Nuevo récord en Vaca Muerta: su producción compite con cuencas de Estados Unidos

De acuerdo con un informe realizado por la consultora Rystad Energy, la producción de petróleo de la reserva de Vaca Muerta, yacimiento localizado en la provincia de Neuquén, alcanzó un récord de 124.000 barriles por día (bpd) en diciembre de 2020, recuperándose así a niveles previos a la pandemia. Además, el relevamiento expuso que, en caso de que continúen los niveles de actividad actuales, el ascenso de los niveles de producción de crudo no convencional podría seguir hacia el rango de 145.000 a 150.000 bpd para fines de 2021.

En esa misma línea, en cuanto a la productividad de los pozos, la consultora noruega destacó que, si bien todavía es necesario alcanzar mejoras en los costos, el yacimiento petrolífero Vaca Muerta ya compite con las mejores cuencas petrolíferas no convencionales como Permian o Eagle Ford, en Estados Unidos. “Hemos visto una mejora del 6 al 7% en la mayoría de las métricas de productividad de pozos de petróleo de Vaca Muerta entre 2019 y 2020. Si bien aún no se han logrado algunas eficiencias de costos, Vaca Muerta ya compite con las mejores cuencas petrolíferas de Estados Unidos”, enfatizó Rystad.

Cabe destacar que el informe precisó que “a diferencia de las principales cuencas no convencionales de Estados Unidos, donde los operadores han alcanzado en gran medida un punto de inflexión, el desarrollo petrolero de Vaca Muerta recién ahora está entrando en un modo de alta productividad”.

“El declive de la producción de petróleo que la pandemia Covid-19 trajo a la formación Vaca Muerta de Argentina ahora parece un recuerdo lejano”, subrayó el relevamiento al aclarar que el anterior récord de producción de petróleo se dispuso en marzo del año pasado, cuando la producción alcanzó los 123.000 bpd.

Hace cuatro años, YPF representó aproximadamente el 95% de la producción de petróleo de Vaca Muerta, con la mayoría de los volúmenes provenientes de Loma Campana, su área de desarrollo conjunto con la estadounidense Chevron. Sin embargo, en estos últimos cuatro años, otros productores como Shell, Pan American, Vista, ExxonMobil y PlusPetrol intensificaron sus actividades en la ventana petrolera de la obra para representar gradualmente una parte mayor de los volúmenes de la formación.

Por su parte, en diciembre, Vista produjo 15,000 bpd de petróleo, mientras que Shell lo siguió con 13.000 bpd, lo que debería considerarse como nuevos máximos históricos en la cuenca para ambos operadores.

En ese aspecto, Rystad comunicó que “a diciembre de 2020, YPF aún no ha regresado a su récord de producción de petróleo de Vaca Muerta anterior a Covid-19 y, por lo tanto, la recuperación fue impulsada principalmente por productores con programas de capital agresivos planificados para 2020". En definitiva, el rango de recuperación final en Vaca Muerta “es comparable a lo que se está observando en las operaciones de Midland y Eagle Ford de Estados Unidos”.

666 fracturas en Vaca Muerta

A partir de otro informe, elaborado por Luciano Fucello, Country Manager de la empresa NCS Multistage, se reveló que en el mes pasado se llevaron a cabo 666 fracturas, produciéndose así un fuerte aumento del 39% respecto a lo registrado en diciembre y en comparación a los resultados obtenidos en los mejores meses de 2019. Por lo tanto, se evidenció un incremento de casi un 40% en el registro de enero.

La disminución del gas de Vaca Muerta

En contraposición a la producción de petróleo, el gas de Vaca Muerta continuó disminuyendo durante el cuarto trimestre, debido a un menor consumo estacional. De esta manera, la producción bruta de gas, impulsada durante el Gobierno anterior por los subsidios a la petrolera de Paolo Rocca, cayó por debajo de los 900 millones de pies cúbicos por día (MMcfd) en diciembre por primera vez desde octubre de 2018.

Más allá de que la actividad de los pozos en la zona de gas de Vaca Muerta se mantuvo deprimida en los últimos tres meses del año pasado, con pozos de gas literalmente cero en producción, los de petróleo se recuperaron bruscamente en noviembre y diciembre, lo que llevó el conteo de nuevos pozos de petróleo a un promedio de alrededor de 11 pozos por mes.(Source/Photo: Perfil)

Argentina ahorra US$ 300 millones por menor importación de gas a Bolivia

La Argentina logró este año un ahorro de 300 millones de dólares a raíz de la adenda al contrato de importación de gas desde Bolivia, firmada en 2018, que permitió reducir casi a la mitad el suministro en los meses de verano, y se anticipa que el misma reducción de divisas se logrará en 2020.

El gas de Bolivia este año representará el 11% del gas natural que consume Argentina, un 1% menos que el año pasado, mientras que el 84% proviene de fuentes locales, el 4% de GNL regasificado, y el 1% de combustibles líquidos alternativos pero mucho más costosos.

 "Hasta el momento Bolivia no dejó de cumplir ni un día con las entregas comprometidas de 11 mm3/d para los meses de verano", a pesar de las dificultades surgidas por la crisis institucional que provocó la caída del gobierno del presidente Evo Morales, explicaron lo voceros.

La adenda firmada en febrero de este año que adapta el contrato original de octubre de 2006 y su adenda inicial de marzo de 2010, permitió una reducción de las compras de gas a Bolivia a raíz de la producción creciente que el país venía registrando desde la formación de Vaca Muerta.

De esta manera, la última negociación contempla el envío de al menos 16 mm3/d en mayo a septiembre con un pico de 18 mm3/d en julio y agosto, los meses de más demanda, y en el resto del año 11 mm2/d, frente a los 21,3 mm3/d vigente hasta este año para todos los meses por igual.

A pesar de la adenda que estará vigente hasta febrero de 2021 y que abrirá una nueva negociación hasta completar el contrato a 2026, el Gobierno estima que aún se contabilizan 6 mm3/d de "importaciones evitable desde Bolivia", por lo que en caso de una renegociación Argentina pediría reducir más sus compras.

Además, la postura Argentina estaría en condiciones de plantear no sólo la reducción de volúmenes sino la baja de precios de manera de converger hacia la actual coyuntura de mercado que reconoce costos menores.

Es que en la actualidad, la Argentina paga el gas boliviano a un promedio anual de US$ 6,7 por MBTU, en tanto que reconoce a la producción doméstica sin subsidio un precio de 3,4 por MBTU y de US$ 7 con subsidio.

Además del interés argentino en la readecuación de los términos del contrato, Bolivia también enfrenta dificultades de producción y de reservas por la falta de inversión en exploración, por lo que en los últimos años tuvo dificultades para cumplir con la demanda argentina.

Al mismo tiempo, Brasil encaró desde agosto una renegociación de contratos con Bolivia con el mismo fin de reducir los volúmenes que alcanzan los 30 mm3/d, con un mínimo de 24 mm3/dia, pero la futura adenda podría reducir a la mitad esos volúmenes.(Source/Photo: El Constructor)

TGS inició la exportación de gas licuado a Brasil

La empresa Transportadora Gas del Sur (TGS) inició la exportación de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a Brasil con un primer lote de seis camiones tanque con destino a la ciudad de San Pablo.

