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YPF y Petronas inician desarrollo masivo en area de Vaca Muerta

YPF y Petronas inician desarrollo masivo en área de Vaca Muerta

Autoridades de YPF y de la compañía malaya Petronas, participaron en el acto formal de inicio de la producción del primer grupo de pozos correspondiente a la etapa de desarrollo masivo del área La Amarga Chica, en la formación neuquina de Vaca Muerta. Una comitiva de la petrolera del país asiático visitó el bloque, ubicado a pocos kilómetros de la localidad de Añelo, para participar de la conexión de los primeros cuatro pozos de la nueva fase del proyecto. La meta es alcanzar en 2022 una producción diaria de 60.000 barriles equivalentes de petróleo, para lo cual se invertirán hasta entonces u$s 2.336M, según detallaron los directivos a la prensa patagónica. La actividad contó con la presencia, por Petronas, del director de Joint Venture Internacional, M. Bohari M Ali, y del jefe de Petronas E&P Argentina, Aimy Zairin Mohamed. La comitiva de YPF, en tanto, fue encabezada por el vicepresidente ejecutivo de Upstream, Pablo Bizzotto, y el gerente regional de No Convencional, Gustavo Astie. El grupo de pozos que se puso en producción fue el denominado PAD 34 de La Amarga Chica, un área de potencial productivo excepcional, según se indicó. Durante la etapa piloto se exploró el bloque con una inversión de u$s 550M, y se perforaron 33 pozos que revelaron las particularidades del sector. Entre este año y 2022 las operadoras proyectan completar 218 nuevos pozos y elevar la actual producción, cercana a los 11.000 barriles diarios de crudo y 170.000 metros cúbicos de gas, a 60.000 barriles equivalentes por día. Sin embargo, se estima que posteriormente se podrá alcanzar una producción total de 75.000 barriles diarios entre petróleo y gas, y que a lo largo de los 35 años de concesión se invertirán en total u$s 7.000M.
También en Vaca Muerta, donde la petrolera Shell había anunciado en 2018 el pase a desarrollo de tres nuevas áreas en la formación, dijo el Gobierno de Neuquén que prevé producir 70.000 barriles diarios en 2025 desde los actuales 4.500 barriles. La empresa holandesa planea perforar 304 pozos en 38 locaciones y estima para fin de año poder triplicar la producción actual de petróleo, según indicó el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, en un comunicado desde Houston, donde se reunió con directivos de la compañía. “La producción actual ronda los 4.500 barriles por día.
El objetivo es llegar a 40.000 barriles diarios en 2021 y 70.000 en 2025. Entre las tres áreas, la superficie es de 391,57 kilómetros cuadrados”, señaló la provincia en el comunicado. El proyecto 2019-2025, que se basa en el pase a desarrollo masivo de las áreas Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste, incluye también la construcción de una planta de procesamiento de crudo, 100 kilómetros de caminos internos, 75 kilómetros de oleoductos y gasoductos, y líneas eléctricas que implicarán la generación del doble de empleos de los que hay en la actualidad. (El Cronista, Buenos Aires)

Última actualización en Lunes, 15 Abril 2019 12:49

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Chevron compra una petrolera estadounidense por u$s33.000 M Anadarko

