filosofía. ©

CUMBRE DEL FINANCIAL TIMES

SEGÚN LOS TRADERS, LA DEMANDA PETROLERA SE RECUPERARÁ EN 2022

LAS PRINCIPALES FIRMAS COMERCIALIZADORAS DE CRUDO ANTICIPARON QUE DURANTE EL AÑO QUE VIENE EL CONSUMO GLOBAL DEL RECURSO MEJORARÁ LO SUFICIENTE COMO PARA RETOMAR SUS NIVELES PREVIOS A LA PANDEMIA DE CORONAVIRUS.

Habrá que esperar hasta el año que viene para que la demanda de petróleo se recupere de la crisis que desató el brote de COVID-19 a escala mundial. Así lo proyectaron referentes de Vitol Group, Trafigura Group, Mercuria Energy y Gunvor Group convocados por el Financial Times. De acuerdo con los mayores traders del planeta, no debe aguardarse una reactivación del consumo antes de bien entrado 2022.

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A decir de Ben Luckock, codirector de Comercio de Petróleo en Trafigura, grupo que llegó a reservar una docena de superpetroleros capaces de contener un total de 24 millones de barriles de crudo, resulta muy difícil ser optimista sobre el futuro precio del recurso. “Recién en el último tramo de 2021 se está viendo una cotización estable”, comentó el directivo.

En la misma frecuencia, Marco Dunand, presidente de Mercuria Energy, precisó que la recuperación de la demanda demorará un tiempo más. “Aunque China está mostrando números alentadores, en Europa y América el consumo sigue ubicándose por debajo de los valores pre-pandemia”, remarcó. Para Torbjorn Tornqvis, presidente ejecutivo de Gunvor Group, el hecho de que el escenario se ve incierto ahora no necesariamente significa que mejorará necesariamente. “La situación de la demanda podría volver a la baja”, estimó el titular de la firma que comercializa más de 2 millones de barriles de petróleo y productos derivados por día.

No fue muy distinta la opinión de Russell Hardy, director ejecutivo de Vitol Group, la mayor empresa independiente en el rubro de la comercialización de crudo, quien comparó el actual consumo con el registrado previamente al brote de coronavirus. “Hay un repunte, pero todavía falta”, sostuvo.

Temor e incertidumbre

De acuerdo con Eugen einberg, analista de Commerzbank, la demanda no termina de recuperar el ritmo esperado porque el riesgo de nuevos confinamientos pone en duda la evolución del negocio. “Los temores a que se registre un exceso de oferta de petróleo se combinan con un sentimiento general de incertidumbre”, advirtió.

Desde su óptica, no ayuda que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados se muestren poco predispuestos a realizar nuevos recortes en la producción. “En este contexto, algunas firmas que negocian con petróleo están empezando a tomar medidas preventivas por si vuelve a producirse un fuerte excedente en el mercado”, afirmó.

En concreto, sostuvo, los grandes traders están alquilando petroleros gigantes con contratos de largos meses de duración. “Se preparan, así, para almacenar el exceso de producción y ahorrarse los elevados costos de los fletes cuando todos buscan sitios de almacenamiento al mismo tiempo”, explicó.

Economía y negocios

De origen británico, el Financial Times es un periódico especializado en noticias internacionales de negocios y economía. Fundado en 1888, actualmente tiene más de 2,2 millones de lectores en todo el planeta. Se trata, junto con The Wall Street Journal, de la publicación financiera más importante del mundo. Además de cotejar y publicar un amplio número de índices financieros de mercado, el Financial Times está a cargo de la organización de la Cumbre Global de Commodities, evento que usualmente reúne a los principales jugadores de la obtención y comercialización a escala mundial de granos, metales, recursos energéticos y carnes, entre otros productos. ©

»El consumo mundial de crudo sigue ubicándose por debajo de los valores prepandemia. Se estima que habrá que esperar hasta bien entrado 2022 para hablar de una verdadera recuperación de la demanda.

SEMINARIO DEL CENIR, EL CIECTI FUNDAR

ANALIZAN EL DESARROLLO DE VACA MUERTA EN EL MARCO DE LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA

LA ARGENTINA ESTÁ ANTE LA OPORTUNIDAD TRANSITORIA DE PONER EN VALOR SUS RIQUE AS NO CONVENCIONALES, SEGÚN LA VISIÓN DE DISTINTOS EXPERTOS, QUE RESALTARON LAS VENTAJAS AMBIENTALES DEL GAS NATURAL EN RELACIÓN CON LOS OTROS COMBUSTIBLES FÓSILES.