La compañía, en un comunicado de prensa, precisó que el GLP será despachado desde Planta Galván, en el polo petroquímico Bahía Blanca, a través de camiones tanque de la empresa de logística Contatto con destino a la empresa GLP Ultragas, para la producción final de propelente.

Los camiones tanque -seis en total- transportarán el producto a lo largo de casi 3.000 kilómetros, hasta la localidad de Maua, en el Gran San Pablo.

Transportadora Gas del Sur produce 550 mil toneladas de GLP en su Complejo Cerri, situado en Bahía Blanca, de las cuales el 50% es destinada a exportación, tanto en camiones a los países de la región y como en buques a otros continentes y el 50% restante se vende al mercado local.(Source/Photo: El Constructor)

Río Negro: El gasoducto de la Región Sur está en plena ejecución en sus cuatro tramos

La obra emblemática del Plan Castello, por el impacto social y productivo que tendrá en la región más fría y menos poblada de la provincia, demanda una inversión millonaria de $1.300.000.000 en fabricación, transporte de caños y ejecución.

A lo largo de sus 365 km se ejecutan diferentes trabajos de excavación, desfile de cañería, soldaduras, y pruebas hidráulicas.

El primer tramo de 86 km que llega hasta Valcheta, es el más avanzado, y con un ritmo de trabajo que hace prever finalice antes de los tiempos fijados. Está a cargo de la empresa Chimén Aiké, que por estos días realiza las pruebas hidráulicas en la cañería instalada.

Los tramos dos y tres, de 105 km y 96 km respectivamente, están a cargo de la UTE Oriente-Eca-Ceosa. La empresa ya avanzó en 90 km de apertura de pista, 68 km de desfile de cañería y 31km de soldaduras en el tramo dos, mientras que en el tres realiza trabajos de excavación, apertura de pista y desfile de caños.

Asimismo, en el último tramo del gasoducto que recorre 75 km desde Los Menucos a Maquinchao, la empresa Mocciolla también ejecuta apertura de pista y desfile de cañería.

La obra en marcha implicará un cambio de vida en los 17.000 habitantes que habitan la región más fría de la provincia, permitiendo servir de gas natural a Aguada Cecilio, Valcheta, Nahuel Niyeu, Ramos Mexía, Sierra Colorada, Los Menucos, Aguada de Guerra y Maquinchao.(Source/Photo: El Constructor)

Así es la aeronave con la que se premiará a Bolivia por vender más gas

Más gas a cambio de un avión. Así fue el acuerdo que renegociaron los funcionarios de energía argentinos y bolivianos en febrero pasado.

Y Bolivia cumplió con su parte: en los meses de mayo a septiembre, cuando aumenta la demanda doméstica por el invierno, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) le exportó a la Argentina más volumen de la meta establecida, lo que le permitió al país ahorrar en menor importación de gas líquido, que es más caro.

A comienzo de año, el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, viajó a Santa Cruz de la Sierra con el fin de renegociar el contrato firmado con Bolivia en 2006, cuando apenas comenzaba la crisis energética y el país necesitaba volver a importar gas. Más de 13 años después, la situación es distinta. Gracias a la productividad de Vaca Muerta, a la Argentina le sobra gas en ocho meses del año, pero todavía le hace falta en invierno, cuando la demanda se quintuplica.

En el acuerdo que se renegoció, y que tiene vigencia hasta 2026, se logró que bajen las cantidades importadas en verano, y aumenten las de invierno, estableciéndose un volumen de 11 millones de metros cúbicos por día (m3/d) en los meses de enero a abril y de octubre a diciembre; de 16 millones de m3/d en mayo y septiembre, y de 18 millones de m3/d en junio, julio y agosto.

Adicionalmente, si la oferta de gas se sobrecumplía en 45 millones de m3 durante los cinco meses de mayor demanda (mayo a septiembre), la Argentina se comprometía a entregarle un avión Pampa III de entrenamiento, que está valuado en US$15 millones.

"La idea de darle una avión a Bolivia surgió del Presidente, en agradecimiento por permitir renegociar un contrato que hay que cumplir hasta 2026 y que con los cambios nos permitió ahorrar US$300 millones este año", indicaron en la Secretaría de Energía.

A Lopetegui le pareció una buena idea. El ex-CEO de Latam venía de controlar las empresas públicas del Estado mientras estaba como vicejefe de Gabinete, y conocía las operaciones de la Fábrica Argentina de Aviones Brigadier San Martín (Fadea), encargada de fabricar el avión. Sin embargo sugirió que el Pampa III se diera como incentivo para que Bolivia cumpla con el contrato, ya que en el invierno anterior se había entregado menos gas del estipulado.

"Con entregarnos 45 millones de metros cúbicos de gas extra, la Argentina ya se ahorraba 15 millones de dólares con lo que dejábamos de importar de gas licuado (GNL) y de quemar otros combustibles líquidos. Y Bolivia terminó suministrándonos cuatro veces más esa cantidad", explicaron en Energía, que además señalaron que la entrega de un Pampa III servía también como estrategia de marketing: "Tenemos como objetivo vender los Pampa a otros países, que son de entrenamiento. Al darles uno, lo pueden probar y después nos piden más".

El gas de Bolivia cuesta US$7 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), mientras que importar el GNL tiene un costo de US$12. Entre los meses señalados, Bolivia entregó 183 millones de metros cúbicos por arriba de la meta, muy superior al incentivo de 45 millones de metros cúbicos.

Con la meta cumplida, ya arrancaron los trámites para la entrega. La cuestión práctica no es menor. Parte de la tecnología del avión es israelita y hace falta un permiso de Israel para que se le entregue el Pampa III a un país que desde 2007 mantiene buenas relaciones con Irán. Por el momento, en Fadea hay unos chasis a medio construir para la Fuerza Aérea Argentina, que podrían tener destino boliviano.(Source/Photo/Author: Sofía Diamante/La Nación)

Construirían un ducto para arenas de fractura como alternativa al tren de Vaca Muerta

Una empresa de servicios petroleros propuso a las grandes operadoras de Vaca Muerta la construcción de un ducto de 220 kilómetros para el traslado de la arena de fractura a sus áreas productivas, como alternativa más económica y de menor impacto que la construcción de un línea ferroviaria.

La propuesta de la empresa Patagonia Shale Services (PSS) solucionaría el problema del excesivo tránsito para transportar la arena de fractura a Añelo, el corazón de Vaca Muerta, que este año movilizará más de 50.000 camiones, llegando al doble en 2023/2024, si Vaca Muerta sigue con el desarrollo previsto.

La posible solución a este problema podría haber sido el desarrollo del demorado proyecto del ferrocarril Norpatagónico, por unos US$ 700 millones de inversión, pero el arenoducto se presenta como una alternativa que costaría la mitad, con una ejecución de apenas 18 meses, más seguro, con un costo operativo inferior y menor impacto ambiental, aseguran sus promotores.

El vicepresidente de PSS, Gian Franco Andreani, explicó a Télam que la idea es trasladar la arena por un ducto hasta los yacimientos de Vaca Muerta mezclándola con agua para formar un barro homogéneo que puede ser bombeado como el petróleo, usando la tecnología minera muy extendida en Chile, Brasil e incluso en la mina La Alumbrera de Catamarca.