Chevron compra una petrolera estadounidense por u$s33.000 M Anadarko

Chevron, la mayor petrolera de Estados Unidos, llegó a un acuerdo para la compra de la también estadounidense Anadarko por un total de u$s33.000 millones. Los accionistas de Anadarko recibirán 0,39 de acción de Chevron y 16,25 dólares en efectivo, indica el comunicado. La transacción, una de las más importantes del sector petrolero en varios años, será en acciones y efectivo, detalló Chevron, que indicó que absorberá la deuda de Anadarko. "La adquisición de Anadarko mejorará en forma significativa la ya importante cartera de Chevron y fortalecerá su posición de liderazgo en grandes y atractivas cuencas de esquisto y de gas natural en aguas profundas", señaló la compañía. "La combinación de los activos de primera calidad de Anadarko con nuestro ventajoso portafolio fortalece nuestra posición de liderazgo" en la cuenca de Permian, Texas, en tanto "acrecienta nuestra capacidad" en el Golfo de México y nuestros negocios de gas natural líquido (LNG), agregó. Asimismo, indicó que la adquisición "crea atractivas oportunidades de crecimiento en áreas que aportan a la fortaleza operacional de Chevron y subraya nuestro compromiso con inversiones de ciclo corto con alto rendimiento". La fusión, que debe finalizar en el segundo semestre de este año, aún requiere la aprobación de las autoridades, los consejos de administración de ambas empresas y los accionistas de Anadarko. (BAE, Buenos Aires)

Última actualización en Lunes, 15 Abril 2019 12:32

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Vaca Muerta y el dilema de optar entre dos modelos extremos: Noruega o Angola

