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PETRÓLEO
MANFRED BÖCKMANN, DIRECTOR GENERAL DE WINTERSHALL DEA ARGENTINA
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A ESCALA INTERNACIONAL, WINTERSHALL DEA DECIDIÓ PRIORIZAR LOS YACIMIENTOS PETROLEROS CON BAJAS EMISIONES DE CARBONO. SEGÚN SU REFERENTE LOCAL, MANFRED BÖCKMANN, LA PARTICIPACIÓN DE LA FIRMA EN VACA MUERTA SE ENCUENTRA PERFECTAMENTE ALINEADA A ESE OBJETIVO.
Luego de ceder la operación de sus bloques petroleros de Aguada Federal y Bandurria Norte, en Vaca Muerta, la alemana Wintershall Dea decidió focalizar su negocio local en el gas natural. El director general de la compañía en el país, Manfred Böckmann, explicó las razones de este reacomodamiento durante su participación en el Encuentro de los CEOs, en la XIII Argentina Oil & Gas (AOG) Expo 2022. “Se trató de una decisión estratégica basada en el proceso de transición energética que estamos transitando en todo el mundo”, puntualizó.
El objetivo de la empresa, señaló, es priorizar a escala internacional aquellos yacimientos que presenten una huella de carbono relativamente baja y permitan una estricta gestión de las emisiones. “La Argentina sigue siendo un pilar clave de nuestra producción de gas. Es por ello que vamos a centrarnos en nuestros activos gasíferos de Tierra del Fuego y Neuquén, sin despreciar otras eventuales oportunidades de inversión”, señaló.
Según el director general de Wintershall Dea Argentina, la firma continuará siendo uno de los mayores productores de gas en el medio nacional, además de apuntar a abastecer a largo plazo a sus clientes con fuentes energéticas bajas en carbono. “Las circunstancias mundiales están cambiando mucho, pero esto no es solo por el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, sino también por la necesidad de profundizar la lucha contra el cambio climático, entre otros factores. En ese sentido, cada vez resulta más visible una oportunidad para la Argentina que estuvo » Haber cedido la operación de Aguada Federal y Bandurria Norte, en Vaca Muerta, responde a una decisión estratégica basada en el proceso de transición energética que estamos transitando en todo el mundo.
> Manfred Böckmann
»Tenemos proyectos piloto en diversos países de Europa que están orientados a generar hidrógeno, y a posibilitar la captura y el almacenamiento de CO₂. No descartamos transpolar esas experiencias al país.
> Manfred Böckmann
latente todo el tiempo. Me refiero a promover la exportación de gas natural licuado (GNL) e incluso a apostar por el negocio del hidrógeno azul”, proyectó el ejecutivo. De todos modos, admitió, harán falta grandes inversiones de capital para impulsar el transporte y el procesamiento de estos productos. “No es algo que se pueda decidir de la noche a la mañana, hay que planificarlo bien”, añadió.
Experiencias europeas
A decir de Böckmann, el gas natural es un aliado esencial de la transición energética. “Es el combustible fósil menos contaminante, favorece la gestión de emisiones y permite su complementación con la producción de hidrógeno”, enumeró. En esa dirección, el director general de Wintershall Dea Argentina destacó la implementación de algunos proyectos piloto en diversos países de Europa que están orientados a generar hidrógeno, y a posibilitar la captura y el almacenamiento de dió ido de carbono C . “ o descartamos transpolar esas experiencias al país. Podríamos transferir nuestro know-how para replicarlas”, anticipó.