Además de configurar importantes oportunidades y desafíos para el desarrollo de Vaca Muerta, la transición energética favorecerá en el país la generación de capacidades productivas y tecnológicas que permitirán el aprovechamiento de los recursos naturales de una manera sustentable. Así lo aseguraron diversos especialistas que participaron de un seminario organizado por el Centro de Inves-

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> petróleo » La Argentina posee una ventana de oportunidad para valorizar su producción hidrocarburífera en el mercado internacional. Debe rescatarse la priorización del gas natural como combustible de transición, dado que genera muchos GEI.

> Nicolás Arceo

tigaciones para la Transformación (CENIT), el Centro Interdisciplinario de Estudios en Ciencia, Tecnología e Innovación (CIECTI) y la organización Fundar. De acuerdo con Nicolás Arceo, titular de la consultora de Economía y Energía, no se sabe exactamente lo que va a implicar la transición energética en términos de la penalización en la utilización de combustibles fósiles. “Lo que sí está claro es que significará una restricción en la demanda mundial de hidrocarburos”, expuso. Es por ello, indicó, que la Argentina posee una ventana de oportunidad hasta tanto se produzca ese momento para valorizar su producción hidrocarburífera en el mercado internacional. “En este contexto, debe rescatarse la priorización del gas natural como combustible de transición, dado que este recurso genera muchos menos gases de efecto invernadero (GEI)”, apuntó. En la misma línea, Marcelo Neuman, profesor asociado e investigador de la Universidad Nacional de General Sarmiento (UNGS), puso el foco en el peso económico del complejo hidrocarburífero local y juzgó necesaria la aplicación de un programa de sustitución de importaciones en las compras. “Sería bueno incrementar la participación local en futuros planes de inversión”, recomendó. Desde su óptica, también habría que diseñar programas de desarrollo de proveedores articulados entre la industria, el gobierno y el sistema científico tecnológico. “Adicionalmente, sería deseable proveer

Gestión integrada

A decir de Forni, los desafíos ambientales de alta complejidad que derivarán de la puesta en valor masiva de los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina requieren de una gobernanza multifacética. “El sistema regulatorio interprovincial tiene forzosamente que considerar la multiplicidad de los usos y las características de cada provincia involucrada. Esto implica contar con una perspectiva de gestión integrada de los recursos hídricos a escala regional”, completó. ©

líneas de crédito adecuadas para la expansión y el desarrollo productivo”, detalló.

Riesgos concretos

Para Laura Forni, científica del Instituto Ambiental de Estocolmo (SEI, por sus siglas en inglés), resultará clave la gestión de los recursos hídricos en Vaca Muerta. “El desarrollo de la extracción de hidrocarburos representa diferentes riesgos para los ecosistemas, la salud pública y la producción agrícola de la región, en particular con respecto a la calidad del agua”, afirmó. Según sus palabras, la producción de shale gas puede presentar un peligro para el agua superficial y subterránea no tanto en el plano cuantitativo, sino en el cualitativo. “El empleo proporcional del agua para la producción gasífera es pequeño en relación con otros usos en la zona, pero actualmente se explota tan solo el 5% del gas natural de Vaca Muerta”, explicó.

»El empleo proporcional del agua para la producción gasífera es pequeño en relación con otros usos en la zona, pero actualmente se explota tan solo el 5% del gas natural de Vaca Muerta.

ESTIMACIÓN DE R STAD ENERG SI NO AUMENTA LA EXPLORACIÓN, PELIGRA EL ABASTECIMIENTO PETROLERO PARA 2050

HACEN FALTA MILLONARIAS INVERSIONES PARA PONER EN VALOR LOS 313.000 MILLONES BARRILES DE CRUDO QUE QUEDAN POR SER EXTRAÍDOS A NIVEL GLOBAL. PARA EQUILIBRAR EL MERCADO, A ESE VOLUMEN HABRÁ QUE A ADIR DESCUBRIMIENTOS EQUIVALENTES A 13 .000 MILLONES DE BARRILES.