Vaca Muerta y el dilema de optar entre dos modelos extremos: Noruega o Angola

Vaca Muerta no deja de despertar expectativas en la Argentina por el potencial incremento de producción de petróleo y gas que podría aportarle al país. Y aunque todavía es muy prematuro hablar del "riesgo" que generaría una entrada masiva de dólares a la economía, por las inversiones en el sector y las exportaciones de los hidrocarburos, nunca es anticipado analizar qué ocurrió con los países que en poco tiempo explotaron un recurso que les generó un impacto masivo de ingreso de capitales.
Las experiencias de otras economías se dividen en dos: las que fueron exitosas con el manejo del gran flujo de divisas, como Noruega y Chile, por ejemplo, y las que la malgastaron y terminaron por destruir todas las demás industrias productivas, como Angola y Venezuela.
El último grupo suele ser el más conocido. Su diagnóstico tiene nombre y se llama "enfermedad holandesa". "En 1959 se empezó a explotar en el Mar del Norte una cuenca de desarrollo gasífero, que benefició a Holanda, pero también a Gran Bretaña, con el petróleo -cuenta Daniel Montamat, exsecretario de Energía y analista del sector-. Holanda, particularmente, se encontró con mucho flujo de inversión, que se sumó a las divisas que ingresaban por las exportaciones de gas a Europa. Esto generó que la moneda, el florín en esa época, se apreciara mucho con relación a otras y que muchas actividades productivas sufrieran tener una moneda más fuerte, ya que esto no tenía que ver con la productividad, sino que eran dólares excepcionales que ingresaban para desarrollar un recurso extraordinario".
Holanda, sin embargo, logró salir de la trampa y diversificó su industria. Además, tiene dos empresas líderes del sector que son multinacionales, como Shell y Trafigura (que compró las estaciones de servicio Petrobras en el país y las comercializa con la marca Puma Energy).
Angola. El buque de exploración petrolera Kaombo Norte, en una economía vulnerable a las fluctuaciones del precio del petróleo Angola. El buque de exploración petrolera Kaombo Norte, en una economía vulnerable a las fluctuaciones del precio del petróleo Fuente: AFP
Angola y Venezuela, por su parte, no tuvieron la misma suerte. El país africano proyectó en 1980 que sus reservas de petróleo y gas equivalían a siete veces su PBI. La producción entre 1980 y 2017, sin embargo, terminó siendo 10 veces las reservas que se estimaban en 1980, con 1715 M de toneladas equivalentes de petróleo (TEP), destaca un informe del Estudio Arriazu Macroanalistas, escrito por el economista Ricardo Arriazu. Pero Angola "no fue exitosa en el manejo de sus recursos, provocó una fuerte apreciación de la moneda y terminó fracasando en sus intentos de reducir la pobreza", dice el informe.
"La disponibilidad de divisas por el desarrollo del sector energético llevó a la apreciación del tipo de cambio, lo que perjudicó a otros sectores productivos y redujo su actividad. Hoy, Angola ocupa el lugar 169, sobre 175 países, en igualdad económica del Banco Mundial, y el 148, entre 187 países, en el Índice de Desarrollo Humano de las Naciones Unidas. El 68% de los habitantes viven debajo del nivel de la pobreza y el 37%, en pobreza extrema. En las zonas rurales, solo el 34% de la población tiene agua corriente y el 37% tiene acceso a la electricidad. La tasa de mortalidad infantil es una de la más altas del mundo y la disparidad de ingresos es muy grande", señala.
La economía angoleña, además, es sumamente dependiente del petróleo y es vulnerable a cambios en el precio internacional. "El sector petrolero aporta el 95% de los ingresos de divisas, el 70% de los ingresos fiscales y el 50% del PBI. Esta dependencia los hace muy vulnerables a las fluctuaciones del precio del petróleo. Con la baja de este precio en 2015, el gobierno se vio obligado a devaluar 30% su moneda, recortar el presupuesto en 25%, declarar una moratoria en su deuda y postergar proyectos en infraestructura, educación, energía y transporte. Estas medidas elevaron el descontento social. El sistema político es poco transparente y el gasto público está orientado a la defensa y a la administración pública, y es muy escaso en educación, salud y energía", detalla el informe de Arriazu.
Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, agrega que la empresa petrolera estatal de Angola está controlada por un "gobierno manejado por una familia que hace saquear esos fondos en beneficio propio y no tiene capacidad propia para desarrollar los yacimientos".
Venezuela, por su parte, es el país con las mayores reservas de petróleo en el mundo y utilizó la entrada masiva de dólares para tener un tipo de cambio barato que le permitiera ser más beneficioso importar que producir. Los resultados de la mala gestión son más conocidos: alrededor del 60% de la población se encuentra en la pobreza extrema; su economía lleva cinco años de contracción del PBI, con una caída de aproximadamente 15% el año pasado y una inflación que, se estima, en 2019 llegará a 10.000.000%.
Noruega, en cambio, es considerado el modelo a seguir en este tema. El país tuvo la suerte de descubrir petróleo y gas, también en el Mar del Norte, a comienzos de 1960, en la misma década en que se producía la "enfermedad holandesa". En 1980, las reservas probadas de hidrocarburos eran de 886 M TEP, con un valor equivalente a 2,7 veces el PBI. Entre 1980 y 2017, la producción totalizó 5736 M TEP, más de seis veces las reservas probadas contabilizadas en 1980, según el informe de Arriazu. De hecho, cuando Noruega descubre petróleo, al país le faltaba el know how y mandaron a varios ingenieros a estudiar a la Argentina, además de llevarse otros geólogos argentinos para hacer consultoría.
El fondo noruego
Al tanto de las consecuencias que le trajo a Holanda el ingreso masivo de divisas, Noruega creó el Fondo Soberano de Riqueza, que le permitió invertir el dinero que recibía en otros proyectos de largo plazo y, así, mitigar en parte el flujo de capitales, ya que igualmente la propia actividad en el sector generó algunas "burbujas", y los salarios se incrementaron mucho más que en el resto de Europa, lo que afectó la competitividad de otros sectores.