Continuidad asegurada
Además de anunciar que dejará de operar las dos áreas que tenía en Vaca Muerta (Aguada Federal y Bandurria Norte, cuya operación quedará en manos de ista il as , intershall Dea confirmó que mantendrá las participaciones minoritarias en otros activos de Vaca Muerta (como San Roque y Aguada Pichana Este). Asimismo, la organización ratificó la continuidad de su trabajo en la Cuenca Austral, con muchas expectativas depositadas en el proyecto Fénix, cerca de Vega Pléyade, en Tierra del Fuego. Vale resaltar que en dicha provincia la empresa es socia de la concesión offshore Cuenca Marina Austral 1, donde se produce alrededor del 16% del gas natural de la Argentina. ©
ERNESTO LÓPEZ ANADÓN, PRESIDENTE DEL IAPG
LA NECESIDAD EUROPEA DE REDUCIR SU DEPENDENCIA DE RUSIA PODRÍA RESULTAR FAVORABLE PARA LA ARGENTINA. DE AMPLIAR EL DESARROLLO DE VACA MUERTA Y CONSEGUIR BUENOS RESULTADOS EN EL OFFSHORE, EL PAÍS ESTARÁ EN CONDICIONES DE PISAR FUERTE EN EL VIEJO CONTINENTE.
El sector energético experimentará importantes cambios a partir del conflicto bélico entre Ucrania y Rusia. Así lo cree el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, quien anticipa un nuevo escenario con ganadores y perdedores claramente establecidos.
La recuperación económica que viene experimentando el mundo pospandemia, indicó el experto, hizo que la demanda petrolera trepara hasta los 100 millones de barriles por día. En ese escenario se inscribió la invasión rusa a suelo ucraniano, cuya primera consecuencia en el mercado fue el encarecimiento del crudo por encima de los u$s 120 por barril. “Rusia es el segundo productor de petróleo del planeta, solo por detrás de Estados Unidos. Produce alrededor de 11 millones de barriles diarios, de los cuales exporta entre 5 y 6 millones”, puntualizó López Anadón.
De ese volumen, añadió, 2,5 millones de barriles por día tienen como destino la Unión Europea (UE). “La gran pregunta, en este contexto, es si Europa está en condiciones de reemplazar esa provisión en un plazo razonablemente corto”, cuestionó.
Según sus palabras, para reducir esa dependencia, que también se observa en el caso del
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gas, probablemente los europeos recurran a la generación nuclear, el carbón, la biomasa y las fuentes renovables, aparte de incrementar sus importaciones de gas natural licuado (GNL). “En cuanto al crudo, la UE deberá aumentar sus compras a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y a Estados Unidos”, señaló.
La Argentina, apuntó, deberá lidiar con altos precios del gas natural y del petróleo durante este período. “No obstante, también se nos abre una gran oportunidad en el mediano plazo, ya que podremos incrementar nuestras exportaciones petroleras para ayudar a compensar el déficit mundial”, expuso.
Dentro de unos años, proyectó, el país estará en condiciones de exportar GNL e incluso hidrógeno a la UE. “Confío en que a las materias primas que nos ofrece
> López Anadón
Vaca Muerta se les podría sumar algún descubrimiento de envergadura en el offshore”, afirmó.
Largo aliento
Para López Anadón, a la hora de planificar el desarrollo del rubro offshore, Brasil aparece como referencia obligada a escala regional. “Que haya interesados en invertir cerca de u$s 700 millones en exploración habla del potencial de nuestros recursos. De todos modos, nuestra cuenca tendría mayores similitudes con
las costas de África que con las brasileñas”, comparó.
La búsqueda y eventual explotación de hidrocarburos en el Mar Argentino, aclaró, es un proyecto de largo aliento. “Las exploraciones llevan meses y, si se descubren reservas, empieza otro proceso antes de poder perforar. Pero se trata de una oportunidad que no podemos pasar por alto si queremos generar empleo y contar con saldos exportables”, aseguró.
Nuevos talentos
No menos interesante, según López Anadón, es desarrollar el negocio del hidrógeno azul. “Me refiero a la posibilidad de e traer hidrógeno del gas natural con captura de carbón y almacenamiento en yacimientos depletados”, explicó.
Esa apuesta, reconoció, demandará tiempo, grandes inversiones y estabilidad en el mercado. “Hace falta que la política sepa, aunque sea por una vez, reconocer y aprovechar las potencialidades de este segmento novedoso a través del establecimiento de condiciones favorables para la industria”, completó. © » La búsqueda y eventual explotación de hidrocarburos en el Mar Argentino, aclaró, es un proyecto de largo aliento. Pero se trata de una oportunidad que no podemos pasar por alto si queremos generar empleo y contar con saldos exportables.