El arenoducto proyectado tendría una extensión de 220 kilómetros que, partiendo desde la localidad rionegrina de Chelforo y siguiendo la traza del oleoducto de Oldelval, llegaría directamente a los principales yacimientos sin cruzar ciudades, lugares turísticos, ríos o áreas frutícolas.

Andreani aseguró que la idea ya está en análisis de las principales petroleras que operan en Vaca Muerta, que son las que mayor demanda de arenas de fractura tienen en la actualidad y por los próximos años, las que podrán tomar la decisión de invertir en el arenoducto tal como si fuera un oleoducto propio.

De acuerdo al trabajo de ingeniería referido por Andreani, el arenoducto podría transportar entre 1,5 a 1,8 millones de toneladas de arena por año, para abastecer entre el 80 y 100% de las necesidades de Vaca Muerta para 2020.

Chelforo es un nodo logístico con estación del Ferrocarril Roca desde Bahía Blanca, sobre la ruta 22 y ruta 232, que permite la llegada de la arena desde cualquier origen nacional o internacional, como así también tener una gran infraestructura subutilizada de TGS.(Source/Photo: El Constructor)

Exportaciones neuquinas crecieron casi 68 % y Vaca Muerta hizo la diferencia

El total de las exportaciones neuquinas para el primer semestre del año alcanzó los 98,67 millones de dólares, lo que implica un aumento del 67,38 por ciento respecto del mismo período de 2018. Así lo destaca un informe de la Dirección de Estadísticas y Censos de la provincia del Neuquén, en base a datos del INDEC.

Según dicho estudio, el rubro que mayor dinamismo mostró es el de Combustible y Energía, que incrementó sus ventas en 977,58 por ciento en valores monetarios y 1.275,74 por ciento en cantidad, representando más de la mitad de las exportaciones neuquinas.

Al realizar un análisis al interior de los grandes rubros, la mayor parte del aumento en Combustibles y Energía proviene de las ventas de gas natural a Chile, que registró un incremento de 1.735,09 por ciento con respecto al primer semestre de 2018, totalizando 49,45 millones de dólares, cifra que representa un 92,31 por ciento de las ventas totales de este rubro.

Días atrás, el gobierno nacional autorizó los términos para las exportaciones con contratos de transporte en firme de gas natural a Chile.

 Se aplicará esta condición para las exportaciones de gas que se realicen entre el 15 de septiembre de este año y el 15 de mayo de 2020, período en donde sobre este hidrocarburo en el país. En total, la cantidad máxima de gas natural autorizada es de 10.000.000 de metros cúbicos diarios (m3/d).

 Por su parte, el rubro Manufacturas de Origen Industrial presentó una leve disminución en cuanto al valor monetario (3,41%) y un aumento considerado en términos de cantidad exportada de 34,88%. El metanol, principal componente dentro del rubro, es el que explica este movimiento contrapuesto, ya que aumentó en términos de cantidad exportada (49,12%) pero su el valor monetario disminuyó levemente (2,07%), lo que implica una baja importante en el precio del mismo.

En cuanto a los países de destino, Chile registra un notable incremento en la compra de gas natural (478,63%). El segundo país en términos de volumen de compra es Brasil, el cual presenta una caída de 14,62%, en gran parte dinamizado por la caída del valor del metanol.

Estados Unidos presenta un leve aumento a pesar de la baja de compras en algunos productos (vinos y jugos), compensado principalmente por la compra de metanol y en menor medida, por peras y manzanas secas.

En cuanto a la caída de operaciones tanto con Rusia como con Italia, puede verse explicada por la disminución en la compra de peras y manzanas frescas.

El Gobierno autoriza exportaciones de gas en firme a Chile

El Gobierno argentino autorizó a las petroleras, después de al menos 13 años, a retomar las exportaciones de gas a Chile desde septiembre próximo, con contratos no interrumpibles, por un volumen de hasta de 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), tal como suscribieron en julio los presidentes Mauricio Macri y Sebastián Piñera.

En el marco de la Resolución 417/19 del pasado 26 de julio (que establecía nuevas pautas para las autorización de exportaciones de gas natural), mediante la disposición 168/2019, el Gobierno estableció hoy las condiciones para autorizar exportaciones de gas bajo condición firme (no interrumpible) a Chile. El volumen máximo de exportación bajo esta modalidad será de 10 millones de m3 diarios y los permisos se otorgarán para el período comprendido entre el 15 de septiembre de 2019 y el 15 de mayo de 2020.

En septiembre de 2018 la Argentina volvió a exportar gas a Chile bajo la modalidad interrumpible, tras la suspensión abrupta de los envíos en el 2007. Por el crecimiento de la producción, las exportaciones vienen creciendo sostenidamente. Durante el primer semestre de 2019 se exportó un promedio de 5.9 millones de m3 diarios, sumando los envíos a Chile, Brasil y Uruguay.

Con el objetivo de aumentar los envíos al país vecino, el próximo viernes el gobierno realizará un encuentro público - privado en Vaca Muerta con la participación de empresas y funcionarios vinculados al sector energético de la Argentina y Chile. Los funcionarios visitarán el yacimiento de YPF, Loma Campana, y habrá un espacio para exposiciones y preguntas y respuestas.

Entre otras autoridades públicas, participarán del encuentro el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez; el secretario de gobierno de Energía, Gustavo Lopetegui, y su par chileno, Juan Carlos Jobet; además de los embajadores Octavio Bordón (Argentina) y Sergio Urrejola (Chile). Entre las empresas argentinas estarán presentes, además de YPF, Chevron, CGC, ENAP, PAE, Pampa, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, TGN, TGS, Total y Winthersall DEA.

Por el sector privado chileno participarán Agesa, AGN, ENAP, Engie, Gasandes, Gasoducto del Pacífico Argentina, GasSur, GasValpo, Generadora Metropolitana, GNL Quintero, Methanex, Metrogas, Innergy, ENEL Generación Chile, AME, GNL Chile y Gasco Magallanes.(Source/Photo:El Constructor)

Se licita el nuevo gasoducto de Vaca Muerta con el que el Gobierno busca terminar con la importación de gas

El llamado a licitación para el primer tramo de la obra será publicado mañana en el Boletín Oficial. Se recibirán ofertas hasta el 20 de septiembre y un mes después se conocerá el ganador

 El objetivo es transportar más gas desde Vaca Muerta

Mañana se publicará en el Boletín Oficial el llamado a licitación del primer tramo del nuevo gasoducto que saldrá de Vaca Muerta con el que, según fuentes del Gobierno, el país logrará dejar de importar el gas GNL que entra por Escobar en invierno (hay un contrato vigente con Bolivia hasta 2026).

Ya se conoce al tendido como TGC, por Transportadora Gas del Centro, y los interesados tendrán tiempo para presentar sus propuestas hasta 20 de septiembre. El ganador se conocerá en octubre.

El primer tramo, desde Neuquén hasta la localidad bonaerense de Salliqueló, tendrá un costo de USD 800 millones. El total de la obra, hasta San Nicolás, tendrá un valor estimado de USD 2.000 millones.