Con una acumulación de activos por un valor cercano a los 1,05 billones de dólares, el fondo es uno de los más grandes del mundo y tiene inversiones en 9146 empresas, en 72 países, donde se busca así asegurar su uso intertemporal. "Los ingresos del fondo provienen de las transferencias que recibe por las participaciones del Estado en la explotación, de los ingresos de sus inversiones y de los impuestos sobre el sector. El fondo solo puede transferir al presupuesto público un porcentaje de la tasa de retorno de sus inversiones", explica Arriazu.
"Cuando se supo el tamaño de los recursos, existía el riesgo de calentar la economía demasiado. Sabíamos que los ingresos de petróleo y gas no iban a durar para siempre, que iba a ser un período corto en la historia de nuestro país y que necesitábamos buscar una manera de poder disfrutar de los ingresos en el largo plazo", cuenta el embajador noruego en la Argentina, Jostein Leiro, que está en el país hace tres años y medio.
El fondo es administrado por el banco central de Noruega, para evitar que las decisiones de inversión se basen en la política. "Las consideraciones son exclusivamente comerciales y esto es para evitar que estos recursos tan importantes y tan grandes no se vuelvan una herramienta política, porque esa no es la intención", dice.
Al principio, el Parlamento noruego estableció una regla en la cual el Estado podía utilizar en su presupuesto un máximo de 4% del retorno anual de las inversiones. Hace unos años, este porcentaje se redujo al 3% como resultado del crecimiento del fondo y de los retornos. "Este año, como la economía anda bien, el porcentaje será 2,5 %. Todos los gobiernos han respetado esta regla para no calentar demasiado la economía y para asegurar que no nos volvamos demasiado dependientes de estos recursos y que la economía de este país continúe siendo bastante diversa, para tener otras puertas cuando se agote", dice el embajador. Señala, además, otras actividades productivas, como el sector de servicios, el marítimo, la exportación de pesca (salmón, principalmente), la industria y un desarrollo importante en finanzas.
"La gente lo llama 'el fondo de las pensiones', porque es considerado intergeneracional, pero en realidad es un fondo sin objetivos de uso específico, aunque sabemos que el número de jubilados va a crecer y por lo tanto habrá una necesidad de tener recursos para cubrir esto", agrega.
Chile, por su parte, tiene constituido el fondo de Estabilización Económica y Social (FEES) -antes llamado fondo de Estabilización de los Ingresos del Cobre-, que "permite financiar eventuales déficits fiscales y realizar amortizaciones de la deuda pública, contribuyendo, así, a que el gasto fiscal no se vea mayormente afectado por los vaivenes de la economía mundial y la volatilidad de los ingresos que provienen de los impuestos, el cobre y otras fuentes", explica en su página el Ministerio de Hacienda chileno, que publica además los informes mensuales del fondo, en el cual hasta febrero tiene un valor de mercado de u$s 14.212,36 M.
Realidad argentina
Los ingresos de capitales por Vaca Muerta aún distan mucho de generar una apreciación artificial en el tipo de cambio, aunque la Argentina ya ha sentido la consecuencias de tener una moneda fuerte producto de atrasar la suba del dólar o de atarlo por ley, y no por una mejora en la competitividad.
El año pasado, la inversión total en los yacimientos que se encuentran en la formación geológica fue de apenas u$s 4500 M, lejos de los u$s 10.000 M que se necesitarían cada año para desarrollar de forma intensiva la producción. Del total, los principales desembolsos los realizó YPF, la empresa con control estatal. Los niveles de exportación de petróleo y gas también son todavía bajos, aunque comienzan a reactivarse después de años de ser únicamente importadores.
A futuro, a diferencia de Noruega y Chile, las regalías que generan los hidrocarburos les pertenecen a las provincias y no al Estado nacional, como está escrito en la Constitución. Funcionarios de Neuquén indicaron que crear un fondo "es una cuestión que se está analizando. De la misma manera que la asignación de las mayores regalías para la cobertura de las necesidades de infraestructura en todo el territorio provincial, sobre todo en el área de influencia de la actividad". El Gobierno, por su parte, recauda de la actividad a través del IVA y del impuesto a las ganancias.
"Suena utópico hablar de crear un fondo cuando, por ejemplo, hace seis años se está construyendo una ruta de doble mano entre Neuquén y Añelo, que son 100 kilómetros. No hay que crear ningún fondo, sino administrar correctamente los ingresos. El gobierno de Neuquén amplió el mes pasado de nueve a trece sus ministerios, apenas obtuvo la reelección, en vez de destinar los fondos a los costos que implica esto en la ruta", reflexionó un analista del sector energético.
Dos modelos con resultados diferentes
Noruega
En 1980 las reservas probadas de hidrocarburos equivalían a 2,7 veces el PBI
Entre 1980 y 2017, la producción alcanzó al 19,7% del PBI acumulado de ese período.
Desde 1980, el PBI en dólares creció 4,2 veces y la cuenta corriente externa registró un superávit acumulado de u$s 840.000 M entre 1990-2018
El sector petrolero da trabajo en forma directa a más de 300.000 personas, un 11,2% del empleo total.
El Fondo Soberano de Riqueza acumula 1,05 billones de dólares, invertidos en 72 países.
Angola
El potencial energético se probó en 1980, con reservas equivalentes a siete veces su PBI. La producción posterior lo superó ampliamente
Entre 1980 y 2017, la producción fue equivalente a 48,3% del PBI acumulado (más del doble que en Noruega)
En 2018 las reservas probadas alcanzaron los 1574 M de toneladas equivalentes de petróleo (TEP), que representaron seis veces el PBI de ese año
El mal manejo de los recursos impactó en el desarrollo del país: el 68% de los habitantes vive por debajo del nivel de pobreza y el 37% sufre pobreza extremaLa economía del país africano depende del petróleo, un sector que aporta el 95% de los ingresos de divisas, el 70% de los ingresos fiscales y el 50% del PBI. (La Nación, Buenos Aires)