> López Anadón
OMAR GUTIÉRREZ, GOBERNADOR DE NEUQUÉN
NEUQUÉN APUNTA A CONCESIONAR UN 33% DE LA SUPERFICIE DE LA FORMACIÓN NO CONVENCIONAL. SEGÚN EL GOBERNADOR OMAR GUTIÉRREZ, ESO CONSOLIDARÁ DEFINITIVAMENTE A VACA MUERTA COMO EL MAYOR PILAR PRODUCTIVO DE LA INDUSTRIA NACIONAL DE OIL & GAS.
Así como Neuquén fue una de las provincias argentinas que más fuertemente acusó el impacto de la pandemia de COVID-19, por estos días es una de las que más rápidamente se está recuperando. Así lo aseguró el gobernador neuquino, Omar Gutiérrez, quien atribuyó gran parte de la responsabilidad de este repunte al sector hidrocarburífero. “Hemos recuperado 7.000 puestos de trabajo de los 12.000 que perdió la actividad privada. La producción, los hidrocarburos, el turismo y la construcción son los pilares fundamentales que nos han ganado sustentabilidad y sostenibilidad para adaptarnos al nuevo escenario”, resaltó el mandatario durante la apertura del 51º periodo de Sesiones Ordinarias de la Legislatura provincial.
En los momentos más críticos, evocó, hubo que lidiar con un precio internacional del petróleo negativo, con la necesidad de negociar y reestructurar la deuda, y con las dificultades para abonar los salarios a los empleados públicos. “No teníamos para pagar. Hoy tenemos los salarios al día”, reivindicó.
Últimamente se ha avanzado muchísimo, expresó, para que la extracción hidrocarburífera convencional y no convencional impacte cada día más en el desarrollo económico y social a partir del consenso de una nueva legislación de ‘Compre Neuquino’. “En el marco de esa ley estamos trabajando junto con el Ministerio de Producción de la Nación e YPF para lanzar un programa de $ 2.000 millones a tasa subsidiada a fin de apuntalar la actividad hidrocarburífera, con foco en las Pequeñas y Medianas Empresas (Pymes) locales en cada una de las cuencas a lo largo y a lo ancho del país”, anticipó.
Esta temporada, anunció, se otorgarán cinco nuevos permisos para llegar a un total de 47 concesiones hidrocarburíferas no » Estamos trabajando junto con el Ministerio de Producción de la Nación e YPF para lanzar un programa de $ 2.000 millones a tasa subsidiada a fin de apuntalar la actividad hidrocarburífera.
> Omar Gutiérrez
convencionales y tener el 33% de la superficie de aca Muerta concesionada. “Con la modificación de la Resolución 53/20, la cual aprobamos por vía del Decreto 2.183, ingresamos a una nueva
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etapa: la aceleración del desarrollo de Vaca Muerta. Hoy un tercio del petróleo y el gas del país proviene y se genera en la formación”, resaltó.
Cifras positivas
De acuerdo con Gutiérrez, en 2021 la extracción petrolera de Neuquén creció un 30%, llegando a 71 millones de barriles. “Estoy convencido de que este año superaremos la meta histórica de máxima producción, que es de 308.000 barriles por día”, precisó. En cuanto al gas, apuntó, la extracción se elevó un 7%. “Los envíos al exterior alcanzaron los 457 millones de metros cúbicos (m³), totalizando unos u$s 69 millones”, cuantificó.
Por cuarto año consecutivo, afirmó, las reservas probadas de hidrocarburos aumentaron. “El petróleo no convencional de euquén representaba a fines de 2015 un 4,6% del total nacional, mientras que hoy explica un 36%. En el caso del gas no convencional, se pasó de una representación de un 3% a un 31%”, comparó.