Según pudo saber Infobae, la primera parte se financiará de la siguiente manera: la mitad la ofertará como deuda a tasa del mercado el Estado nacional (por medio del Fondo de Garantía de Sustentabilidad, FGS, de Anses); USD 200 millones estará a cargo de OPIC (Corporación para la Inversión Privada en el Extranjero del EEUU); y los USD 200 millones restantes a cargo del ganador de la licitación, que tendrá el tendido por 35 años y podrá fijar los precios.

Vaca Muerta

Con respecto a las empresas interesadas, podrían ser los accionistas de TGS (Pampa Energía; Grupo Inversor Petroquímica, de la familia Sielecki; WST, del Grupo Werthein; y PCT), TGN (Tecpetrol, de Techint; Compañía General de Combustibles, RPM Gas) y, eventualmente, alguno de los productores de gas y petróleo de Vaca Muerta.

Invierno de 2021

Según fuentes oficiales, el objetivo es que la construcción de la primera etapa del gasoducto esté completa para en el invierno de 2021, lo que permitirá reemplazar Gas Natural Licuado (GNL) —que aún ingresa por el puerto de Escobar— por producción doméstica por unos USD 240 millones anuales.

"Entre 2006 y 2013 la Argentina pasó de tener un superávit comercial energético de USD 6.100 millones a un déficit de USD 6.900 millones (una oscilación de USD 13.000 millones). El año pasado, el rojo fue de USD 2.300 millones, y este año se espera estar cerca del equilibrio. De hecho, el primer semestre la balanza comercial fue negativa en sólo USD 126 millones cuando los primeros 6 meses del 2018 el déficit superó los USD 1.000 millones", detallaron desde Hacienda.

El tendido irá desde Tratayén -en Neuquén- hasta la planta compresora Saturno -en la cercanías de la localidad de Salliqueló, uno 570 kilómetros. Luego, habrá otros 470 kilómetros hasta San Nicolás. Tendrá una capacidad inicial mínima de 15 millones de m3/día en una primera etapa.(Source/Photo/Author:  Sebastián Catalano/Infobae.com)

YPF da un nuevo paso en la exportación de GNL a mercados globales

Llegó un acuerdo preliminar con la compañía Excelerate Energy para la contratación de un buque metanero, que transportará el GNL producido en la unidad TANGO FLNG.

Excalibur será uno de los dos buques que YPF dispondrá para transportar GNL.

YPF anunció que alcanzó un acuerdo preliminar con la compañía Excelerate Energy para la contratación de un buque metanero, que transportará el GNL producido en la unidad TANGO FLNG, ubicada en Bahía Blanca, hacia los mercados de gas natural globales.

Ambas partes se han comprometido a hacer efectivo el acuerdo durante los próximos días, con el propósito de iniciar las operaciones durante la primera semana de septiembre.

“Seguimos avanzando en nuestra vocación de agregar valor al gas argentino y exportar los excedentes en meses de bajo consumo local, para aprovechar a pleno el potencial productor y exportador de gas argentino”, explicó Marcos Browne, Vicepresidente Ejecutivo de Gas y Energía de YPF.

Por su parte, Gabriela Aguilar, Gerente General de Excelerate en Argentina agregó que “es un hito para nosotros colaborar con YPF en esta actividad, aportando todo nuestro know-how en el transporte de gas argentino al mundo”.

El gas, proveniente principalmente de Vaca Muerta, será procesado por la unidad Tango FLNG en el puerto de Mega en Bahía Blanca y de ahí será trasladado en este buque metanero de bandera belga, con una capacidad de almacenamiento de 138.000 m3 de GNL. La carga del producto de YPF al metanero se realizará a través de una operación que durará aproximadamente 45 días.

El buque proporcionado por Excelerate tiene probada experiencia en las principales terminales de GNL internacionales, y como parte de este acuerdo, estará al servicio de YPF hasta el mes de mayo de 2020. Será uno de los dos buques que YPF dispondrá para transportar el GNL argentino al mundo.

YPF comisionó su primera carga en el mes de mayo, marcando un hito, al constituirse como la primera empresa argentina en exportar GNL en la historia.(Source/Photo: Ambito.com)

Vaca Muerta alcanzó un pico histórico de producción de gas y petróleo

Siguió creciendo aceleradamente durante el mes de mayo, alcanzando una suba interanual de 7,6% y 4,2%, respectivamente, según el Ministerio de Hacienda.

 La producción de gas y petróleo siguió "creciendo aceleradamente" durante el mes de mayo y logró alzas interanuales de 7,6% y 4,2%, respectivamente, informó oficialmente el Ministerio de Hacienda.

En un comunicado, la cartera económica indicó que "las subas se explican por el crecimiento de la producción del no convencional de Vaca Muerta.

La producción de gas es la más alta desde julio de 2009 y 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.

La mayor producción se refleja también en la balanza comercial, que arrojó superávit durante los primeros cinco meses del año.

Entre 2006 y 2013 la Argentina pasó de tener un superávit comercial energético de US$ 6.100 millones a un déficit de US$ 6.900 millones, recordó el comunicado de Hacienda.

El año pasado, agregó, el rojo en el intercambio sectorial, fue de US$ 2.300 millones, mientras este año se espera estar cerca del equilibrio.

La información añadió que la cantidad de fracturas realizadas en formaciones shale, que son un indicador de la producción futura, pasaron de 100 mensuales en 2015 a 544 por mes entre enero y mayo pasados.

"Con los últimos anuncios de Shell y Exxon ya son 7 las áreas en desarrollo masivo, lo que implica más producción y empleo en las operaciones y en la cadena de valor", resaltó Hacienda.

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, dijo durante la reciente sexta Mesa Ejecutiva de Vaca Muerta, que se reunió en la capital provincial, que hacia fin de año se llegará a los 1.500 pozos no convencionales y reveló que "hay licencias para otros 900 pozos nuevos en las áreas que pasaron a desarrollo masivo".

El secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, puso de relieve a su vez que en mayo se exportaron en promedio 6,2 millones de metros cúbicos de gas y consideró que "el día que tengamos excedente de gas los 12 meses del año, van a cambiar muchas cosas en la economía".

Entre las últimas novedades en el sector, la semana pasada la empresa estatal Integración Energética Argentina (Ieasa) firmó la transferencia a YPF del bloque Aguada de Chañar, en la formación de Vaca Muerta, por la cual la petrolera ofertó US$ 95 millones y comprometió la inversión de otros US$ 10 millones hasta octubre de 2020 para cumplir con el contrato original de adjudicación.

El Lote Aguada del Chañar está rodeado de áreas petroleras que se encuentran en ejecución o en las cuales se anunciaron grandes compromisos de inversión.

En ese sentido, YPF está haciendo desarrollos con la estadounidense Chevron en Loma Campana y con la malaya Petronas en La Amarga Chica, a casi 20 kilómetros de distancia, por lo que se especula con que "existe una continuidad geológíca en la zona y su riqueza es muy importante".

El presidente de YPF, Miguel Angel Gutiérrez, estimó en sus últimas presentaciones públicas que la industria deberá invertir US$ 20.000 millones en los próximos cinco años para desarrollar la cadena de agregado de valor de los recursos de Vaca Muerta, lo que incluye la posibilidad de desplazar las importaciones de GNL a mediados de 2021.