Las próximas décadas serán sumamente desafiantes para la industria de Oil & Gas a escala mundial. Así lo anticipa un informe elaborado por Rystad Energy, que estima en u$s 3 billones el gasto de capital necesario para abastecer el mercado extrayendo 313.000 millones barriles de crudo de yacimientos existentes y subdesarrollados o de nuevos campos todavía no descubiertos. La consultora noruega precisó que cubrir la demanda petrolera prevista para 2050 implicará hallar

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»Se calcula que en estos momentos habría alrededor de 121.000 millones de barriles de nuevos suministros en áreas no descubiertas de distintos puntos del planeta que se detectarán en futuras perforaciones exploratorias.

el equivalente a 13 .000 millones de barriles de nuevas fuentes. En palabras de Palzor Shenga, analista senior de Rystad, el enfoque de la exploración deberá expandirse de manera significativa. “A menos que veamos una transición crucial en la mezcla de la energía global antes de lo que se espera actualmente”, aclaró. Con base en el vigente escenario, indicó el experto, alcanzar una producción de alrededor de .000 millones de barriles de petróleo resulta poco probable. “La oferta total no desarrollada alcanzará los 2 .000 millones de barriles entre 2021 y 2050. Si la exploración futura cumple con los estándares de la industria, los recursos renovables crecerán en aproximadamente un 5% hasta los 1 .000 millones de barriles”, puntualizó. En estos momentos, expuso, habría alrededor de 121.000 millones de barriles de nuevos suministros en áreas no descubiertas de distintos puntos del planeta que se detectarán en futuras perforaciones exploratorias. “Los proyectos que están en exploración aportarán alrededor de 3 .000 millones de barriles de hidrocarburos entre 2021 y 2050. Vale recordar que entre 1 0 y 2020 se descubrieron unos 1 .000 millones de barriles de hidrocarburos”, comparó. De ese total, prosiguió, hasta ahora se produjo un 25%. “Es decir que para 2050 deberán descubrirse unos .000 millones de barriles de nuevas fuentes a fin de compensar los 121.000 millones de barriles de hidrocarburos requeridos por la exploración durante los próximos 30 años”, calculó. En definitiva, resumió, satisfacer la demanda mundial de perforación de exploración convencional será una tarea excesivamente

compleja. “Será necesario extraer unos 330.000 millones de barriles de petróleo para 2050”, recalcó.

Más cifras

De acuerdo con los datos que maneja Rystad Energy, la tasa de éxito de la exploración cayó drásticamente en todo el mundo desde alrededor de un 72% en 2010 hasta un 17% en 2020. Para 2050, advirtió la consultora, se espera que esa tasa oscile en torno a un 15% o un 20%.

En cuanto al costo anual de la perforación de exploración, todo indica que variará desde los u$s 25.000 millones hasta los u$s 33.000 millones. Esto elevará el costo de los pozos a aproximadamente u$s 50 millones.

Por cada año, aseguró Rystad Energy, deben perforarse entre 500 y 650 pozos con una tasa de éxito mínima de un 15%. Frente a este panorama, se especula con que las perforaciones offshore dominen los descubrimientos de hidrocarburos del futuro.

»La tasa de éxito de la exploración cayó drásticamente en todo el mundo desde alrededor de un 72% en 2010 hasta un 17% en 2020. Para 2050, en tanto, se espera que esa tasa oscile en torno a un 15% o un 20%.

Presencia global

Fundada en 2004 por Jarand Rystad, un físico noruego y exsocio consultor de McKinsey, Rystad Energy es una empresa independiente de investigación energética e inteligencia empresarial con sede en Oslo, Noruega, que ofrece soluciones de consultoría sectorial a agentes públicos y privados.

Cuenta con 300 empleados y posee oficinas en Stavanger (Noruega), Houston (Estados Unidos), Nueva ork (Estados Unidos), Londres (Reino Unido), Aberdeen (Escocia), Moscú (Rusia), Estambul (Turquía), Río de Janeiro (Brasil), Tokio (Japón), Pekín (China), Singapur (República de Singapur), Kuala Lumpur (Malasia), Bangalore (India), Dubai (Emiratos Árabes Unidos), Sidney (Australia) y Perth (Australia). ©