Provincia verde
A decir de Gutiérrez, más allá de la necesidad de aprovechar el potencial hidrocarburífero, Neuquén tiene todo dado para convertirse en una ‘Provincia Verde’. “Impulsaremos la transición energética, fortaleciendo el despliegue de energías de fuentes alternativas como sustento de la matriz energética”, proyectó.
Hablar de la economía verde, e puso, no significa darle la espalda al desarrollo hidrocarburífero. “De ninguna manera. Hay que integrar y complementar. Hay que sumar y no restar. Si nosotros logramos incorporar en la agenda estas nuevas temáticas, sin lugar a dudas vamos a cosechar éxitos, multiplicando los resultados”, completó. ©
> Omar Gutiérrez
EN LOS PRÓXIMOS CUATRO AÑOS
PLUSPETROL QUIERE TRIPLICAR SU PRODUCCIÓN EN VACA MUERTA
A PARTIR DE LOS BUENOS RESULTADOS OBTENIDOS HASTA EL MOMENTO EN LA CALERA, DONDE SE ENCUENTRA ASOCIADA CON YPF, PLUSPETROL DECIDIÓ INVERTIR UNOS U$S 80 MILLONES CON EL OBJETIVO DE AMPLIAR LA INFRAESTRUCTURA DEL BLOQUE.
»La producción de crudo de Pluspetrol en Vaca Muerta asciende a 1.000 m³ diarios. Para 2024, en tanto, ese valor podría trepar hasta los 4.800 m³. En cuanto al gas natural, la proyección es pasar desde 3 millones de m³ hasta 10 millones de m³ por día.
Pluspetrol confirmó la ampliación de la planta de tratamiento de petróleo y gas natural de La Calera, su principal yacimiento en aca Muerta. Para ello, la firma que tiene como socia a P invertirá alrededor de u$s 0 millones. La decisión se enmarca en el plan operativo diseñado para el período 0 0 . Durante dicho lapso, Pluspetrol apunta a triplicar su producción de hidrocarburos en la formación no convencional. La operadora, que iniciará las obras en el segundo semestre de este año, ya comenzó a trasladar partes de la denominada Central Processing acility CP en 1 0 camiones contenedores. Adicionalmente, dio inicio a la construcción del segundo tramo del ducto que conectará La Calera con Loma Campana, una labor tasada en u$s 1 millones. Por estos días, la producción de crudo de Pluspetrol en aca Muerta asciende a 1.000 metros c bicos m diarios. Para 0 , en tanto, ese valor podría trepar hasta los . 00 m por día. En cuanto al gas natural, la proyección es pasar desde los actuales millones de m hasta unos 10 millones de m diarios. En ese sentido, la empresa aspira a contar de manera continua con dos equipos de perforación activos en La Calera para el año que viene. Los ambiciosos planes de Pluspetrol fueron celebrados por el obierno neuquino. A decir del ministro provincial de Energía y ecursos aturales, Alejandro Monteiro, el emprendimiento de la petrolera derivará en más productividad, más empleo y más desarrollo sostenido. “Estamos trabajando, desde nuestro lugar, para que así sea”, e presó. A su criterio, cada vez son más las compañías que como Pluspetrol apuestan por la reactivación sectorial en suelo neuquino. “Luego del impacto de la pandemia en la
actividad hidrocarburífera, las empresas comienzan a reacomodarse, apostando por aquellos mercados que les garanticen condiciones de competitividad y un mejor retorno de sus inversiones”, reivindicó.
En el top-10
La Calera es uno de los bloques de aca Muerta que más capitales movilizaron hasta hoy. eg n un informe de Energy Consultants, el bloque de Pluspetrol e P se encuentra entre los 10 que más desembolsos recibieron. El ran ing está encabezado por Loma Campana, de P , que ya captó unos u$s . millones. Luego se ubican ortín de Piedra con u$s . millones , La Amarga Chica u$s 1.5 millones , El rejano u$s 1.1 millones , Aguada Pichana Este u$s 5 millones , Bandurria ur u$s millones , Bajo del Choique La Invernada u$s millones , Cruz de Lorena u$s millones , Bajada del Palo este u$s millones y La Calera u$s 5 millones .