Última actualización en Lunes, 15 Abril 2019 12:30

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El CEO de Shell que no quiso venderle a los K

El CEO de Shell que no quiso venderle a los K

Hasta mediados de 2014, cuando comenzó a estudiar un master en Energía, a Aranguren apenas había desarrollado interés por la función pública, aunque ya había sufrido embates del kirchnersimo. “Tuvimos causas penales, boicots, causas por desabastecimiento, por no querer vender la compañía a los que el presidente Kirchner quería que se la vendieran”, cuenta de su época de CEO de Shell, cuando el Poder Ejecutivo lo conminaba a traspasar la filial local a alguna empresa amiga de los ex gobernantes.
Sus 12 años como número uno de Shell en el país coincidieron con los mandatos de Néstor Kirchner y Cristina Fernández de Kirchner. Fueron años de pelea -respaldado por su casa matriz, pero en soledad entre los empresarios, al menos en público- con Guillermo Moreno. El ex secretario le pidió a Aranguren su número de teléfono celular para llamarlo. El ejecutivo se negó. “Llamá a Shell. Hay telefonista las 24 horas y siempre me ubican”, le dijo. “Nunca llamó”, rememora. “Hay gente que lo atendía a las 6 de la mañana, Moreno los insultaba y a esas personas les causó hasta problemas matrimoniales”, cuenta.
Lejos de pintarse como un “héroe”, Aranguren argumenta que “no hice nada que no fuera normal. Lo anormal era la conducta de otros. Moreno no fue lo que fue por su capacidad, sino porque otros agacharon la cabeza y se lo permitieron. Y esto habla más del resto que de Moreno”, resume. “Muchos dirigentes empresarios no pueden ser avasallados por un político que más que una ferretería nunca manejó un negocio”, analiza. A Mauricio Macri lo conoció como jefe de Gobierno de la ciudad de Buenos Aires. Le pidieron que contribuyera a la financiación electoral y “le mostré los principios de negocios de Shell que impiden la contribución a campañas”. Pero si le manifestó más tarde que quería sumarse a su equipo. Dejó la petrolera, comenzó a trabajar con Fundación Pensar ( think tank del PRO). Tras el balotaje, Macri le dio a elegir entre secretaría de Energía o presidente de YPF. Se inclinó por la primera. “Entonces, vamos a crear un ministerio de Energía y, de paso, vas a dedicarte también a minería, que sabemos que no sos del sector minero, pero sabes administrar”, dice Aranguren que le comunicó Macri.
“Pasé de dirigente empresario a ‘public servant’, a servidor público”, se describe. Volvería al Gobierno si Macri se lo requiere. “Aún sabiendo cómo me fue, sabiendo las consecuencias. En Shell tenía causas penales, pero con un seguro que la compañía sacaba para que mis gastos legales estuvieran cubiertos si yo no había hecho nada malo. Ahora tengo causas penales y no tengo nadie que pague a los abogados”, observa.
En Shell, “parte de la bonificación de fin de año se da con acciones. Se usa mucho en las compañías para comprometer a la gente. Esas accciones se depositaban en en el exterior”, describe. Esas tenencias generaron ruido político y Aranguren las liquidó, algo que la Oficina Anticorrupción sugería, pero no obligaba. “Me convenga o no me convenga, decido vender, porque para mi es más importante colaborar con la administración que el valor de una acción”, expresó. (Clarín, Buenos Aires)

