jueves , 20 septiembre 2018

YPF lanzará en 2018 cinco nuevos proyectos en Vaca Muerta

La mayor petrolera de la Argentina lanzará en 2018 cinco nuevos proyectos pilotos en Vaca Muerta. En total, llegará a 15 proyectos activos en la formación. La compañía evalúa desprenderse de áreas no estratégicas, pero también adquirir nuevos activos.

YPF, el mayor productor de hidrocarburos de la Argentina, lanzará este año cinco nuevos proyectos piloto en Vaca Muerta para intensificar sus operaciones en yacimientos no convencionales de la cuenca Neuquina. En esos campos prevé desembolsar este año un total de más de 1.100 millones de dólares.

El detalle de los proyectos a desarrollar en la Cuenca Neuquina fue explicado este semana por el presidente de la compañía de mayoría estatal, Miguel Ángel Gutiérrez, y el vicepresidente de Finanzas de la compañía, Daniel González, en conferencia telefónica con inversores de la empresa.

Con los cinco nuevos emprendimientos que lanzará en 2018, YPF acelerará su actividad en Vaca Muerta. En total, tendrá 15 proyectos activos de shale oil y shale gas en la formación, que hoy presentan distintos niveles de ejecución.

Tres de esos proyectos son operados por socios –Shell (Bajada de Añelo), Petronas (La Amarga Chica), y Schlumberger (Bandurria)-, esquema al cual se sumará ahora Statoil con quien suscribió un Joint Venture (JV) que implicará inversiones por 300 millones de dólares en el área Bajada del Toro.

Los otros cuatro nuevos pilotos se concretarán en los bloques: Cerro Las Minas, Salinas del Huitrin, Cerro Arena y Las Tacanas. Son campos ubicados en la ventana de petróleo volátil y gas con condensados de Vaca Muerta.Fuentes de la compañía explicaron a que entre 7 y 8 de estos pilotos podrían estar en condiciones de entrar dentro del plan de estímulo de la producción no convencional de gas, que está asentado en la resolución 46 del Ministerio de Energía, que dirige Juan José Aranguren.

El Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales prevé en reconocer a los productores un precio diferencial decreciente que arranca en 7,50 dólares por millón de BTU  para este año, baja a 7 dólares en 2019, será de 6,50 dólares en 2020 y de 6 dólares en 2021.

En su contacto vía teleconferencia con inversores González se manifestó “convencido que vamos a poder replicar el éxito obtenido en Loma Campana (con Chevron) y el Orejano (con Dow) en estos nuevos pilotos”.

Se refirió entonces a los proyectos en marcha Bandurria y La Amarga Chica, señalando que éste último -en donde YPF está asociada con la petrolera malaya Petronas- superará la tercera fase del proyecto piloto en el segundo semestre de este año para probablemente pasar a la etapa de desarrollo en 2019.

Por su parte, Gutiérrez destacó que, en línea con el plan de largo plazo presentado el año pasado, la conducción de YPF será muy activa en cuanto al manejo del porfolio de activos de la petrolera. “Eso no significa sólo realizar JV’s en áreas ya concesionadas a la empresa, sino también buscar nuevos . Estaremos muy activos en el mercado en una y otra dirección”, advirtió. La respuesta causó sorpresa entre los inversores: la mayoría espera que la compañía se desprenda de campos secundarios que no son estratégicos para el  de YPF. Pero Gutiérrez enfatizó que, al mismo tiempo, YPF podría salir a comprar algún nuevo activo.

Por su parte, Gonzalez remarcó que desde 2016 se registró una caída de 28 por ciento en el costo de los pozos horizontales realizados en Vaca Muerta, destacó que en Loma Campana se perforó con buenos resultados el primer pozo de 3.200 metros de longitud horizontal, cifra récord para la compañía, y que en  el área El Orejano se alcanzó un record de producción de 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas.

YPF tiene 607 pozos en producción de shale gas y oil  en Vaca Muerta y  64 de estos fueron realizados en 2017. Para este año proyectan perforar mas de 100 pozos en esta formación, en once áreas diferentes.

Busca revertir la merma de 3,9 por ciento en su producción promedio global de 2017 (7 por ciento en crudo y 1,1 por ciento en gas) particularmente afectada por la menor producción en yacimientos convencionales.

(if)econojournal

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