»La Calera es uno de los bloques de Vaca Muerta que más capitales movilizaron hasta hoy: unos u$s 584 millones. Según G&G Energy Consultants, el bloque de Pluspetrol e YPF se encuentra entre los 10 que más desembolsos recibieron.
Productor clave
El é ito de Pluspetrol en La Calera fue destacado por un reciente informe de ystad Energy. La consultora noruega mencionó a la operadora entre las que más crecieron en aca Muerta. A decir de Artem Abramov, jefe de Investigación de hale en ystad Energy, la roca de la Cuenca euquina está presenciando el inicio del desarrollo a gran escala en toda el área operativa en la parte central de la zona petrolera. “Aparte de que P ha estado entregando vol menes récord fuera de Loma Campana, hell, Pan American Energy PAE , Tecpetrol y Pluspetrol son ejemplos de productores clave que lograron cifras récord en los ltimos meses”, remarcó. ©
POR U$S 16 MILLONES
OILSTONE COMPRÓ TRES ÁREAS DE GEOPARK EN NEUQUÉN
LA FIRMA SE QUEDÓ CON AGUADA BA ALE , EL P E I P E T TOUQUET, ÁREAS QUE POSEEN UNA PRODUCCIÓN PROMEDIO DE 2.200 BA ILE E I ALE TE DE PETRÓLEO POR DÍA. GEOPARK, POR SU PARTE, PRIORIZARÁ LA GESTIÓN DE ACTI E C L MBIA.
Oilstone Energía invirtió u$s 16 millones para adquirir Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet, tres áreas hidrocarburíferas maduras que GeoPark manejaba en la Cuenca Neuquina. La operación le permite consolidarse definitivamente como una empresa mediana dentro del segmento del petróleo y gas convencional a escala nacional.
Para GeoPark, en tanto, la transacción forma parte de su plan de desinversión en el mercado argentino. eg n comunicó en el balance financiero del tercer trimestre del año pasado, la organización aspira a “racionalizar sus operaciones en la región” y “concentrarse en sus activos de Colombia”. A decir de Mauricio Russo, CEO de Oilstone, la compra de estos tres bloques venía siendo analizada desde hacía algún tiempo. “Se trata de campos maduros (lo que resulta muy atractivo para nosotros), los cuales tienen cumplidos todos sus compromisos de inversión. Una vez que nos hagamos cargo de su operación, vamos a mover algunos equipos de pulling y workover de los que tenemos en nuestras áreas para poner en producción aquellos pozos que estén inactivos”, anticipó. Con una plantilla de 260 profesionales, expuso el directivo, Oilstone prevé incorporar personal y continuar con sus contratistas en estos nuevos bloques. “Hasta ahora contábamos con 12 concesiones al 100%. Al incorporar Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet, alcanzaremos una producción del orden de los 500 metros cúbicos (m³) de crudo y 1 millón de m³ de gas por día. Eso nos dará un tamaño adecuado para optimizar procesos, costos y eficiencia”, proyectó. ale resaltar que Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet extraen un promedio
de 2.200 barriles equivalentes de petróleo por día. De ese volumen, un 58% corresponde al crudo y el restante 42% al gas natural. Tal como lo certificó la consultora internacional DeGolyer & MacNaughton en diciembre de 2020, las reservas probadas de estos bloques llegan a 3,7 millones de barriles de petróleo equivalente.
Acuerdo importante
El año pasado, Oilstone Energía selló un acuerdo para que Transportadora de Gas del Sur (TGS) le brinde soluciones de compresión y acondicionamiento de gas natural desde su planta de Plaza Huincul, en Neuquén. El contrato incluye servicios por un volumen que podrá llegar hasta los 300.000 m³ diarios, aparte del desarrollo de obras de recuperación y optimización de infraestructura a fin de efectivizar la llegada, el ingreso y la medición del fluido.