A medida que se desarrolla el potencial de Vaca Muerta, estimaciones privadas indican que el reservorio de hidrocarburos no convencionales podrá generar divisas por un monto equivalente a los ingresos por exportaciones de soja, además de proveer energía relativamente barata.(Source/Photo: La Prensa)

TGS inauguró el primer tramo de un gasoducto en Vaca Muerta

La obra, que demandará una inversión total de US$ 300 millones, consiste en la construcción de un gasoducto de 150 kilómetros que permitirá captar un caudal de hasta 60 MMm3/d y una planta de tratamiento, que acondicionará 5MMm3/d en una primera etapa y que también fue inaugurada hoy.

 El CEO de TGS, Oscar Sardi, explicó a Télam que el gasoducto tiene “una ubicación estratégica en la región, ya que atraviesa 30 áreas productoras donde están operando 13 empresas” y genera las condiciones para el desarrollo de un proyecto para la construcción de un nuevo gasoducto troncal proyectado.

“Ya hemos firmado acuerdos para transportar gas de siete áreas productoras diferentes, esperamos sumar nuevos bloques durante este año y buscaremos ampliar las instalaciones de acondicionamiento en el 2021”, agregó el directivo de la compañía que forma parte del grupo Pampa Energía.

Con esta obra, se genera una infraestructura a escala capaz de satisfacer las necesidades de transporte de todos los productores y evitar que los operadores desarrollen su propia solución.

En ese sentido, se destaca la condición estratégica de la construcción ya que permite colectar la producción actual y futura de una treintena de bloques de Vaca Muerta y transportarla hacia el gasoducto troncal de la compañía.

El gasoducto atravesará las áreas de Bajada de Añelo, Bajo del Choique, La Invernada, Pampa de las Yeguas I y II, Parva Negra Este y Oeste, La Escalonada, Rincón La Ceniza, Los Toldos Norte, Sur, Este y Oeste, La Calera, El Orejano y Sierra Chata, entre otras áreas alcanzadas.

El directivo explicó que esta obra representa “una contribución esencial al desarrollo de las reservas de shale gas, ya que permite inyectar la producción incremental de gas a los sistemas de transporte y permitirá expandir la escala del mercado gasífero”.

“De esta manera, aumentarán las oportunidades de exportación, luego de haber cumplido con las necesidades del mercado interno”, manifestó Sardi.

Sardi agregó que “dado que la infraestructura actual de transporte de gas natural desde la Cuenca Neuquina estará completamente utilizada a partir de 2019/2020, es indispensable construir un nuevo gasoducto para evacuar la producción incremental de gas no convencional proveniente de la zona de Vaca Muerta”.

“El gasoducto que hemos construido y estamos inaugurando, posibilita el desarrollo de un proyecto para la construcción de un gasoducto troncal desde Neuquén hacia Provincia de Buenos Aires y el Litoral”, iniciativa millonaria que se espera sea lanzado en licitación por el Gobierno en breve.(Source/Photo: El Constructor)

Las exportaciones de gas de Vaca Muerta prometen 1380 millones de dólares

Concentra el 85% de las exportaciones de gas y proyecta generar divisas por 1.380 millones de dólares.

La primera exportación de Gas Natural Licuado (GNL) argentina que se concretó el jueves pasado significó un hecho histórico para el país. No solo se convirtió en el número 21 en exportar GNL, sino además en el primero en Latinoamérica. Neuquén, con el soporte de Vaca Muerta, concentra casi el 85% de los envíos al exterior y proyecta divisas por 1.380 millones de dólares, sin embargo el objetivo debe vencer varias dificultades.

En septiembre del año pasado los gasoductos que se conectan con Chile volvieron a tener flujo y desde hace ocho meses las exportaciones no se detienen. Acorde al ministerio de Energía de Neuquén, en abril se exportaron 135 millones de metros cúbicos al país vecino a través del gasoducto GasAndes, con picos de 6,05 millones de metros cúbicos por día (m3/d). Y 21,6 millones de m3 por el gasoducto del Pacífico, con topes de 1,21 millones de m3.

De concretarse todos los envíos que están comprometidos, las exportaciones serán de un total de 8.758 millones de metros cúbicos. Lo que se traduciría en divisas por u$s 1.380 millones para el país. Una cifra que sería 11 veces mayor a la de 2018, pero además, superaría los saldos anuales exportados en los últimos 10 años.

La balanza comercial de la provincia también aumentaría considerablemente, y es que de realizarse todos los envíos las regalías serían aproximadamente por 160 millones de dólares.

El escenario sería que, a través del gasoducto Pacífico, se alcancen los 6 millones m3/d con un volumen máximo de 1.900 millones m3. Y por el gasoducto GasAndes se cubra la capacidad de 21 millones de m3/d con un máximo de 6.358 millones.

A esos 8.258 m3 se le sumaría el volumen máximo de 500 millones de m3 de los envíos a Brasil y Uruguay por el gasoducto a Uruguayana y Gas Link. Sin embargo, las probabilidades de que este escenario se cumpla en 2019 son escasas.

Si bien las exportaciones a los países de la región son la mejor respuesta que tiene el gas de Vaca Muerta para los períodos de menor consumo local, durante el período de invierno Argentina todavía depende de las importaciones. Por esto es que casi todos los permisos de exportación son de carácter interrumpible para garantizar el abastecimiento interno del país.

En números

7,26 millones de metros cúbicos diarios llegaron a exportarse a Chile en mayo. A futuro podría sumarse Brasil y Uruguay.

18 millones de metros cúbicos en total cargó la barcaza de MEGA e YPF en Bahía Blanca. Neuquén produce 70,4 millones de metros cúbicos diarios, según los datos de abril.

En paralelo, las operadoras más importantes de la formación dejaron en claro en los próximos dos o tres años enfocarán sus capacidades en sus activos de petróleo. Por lo que, de no haber un cambio de estrategia, el grueso de las inversiones se concentrará allí.

El acotado mercado del gas, la falta de redes de transporte para evacuarlo desde la cuenca, el recorte al Plan Gas y precio bajo con el que se comercializa, son los principales motivos. Por esta razón es que es muy difícil que los valores que se registraron en abril se vean reflejados en los informes de mayo y los meses posteriores.

Es un hecho que todavía se requiere de infraestructura y decisiones políticas para poder explotar los recursos de gas no convencional que aloja la formación. Pero lo cierto es que, a pesar de tener un escenario local poco amigable, desde septiembre del año pasado Vaca Muerta colocó al país entre los exportadores de gas de la región y entre los 21 países exportadores de GNL a nivel mundial.

Además, de las tres fronteras que tiene la formación dos son de gas y todavía no se están explotando como la de petróleo. Con más gasoductos, con la construcción de una planta de GNL y con una política de Estado que trascienda más allá de los mandatos presidenciales, el gas de Vaca Muerta promete un gran futuro para la provincia y el país.

El buque que cargó el GNL pertenece a la firma Cheniere.

La carga de Gas Natural Licuado (GNL) para su exportación resultó un hecho inédito para el país y abre una ventana fundamental para el desarrollo del gas de Vaca Muerta. Al tratarse de la primera operación de este tipo necesitó de un despliegue de ingeniería de alta complejidad.