Última actualización en Lunes, 15 Abril 2019 12:31

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Shell ratifico una inversion de u$s 3 mil M en Vaca Muerta

Shell ratificó una inversión de u$s 3 mil M en Vaca Muerta

En febrero, el Poder Ejecutivo decidió limitar los subsidios que pagaría al proyecto de Tecpetrol en Fortín de Piedra. La medida generó una disputa entre esa compañía y la secretaría de Energía, cuya consecuencia legal aún no está clara. El gobernador neuquino Omar Gutiérrez -que acaba de ganar la reelección- fue a Houston, la capital energética de los Estados Unidos y buena parte del negocio petrolero. Y quiso mostrar que el yacimiento en su localidad sigue generando inversiones.
El mandatario neuquino mantuvo reuniones con directivos de la angloholandesa Shell. En diciembre, la compañía anunció que pasaría a la etapa de desarrollo los bloques Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste (CASO) en la formación de No Convencionales en Neuquén, Vaca Muerta.
"Esta decisión marca el inicio del desarrollo a gran escala de gas y petróleo en las áreas, con un potencial de producir más de 70.000 barriles diarios de petróleo equivalentes (bped) para mediados de la próxima década", planteó la empresa en un comunicado realizado en diciembre.
Como parte del proyecto perforará 304 pozos, lo cual generará un total de 2.000 empleos, 1.000 más de los que ofrece en este momento de manera directa e indirecta en el área esa petrolera, según la visión provincial.
Gutiérrez se encontró con el vicepresidente de Aguas Profundas de Shell, Wael Sawan, y su gerente técnico en Argentina, Ed Kruijs.
Tras el desacuerdo con Tecpetrol, en el sector hay dudas sobre los nuevos proyectos en Vaca Muerta. La postal de Gutiérrez junto a ejecutivos de esa petrolera pretende reforzar que los anuncios se están cumpliendo como estaban previstas. Sin embargo, en la filial local de la compañía dijeron que no había nada nuevo en relación a lo anunciado en diciembre.
Shell apuesta con estos tres desarrollos al petróleo en Vaca Muerta en formaciones tight y shale que le podrían terminar reportando, según cálculos de la firma, una producción de 70.000 barriles diarios en 2025.
De acuerdo a las proyecciones estimadas, la petrolera prevé producir 40.000 barriles en 2021 y 70.000 cuatro años después. En la actualidad extrae 4500 barriles por día.
La empresa perforará 304 pozos en 38 locaciones que abarcan una superficie de 391,57 k2, informó la provincia. “La inversión superaría los U$S 3000 M”, indicó a Clarín una fuente oficial neuquina. La empresa provincial GyP es socia al 10% de las tres áreas que pasarán a desarrollo masivo, mientras que en Coirón Amargo Sur Oeste, Vista Oil & Gas tiene otro 10%, de modo que el 80% le pertenece a Shell en este caso. (Clarín, Buenos Aires)

Última actualización en Lunes, 15 Abril 2019 12:31

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