Petrolera independiente
Fundada en 2010 en la Argentina, Oilstone Energía es una petrolera independiente de explotación y producción de hidrocarburos. Antes de quedarse con Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet, la empresa disponía del 100% de 12 concesiones de e plotación sobre una superficie de 2.500 kilómetros cuadrados (km²) en la Cuenca Neuquina. Estos bloques son Cerro Bandera, Anticlinal Campamento, Al Sur de la Dorsal, Dos Hermanas, Ojo de Agua, Puesto Cortadera, Portezuelo Minas, Loma Negra NI, Cutral Có Sur, Collón Curá, Bajo Baguales y Neuquén del Medio. ©
»Hasta ahora contábamos con 12 concesiones al 100%. Al incorporar estas tres áreas, alcanzaremos una producción del orden de los 500 m³ de crudo y 1 millón de m³ de gas por día.
INFORME DEL IAE ‘GENERAL MOSCONI’
EL PAÍS PRODUCE EL MISMO VOLUMEN DE PETRÓLEO QUE HACE 30 AÑOS
GRACIAS AL APORTE DE LOS YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES, LOS ACTUALES NIVELES DE EXTRACCIÓN DE CRUDO SON SIMILARES A LOS REGISTRADOS ENTRE 1990 Y 1992. EN EL CASO DEL GAS, LA PRODUCCIÓN ES EQUIVALENTE A LA VERIFICADA ENTRE LOS AÑOS 2000 Y 2011.
En su informe ‘Anuario de los Hidrocarburos’, el Departamento Técnico del Instituto Argentino de la Energía (IAE) ‘General Mosconi’ dio cuenta de un repunte en la oferta local de petróleo y gas durante la temporada pasada.
No obstante, esta recuperación no alcanza a compensar los números negativos de los últimos 10 años. Liderado por Julián Rojo, el relevamiento precisó que la producción total de crudo en la Argentina fue de 29.779 millones de (m³) durante 2021. Si bien creció un 6,5% en relación con 2020, la oferta sectorial se ubicó un 7,3% por debajo de la obtenida una década atrás. “Actualmente, los niveles de producción son similares al promedio entre los años
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1990, 1991 y 1992. La extracción de petróleo cae a una tasa promedio anual del 0,8% en la última década”, cuantificó el reporte.
La explotación petrolera convencional presenta una declinación crónica desde 1998, año en que se alcanzó el máximo histórico de 49.148 millones de m³, en tanto que la no convencional expresa un importante crecimiento a partir de 2015.
En cuanto al gas natural, la producción llegó a los 45.293 millones de m³, por lo que registró un aumento de un 0,4% anual. En la comparación con 2011, de todos modos, el segmento padeció una caída de un 0,5%. En una década, la disminución de la oferta del fluido fue a una tasa de
un 0,1% anual. “La producción de gas natural es similar a la de los años 2000 y 2011, y se encuentra en un nivel 13% inferior a su pico histórico dado en 2004”, remarcó el IAE.
La obtención de gas natural no convencional superó en un 11,7% a la de 2020. Entre 2015 y 2021 su tasa de expansión fue de un 21,4%. “Durante el último año, el aumento en este tipo de gas ha sido explicado por un incremento en el shale, mientras que hubo una reducción en el tight gas”, diferenció la entidad.
Inversión y subsidios
Según el informe, la declinación productiva del sector hidrocarburífero a lo largo de los últimos 10 años se enmarca en un contexto de baja inversión en exploración de riesgo en las áreas convencionales. “Esto se manifiesta claramente en una disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural en las cuencas convencionales”, apuntó el IAE.
Las transferencias corrientes nominales medidas en dólares corrientes sumaron 10.874 millones. Con respecto al año anterior, aumentaron un 77,6% en el monto acumulado hasta diciembre de 2021. “Esto implicó mayores subsidios por un monto de u$s 4.756 millones”, precisó.
Déficit comercial
La importación de fluido desde Bolivia se contrajo un 12,8% entre 2020 y 2021, pero resultó un 33,6% superior a la de 2011. “En la última década la importación de gas natural por gasoducto ha aumentado un 2,9% en promedio anual”, indicó el IAE.