Los pasos incluyeron la selección del área de implantación en la empresa MEGA, socia de YPF en el proyecto, para el proceso de tratamiento y compresión del gas para la barcaza. Las obras requirieron también la importación y montaje de dos módulos de tratamiento con aminas para remoción de CO2 y S2H, la instalación de una planta deshidratadora, el montaje y puesta en marcha de cinco generadores, la instalación de un turbocompresor, un puente de medición fiscal y un oxidador térmico para S2H y CO2.

Se construyó un nuevo macizo de amarre y se instalaron dos ganchos de disparo rápido.

Para la planta de tratamiento on-shore también se hicieron varias reformas. Sirve para tratar y acondicionar el gas natural que llega a la barcaza Tango GNL. Cuenta con una estación compresora que permite elevar la presión de suministro al valor requerido para tratamiento en la barcaza y un módulo de secado de la corriente de gas natural.

El hito conseguido la semana pasada es apenas un muestra de un canal de desarrollo sin precedentes para el país, pero su aplicación a gran escala llevará mayores desarrollos.(Source/Photo/Author: Matías Del Pozzi/Rio Negro.com)

Zarpó la primera exportación argentina de gas natural licuado

"Está zarpando el barco con la primera exportación en la historia de la Argentina de gas licuado. La #energía producida por #YPF ya recorre el mundo", informó la petrolera estatal en su cuenta oficial de la red social Twitter.

Se trata de un primer embarque de 30.000 metros cúbicos de gas natural licuado (GNL), desde el puerto de Bahía Blanca, el primero en la historia del país, con el recurso proveniente del yacimiento de Vaca Muerta.

La barcaza licuefactora Tango GNL había cargado el fluido desde las primeras horas del lunes en el puerto de la empresa Mega, con lo que se dio inicio al proceso de exportación previsto por YPF y que tendrá regularidad a partir del tercer trimestre de este año.

La barcaza Tango GNL arribó en febrero de este año proveniente de China a través de un contrato por 10 años, y como paso previo a la construcción de una planta propia que proyecta YPF.

 La operación de venta está en manos de Cheniere Energy, una compañía de origen americano especializada en gas natural, quien compra el GNL en modalidad de "spot", para luego revenderlo en mercados tomadores de este recurso.

El vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía Eléctrica de YPF, Marcos Browne, informó este lunes que se trata de "un proceso que YPF está liderando para exportar y expandir los mercados del gas al mundo y así poder monetizar de manera firme y confiable gas argentino durante los meses de temperaturas templadas en Argentina".

La petrolera estatal explicó que al tratarse de la primera operación en su tipo, se debieron completar una serie de pasos, que incluyeron la selección del área de implantación en la empresa MEGA, el proceso de tratamiento y compresión del feed gas para la barcaza, el desarrollo de ingeniería, el movimiento de suelos y la realización de fundaciones.

La flamante planta cuenta con una estación compresora que permite elevar la presión de suministro al valor requerido para tratamiento en la barcaza y un módulo de secado de la corriente de gas natural tratado previamente, agregó YPF.

Se trata del primer proyecto flotante de exportación de GNL en América Latina y el tercero en el mundo, que incluirá a la Argentina en el grupo de países exportadores que integran Malasia, Qatar, Nigeria y Rusia, entre otros, resaltaron en YPF.(Source/Photo: El Constructor)

La petrolera YPF inició la primera exportación de gas licuado desde la Argentina

El domingo pasado comenzó el proceso de carga inicial de 30.000 metros cúbicos de GNL, el volumen que se espera pueda producir la barcaza Tango GNL durante la operación

La operación demandó la instalación de una planta especial para el tratamiento del gas

A mediados de esta semana, la petrolera estatal YPF concretará la primera exportación de gas natural licuado (GNL) en la historia energética de la Argentina. Para eso, una barcaza emplazada en el puerto de Bahía Blanca ya se encuentra cargando el gas licuado, proveniente del yacimiento de Vaca Muerta, para ser exportado.

"Este hito revertiría décadas de historia importadora y abriría nuevos mercados para el gas argentino", destacó la empresa a través de un comunicado. Y precisó que el domingo pasado comenzó el proceso de carga inicial de 30.000 metros cúbicos de GNL, el volumen que se espera pueda producir la barcaza Tango GNL durante la operación.

 La exportación de GNL permitirá generar ingresos por más de USD 200 millones al año
El proceso de exportación de gas licuado comenzó con la llegada de la barcaza Lngc Fuji al puerto de la empresa Mega en Bahí Blanca el sábado pasado. De esta forma, pudo comenzar la transferencia del GNL, que se concluirá hacia mediados de la semana, según se encuentra planificado.

Los destinos de esta exportación aun se desconocen. Es que la operación de venta está en manos de la empresa Cheniere Energy, de origen americano y especializada en gas natural, quien compra el GNL para luego revenderlo en mercados tomadores de este recurso.

El presidente de YPF Miguel Gutiérrez con el presidente de Exmar, la empresa que desarrolló la barcaza

"Este es el primer paso de un proceso que YPF está liderando para exportar y expandir los mercados del gas al mundo y así poder monetizar de manera firme y confiable gas argentino durante los meses de temperaturas templadas en Argentina", expresó Marcos Browne, vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía Eléctrica de YPF.

La exportación de GNL permitirá generar ingresos por más de USD 200 millones al año, lo que representa un 10% de las exportaciones totales de combustibles y energía, según datos de YPF.

Los pasos hasta la primera carga

Al tratarse de la primera operación en su tipo, se debieron completar una larga serie de pasos, que incluyeron la selección del área de implantación en la empresa Mega, el proceso de tratamiento y compresión del gas para la barcaza, el desarrollo de ingeniería, el movimiento de suelos y la realización de fundaciones.

Las obras requirieron también la importación y montaje de dos módulos de tratamiento, la instalación de una planta deshidratadora, el montaje y puesta en marcha de cinco generadores, la instalación de un turbocompresor, un puente de medición fiscal y un oxidador térmico.(Source/Photo: Infobae.com)

YPF evalúa construir una planta de USD 5.000 millones para exportar gas licuado

Está trabajando junto a otras petroleras para financiar el proyecto. La prioridad es instalar la planta en Bahía Blanca, pero no se descarta Chile.

"Estamos trabajando para construirla a través de un consorcio de empresas productoras", confiaron a este medio fuentes allegadas a la petrolera de bandera. Se trata de un proyecto a cinco años que apunta a procesar más de 20 millones de metros cúbicos día para poder transportar este fluido vía marítima desde el puerto de aguas profundas de esta localidad bonaerense hacia todo el mundo.

La urgencia de la firma radica en el exceso de oferta que tuvo en los últimos meses, en los cuales se vio forzada a cerrar pozos y a bajar en un 20% su volumen de producción. Es que ante la baja de la demanda interna por la recesión económica y al no poder competir con los bajos costos del nuevo gas de Techint -producto de los subsidios de la Resolución 46-, la empresa que preside Miguel Gutiérrez no tiene donde colocar sus excedentes.

La demanda de los países limítrofes no es suficiente y para colmo muchos de ellos, en especial Chile, tienen contratos de importación vigentes con otros países que no pueden dar de baja de un día para el otro a pesar del mejor precio del fluido argentino. "Chile montó dos plantas de regasificación para importar GNL y esos contratos vencen entre el 2028 y el 2036. Y como el servicio de regasificación se paga como un alquiler anual, nunca te van a comprar tu gas aunque sea más barato", explicó a LPO Eduardo José Fernández, consultor senior de mercados energéticos y director de la carrera de especialización de petróleo y derivados de la UBA.

Es por eso que la idea de hacer una planta licuofactora que permita llevar este producto a cualquier punto del planeta toma cada vez más fuerza. Se trata de un procedimiento muy complejo donde se reduce el volumen del gas natural en 600 veces y se transporta como líquido a presión atmosférica y a 162 grados bajo cero.

Esto encarece el precio de venta en aproximadamente dos dólares por millón de BTU y por lo tanto es necesario tener muy bajos costos para poder competir con otros productores como Qatar, Trinidad y Tobago y en el corto plazo con Estados Unidos que está desarrollando proyectos similares en varias zonas de su país. "Hoy estamos un poco por encima en costos. YPF tiene que pensar en una producción 2 o 2,5 dólares en Neuquén y colocarlo en Bahía Blanca a no más de 3 dolares", subraya Fernández.

El principal problema pasa por el costo de financiamiento que trae aparejado un nivel de riesgo país mayor a los 900 puntos básicos, con el agregado de la incertidumbre electoral. Nadie sabe qué política energética tendrá el próximo Gobierno y para hacer viable este proyecto las petroleras sostienen que necesitan una licencia por 25 años para exportar libremente el gas y una ley que brinde un marco de seguridad jurídica a largo plazo.

En este sentido es que no se descarta la posibilidad de instalar la planta en Chile. El país trasandino permite un mejor financiamiento, menor carga impositiva, estabilidad tributaria garantizada y una salida más rápida hacia los puertos chinos, donde está el mayor potencial de demanda futura. Al mismo tiempo, la distancia es menor entre los yacimientos neuquinos hasta la costa del Pacífico que hacia el puerto de Bahía Blanca, con el agregado de que ya existen gasoductos suficientes para transportar el gas hacia Chile, mientras que para llevarlo al Atlántico hay que construir uno nuevo de 800 millones de dólares que Lopetegui planea licitar en menos de un mes. "Por la magnitud del recurso, incluso podrían hacerse dos plantas: una en Bahía y otra en Chile", reconocen desde la secretaría de Energía.

Aun así, los interrogantes se mantienen. Si bien la demanda de China e India es importante, por el proceso de reconversión desde fuentes energéticas a base del carbón al gas, cada vez aparecen más competidores en el mercado con un costo de flete mucho más bajo como Australia o Nueva Guinea, que se encuentran a pocos kilómetros de las costas asiáticas.

"La Guerra Comercial entre Estados Unidos y China otorga una gran oportunidad. Pero la cantidad de recursos no convencionales que hay en todo el mundo hace que esto sea una carrera. El que no llegue a monetizar estos recursos antes que el resto se va a quedar sin poder aprovecharlos", indica Fernández.

Con estas dudas y por lo costoso de la obra, algunos especialistas consideran que lo mejor es comenzar con una planta más chica, que pueda replicarse en caso de resultar un modelo exitoso. "Con una escala gigante tenes que estar poniendo plata por cinco años sin ver un dólar. En cambio, con módulos de 5 o 7 millones de m3 día vas acompañando la curva de producción y tenes una ingeniería financiera mucho más interesante que te permite hacerte de recursos por esas exportaciones con las que irías financiando los siguientes módulos", explicó a LPO uno de los mayores especialistas del país en la materia que justamente se encuentra estudiando alternativas para otra importante petrolera.(Source/Photo: LPO)

La barcaza de YPF ya cargó gas de Vaca Muerta

En el puerto de Bahía Blanca avanzan los trabajos para poner en marcha el proyecto.

La barcaza anclada en el puerto de Bahía Blanca ya comenzó a procesar gas de áreas de Vaca Muerta para procesarlo y convertirlo en Gas Natural Licuado (GNL). Se trata de las primeras pruebas que se desarrollan, en medio de las investigaciones que la empresa controlada por el estado nacional hace para poner en marcha de forma definitiva su proyecto.

Así lo confirmaron fuentes de la empresa en diálogo con +e. En paralelo, al margen de las pruebas que se hacen en esta barcaza, se avanza en la construcción de una planta de tratamiento y acondicionamiento de gas en un sector del puerto de Bahía Blanca.

Esto será parte de la plataforma necesaria para industrializar el hidrocarburo, que podría tener un horizonte exportador del corto al mediano plazo.

Las tareas se llevan a cabo en el muelle de la compañía Mega ubicado en el puerto bahiense y en la barcaza Tango FLNG, que arribó en febrero de este año proveniente de China.

Según informaron fuentes de la empresa, los trabajos tienen que ver con los “sistemas de seguridad, servicio y la verificación del sistema de medición". En los próximos días, "se prevé la carga de productos refrigerantes a utilizar en el proceso de licuefacción", indicaron fuentes que cita la agencia Télam.

De acuerdo a lo que dio a conocer la agencia de noticias, "continúan las tareas de construcción de la planta de tratamiento y acondicionamiento del gas natural, que permitirá adecuar la corriente de alimentación a la barcaza Tango FLNG en calidad y en cuanto a la presión del suministro".

La puesta en marcha de este proyecto implica un paso de importancia: lograr afianzar el proceso de producción de gas, en un contexto en de enormes reservas en la formación no convencional.

Neuquén alcanzó niveles de producción que desde hace una década no conseguiría, llegando a los 70 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de producción.

Estos crecientes volúmenes de producción encuentran una alternativa en el transporte en barco, a través del proceso de licuefacción, que convierte el gas natural en GNL, donde el fluido se reduce unas 300 veces de volumen y puede luego transportarse en buques metaneros a puertos de destino.(Source/Photo: lmneuquen.com)

Proyectos para Vaca Muerta: interesa más el gasoducto que el tren

El Gobierno convocó a interesados en construir un ducto desde Neuquén. YPF se anotará en esa idea. El tren despierta menos atractivo inversor.

La secretaría de Energía publicó el viernes a la noche una convocatoria a interés para construir un gasoducto desde Vaca Muerta hasta Bahía Blanca. También avisó que lanzará un programa para sustituir gas líquido (GNL) importado por producción neuquina, durante los cuatro meses de frío. Las primeras reacciones del sector fueron positivas para los planes oficiales recientes. En cambio, un proyecto ya lanzado hace meses -un tren para transportar agua, arena y otros insumos que se necesitan en el proceso de extracción de petróleo- no está despertando el atractivo esperado por el Poder Ejecutivo.

YPF, la principal petrolera del país, se anotará para encabezar un consorcio -con otras empresas- que construya el gasoducto, con la idea de aprovechar el nuevo esquema que premia el gas neuquino. La propuesta del Gobierno es que Ieasa (la ex Enarsa) adquiera gas de esa cuenca en lugar de importar barcos con GNL. El atractivo es que se les pagará casi el mismo precio que el GNL, cuya cotización internacional casi duplica al precio del gas local.

Para llevar adelante el proyecto es necesario un nuevo gasoducto o ampliaciones de los existentes. En caso de un tercer gasoducto, a construirse,  la secretaría de Energía supone que el primer tramo comprenderá Neuquén-Bahía Blanca y el segundo desde esa localidad a Buenos Aires. Aunque el Estado convoca, el desarrollo será privado. Igual, el fondo de sustentabilidad de ANSeS podría fondear algo más de la mitad del proyecto (US$ 450 millones sobre un total de US$ 800 millones que costaría el primer tramo).