Las compras de gas natural licuado (GNL), por su parte, subieron un 90,7% anual, pero bajaron un 9,9% con respecto a 2011. “Bajo este criterio, la importación de GNL de redujo un 1% promedio anual en la última década”, acotó el Instituto.
Las exportaciones crecieron significativamente menos que las importaciones: un 45,1% y un 121,3%, respectivamente, en relación con 2020. “Esto resultó en
un déficit comercial energético de u$s 628 millones”, completó. ©
PRONÓSTICO DEL GOBIERNO NORTEAMERICANO
ANTICIPAN UNA SOBREOFERTA DE PETRÓLEO PARA ESTE AÑO
LA ADMINISTRACIÓN DE INFORMACIÓN DE ENERGÍA DE ESTADOS UNIDOS PRONOSTICÓ QUE LA DEMANDA PETROLERA GLOBAL RONDARÁ LOS 100,88 MILLONES DE BARRILES EN 2022. ESTE ESCENARIO, POTENCIADO POR EL REPUNTE PRODUCTIVO DEL SHALE, PRESIONARÁ LOS PRECIOS A LA BAJA.
El Gobierno norteamericano confía en que el mercado mundial de crudo no tendrá problemas de abastecimiento durante esta temporada. Las proyecciones de la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos indican que la demanda planetaria oscilará en torno a los 100,88 millones de barriles.
Según el organismo, a la mayor oferta de los integrantes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se sumará una recuperación en la actividad del shale en suelo estadounidense. En conjunto, ambas variables ayudarán a contener el precio internacional del recurso. De acuerdo con la EIA, el barril de WTI terminará
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el año cotizado en u$s 62, mientras que el Brent promediará unos u$s 72 en 2022. “Las reservas mundiales de petróleo comenzarán a acumularse este año, impulsadas por el aumento de la producción de la OPEP y sus aliados, y la de Estados Unidos. A esto deberá añadirse la desaceleración del crecimiento del consumo global”, explicó la entidad gubernamental.
Similar panorama vislumbra la Agencia Internacional de Energía (IEA) que conforman las princi-
pales potencias consumidoras de hidrocarburos. Debe esperarse, según esta organización con sede en París (Francia), “un respiro en el repunte de precios” como consecuencia del aumento de la oferta. “Contrariamente a lo expresado en Glasgow en la COP26, esto no se debe a que la demanda esté disminuyendo sino, por el contrario, a la mayor producción”, aclaró. Para la IEA, luego de otra fuerte caída de inventarios en septiembre del año pasado, los precios de referencia del crudo culminaron 2021 con nuevos máximos tanto para el Brent como para el WTI. “Sin embargo, los datos preliminares y las observaciones satelitales de los últimos cambios de existencias sugieren que la tendencia podría revertirse”, auguró.
Rol decisivo
La IEA resaltó el significativo rol del shale norteamericano en la modificación prevista en el comportamiento de los precios internacionales. “En estos momentos, Estados Unidos está preparado para proporcionar el mayor aumento en la oferta en relación con cualquier otro país”, aseguró. Durante 2022, anticipó, la producción estadounidense se situará en un promedio de 200.000 barriles diarios, motorizada por las cotizaciones vigentes. “De todos modos, Estados Unidos no volverá a los valores previos a la pandemia de C ID 1 hasta fines de 0 ”, vaticinó.
Lo que viene
El aumento en los niveles de la oferta, de acuerdo con la IEA, ayudará a satisfacer la ascendente demanda. “El consumo de los usuarios finales está en vías de fortalecerse a medida que más países se abran a los viajes internacionales, los niveles de movilidad se expandan y las campañas de vacunación se aceleren”, resumió.
Sin embargo, advirtió la IEA, la evolución del sector no será tan lineal. “Los nuevos brotes de coronavirus, el debilitamiento de la actividad industrial y el encarecimiento parcial del petróleo atenuarán las ganancias”, completó. ©