Se estima que, a fines de agosto, el gasoducto ya estará adjudicado. YPF está interesado en el proyecto. Miguel Gutiérrez, presidente de la petrolera, participará en una gira que hará el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, en Houston. En esa sede de las petroleras estadounidenses, al funcionario lo esperan citas con Exxon y otros gigantes energéticos.

Si todo marcha como lo esperado, el gasoducto  podría entrar en operaciones hacia julio de 2020, pero Lopetegui supone que estará en plena capacidad hacia 2021. A YPF ya se le acercaron otras compañías predispuestas a acompañar en la obra. Eso si, hay dos obstáculos a la vista. La volatilidad cambiaria de los últimos días generó susto y la posibilidad de un gobernador kirchnerista que cuestione los contratos en Vaca Muerta también preocupa. La elección de mandatario neuquino se realizará hoy.

"La convocatoria pública oficial es buena y alentadora. Pero la macro no ayuda" era una de las frases que repetían entre las petroleras.

Tecpetrol, de Techint, frenó la escalada en su producción de gas en Vaca Muerta. Fue por la interpretación oficial de la resolución 46 -que premiaba al gas extraído en esa localidad desde 2017-, que le reconocerá un estímulo a la mitad de su producción (8,5 millones de metros cúbicos frente a los 17 millones de metros cúbicos que estimaba la empresa). Techint es accionista de Transportadora de Gas del Norte (TGN). Si le interesa acceder a la nueva propuesta oficial, podría propiciar una ampliación del gasoducto de TGN.

Como contracara del entusiasmo por el gasoducto, en el Gobierno están desilusionados con la situación del tren de Vaca Muerta. El Poder Ejecutivo convocó a las petroleras que quieren mover arena, agua u otros insumos que se necesitan en el proceso de extracción a través de ese medio de locomoción. YPF también dijo presente, según fuentes oficiales. Pero ninguna otra grande acercó propuestas. En Energía predomina cierta decepción sobre el cuadro.

El tren es viable si hay empresas que van a usarlo. De lo contrario, en el Poder Ejecutivo dudan de la conveniencia de esa inversión. YPF le manifestó a las autoridades que confía en convencer a otras firmas para que también participen.

En el Gobierno y las empresas coinciden que la producción de gas no puede vivir solo de los cuatro meses invernales. Creen que los otros ocho meses hay que exportarle sin interrupciones a Chile. En los últimos meses, algo de eso se hizo. Sin embargo, en febrero hubo una interrupción de 10 días -se utilizó el gas para alimentar usinas térmicas, que genera electricidad para cubrir la ola de calor- y las empresas trasandinas manifestaron su disgusto frente al comportamiento argentino. Tanto las empresas como el Poder Ejecutivo coinciden que fue un error, pero que no había otra alternativa.(Source/Photo:Martín Bidegaray/Clarin.com)

Prevén invertir US$ 2.000 millones en un nuevo gasoducto para Vaca Muerta

La iniciativa publicada este viernes en el Boletín Oficial, precisa que la construcción del nuevo gasoducto "se adjudicará entre julio y agosto de este año, lo cual será toda una señal para que las empresas empiecen a invertir".

El Gobierno convocó a presentar manifestaciones de interés para la eventual construcción de un nuevo gasoducto para Vaca Muerta que demandará una inversión de US$ 2.000 millones, de los cuales US$ 800 millones se aplicarán al primer tramo con una importante financiación por parte del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS).

La iniciativa se encuentra en línea con la resolución 82, publicada esta mañana en el Boletín Oficial, que contempla también la posibilidad de ampliar la capacidad de transporte del gas producido en el yacimiento neuquino con destino al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

El principal objetivo es ampliar la capacidad de transporte del gas producido en Vaca Muerta y convertir a la Argentina en exportador neto a partir del 2023, informaron fuentes de la Secretaría de Energía.

En la normativa publicada en el Boletín Oficial se destaca la posibilidad de que el Fondo de Garantía de Sustentabilidad "participe en una parte sustancial del financiamiento, en condiciones de mercado".
Resolución 82, publicada el viernes 8 de marzo de 2019 en el Boletín Oficial.(Source/Photo: Télam)

Avanzan las obras para transportar el gas extraído en Vaca Muerta

El ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro y el CEO de Transportadora Gas del Sur (TGS), Javier Gremes Cordero, recorrieron en Añelo las obras que está llevando adelante la empresa de construcción de la planta acondicionadora de gas y dos ductos que permitirán evacuar parte de la producción hidrocarburífera de la provincia.

En la oportunidad, se corroboró que la planta de acondicionamiento de gas Tratayén, que acondiciona la calidad del gas natural antes de ingresar a los gasoductos troncales, presenta un avance de obra del 80 por ciento aproximadamente. El proyecto está definido por tres etapas: construcción, suministros e ingeniería. Cabe destacar que cuando la planta esté terminada tendrá una capacidad inicial de cinco millones de metros cúbicos diarios, ampliable a unos 60 millones de metros cúbicos diarios.

En relación con el sistema de transporte, el ducto Vaca Muerta Tramo Norte, que tendrá una capacidad para transportar 37 millones de metros cúbicos de gas por día en sus 115 kilómetros de largo, presenta un avance de obra del 50 por ciento. En el lugar del trazado se observan tareas de descarga de caños, soldadura, revestimiento, zanjeos, bajada de cañería a zanja, entre otras.

En cuanto a la construcción del gasoducto Vaca Muerta Tramo Sur, que tendrá la capacidad de transportar 19 millones de metros cúbicos por día en sus 32 kilómetros de largo, ya se realizaron pruebas hidráulicas y presenta un avance de obra del 80 por ciento.

Los tramos del gasoducto Vaca Muerta y la planta de Tratayén representan inversiones que superan los 250 millones de dólares para esta primera etapa y contemplan en este momento unos 1.500 puestos de trabajo abocados a su construcción, considerando tanto empleo directo como indirecto.

El ministro Monteiro destacó el proyecto que está llevando adelante TGS y “la forma y rapidez con la que están trabajando la empresa y los contratistas, para hacer realidad el compromiso que se manifestó en su momento”. Agregó que para el gobierno de la provincia “es un orgullo que podamos estar acompañando las inversiones para generar más trabajo para los neuquinos y más producción para los neuquinos y el país”.

En abril del año pasado, la provincia firmó con la empresa TGS el convenio para llevar adelante obras para transportar la producción de Vaca Muerta, disponiendo de la infraestructura necesaria para ingresar la producción de gas natural incremental a los sistemas troncales de transporte, considerando una inversión que puede alcanzar los 800 millones de dólares.

Gremes Cordero manifestó estar “muy orgulloso de todos los pasos que se están dando para concretar este gasoducto” y anticipó que en abril comenzará a operar la planta con el primer tramo del gasoducto. “Estamos cumpliendo con las fechas comprometidas”, expresó y estimó concluir el segundo tramo en noviembre de este año, completando los 150 kilómetros de gasoducto.(Source/Photo: El Constructor)