En Vaca Muerta, Tecpetrol mete otra millonaria inversión por el Plan Gas y el gasoducto Néstor Kirchner

Economía - Noticias |


Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, se prepara para otra inversión multimillonaria en Vaca Muerta, gracias a la puesta en marcha del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) y la ampliación del Plan Gas 4, informó la empresa del holding que lidera Paolo Rocca.

Se trata de un desembolso mayor a los 730 millones de dólares en 2023, producto de que destinará u$s 450 millones a sostener la producción actual en Fortín de Piedra, otros u$s 150 millones a u$s 180 millones para desarrollar áreas como Los Bastos y Los Toldos II Este (ricas en petróleo); y más de u$s 130 millones adicionales para hacer crecer la producción gracias a los programas oficiales de incentivos que otorga el Estado nacional (subsidia a la demanda y garantiza precios a la oferta).

Fortín de Piedra es el yacimiento que actualmente produce más gas natural en el país. Según datos de la Secretaría de Energía, sobre los 140 millones de m3 diarios (MMm3/d) registrados en julio, unos 91 MMm3/d llegaron desde Neuquén.

De ellos, 18,3 MMm3/d corregidos a un poder calorífico de 9300 kilocalorías (o 20,6 MMm3/d de «valor nominal») se extrajeron en la locación estrella de Vaca Muerta, que fue potenciada por Techint a partir de una mega inversión iniciada en 2017, empujada por la Resolución 46/2017.

El negocio es integrado para el grupo: Tecpetrol se prepara para elevar su producción de gas natural en Fortín de Piedra; Tenaris provee servicios adquiridos a Baker Hughes y también entregará los caños para el Gasoducto Néstor Kirchner; mientras la constructora de Techint sacará el gas de Vaca Muerta a Buenos Aires
Desde entonces, en estos cinco años, Tecpetrol ya puso más de u$s 2600 millones en gigantescas obras de infraestructura, con caños, decenas de contratistas, más de 1000 pymes proveedoras y más de 5000 empleados.

El shale gas es un tipo de producción ultra capital-intensiva, que necesita millonarios desembolsos exclusivamente para sostener los mismos niveles que hace un año, debido a que la declinación de un pozo ronda entre el 60% y el 70% en los primeros 12 meses.

Entre que se empieza a perforar un pozo y se pone en producción suelen demorar unos siete meses, y el pico de volumen se suele alcanzar entre los nueve y 10 meses, explican los ingenieros especializados.

IMPORTACIONES DE ENERGÍA
Por eso, para que la Argentina llegue preparada al próximo invierno y pueda evitar una nueva crisis en el dólar por las importaciones de energía (a precios casi prohibitivos en Europa actualmente), el Gobierno debe tomar a la brevedad las decisiones de alto impacto para el sector.

Es así que las petroleras esperan que la secretaria de Energía, Flavia Royón, y el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, saquen con urgencia la licitación para una ronda 4 del Plan Gas 4, que permitirá llenar la capacidad del gasoducto Néstor Kirchner a partir de mediados de junio de 2023. El volumen mínimo que tendría el ducto será de 11 MMm3/d.

Las petroleras necesitan ya una señal del Gobierno para lanzar sus inversiones. Entre la perforación de un pozo y su máximo volumen de producción pueden pasar entre 9 y 10 meses; es decir, ya sería durante el próximo invierno
Tecpetrol, así como Pampa Energía e YPF, son los que están en mejores condiciones para elevar rápidamente su producción en Vaca Muerta. Pero, si no tienen una señal clara en cuanto a los volúmenes y los precios, es posible que haya demoras para llenar el gasoducto y el país se encuentre otra vez ante la disyuntiva de gastar dólares que no tiene para importaciones de combustible o restringir la energía para las industrias, justo en la previa de las elecciones presidenciales.

Una fuente de la empresa describió que para explotar todo el potencial que tiene la Argentina en cuanto a sus recursos de shale oil y gas, los privados siguen necesitando una estabilidad tributaria que implique regímenes de devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado (IVA), regalías, Ingresos Brutos, coordinación entre Nación y las provincias y un nuevo marco regulatorio para la producción y exportación de Gas Natural Licuado (GNL).

«Para que exista este pastel a repartir (inversiones por u$s 70.000 millones hasta 2030 y un giro positivo en la balanza comercial de u$s 17.000 millones anuales, por ejemplo), se tienen que dar estas condiciones», indicó un ejecutivo.

La creación de la demanda local y regional es otro de los desafíos. Como en verano cae el consumo de gas en los hogares, las petroleras necesitan exportar durante todo el año para justificar sus inversiones.

Así, piden por ejemplo que el precio de exportación a Chile pase de u$s 7,35 por millón de BTU en promedio a u$s 25 o u$s 30, que de todas maneras sería más barato para el país vecino que importar otros combustibles.

La mejora en los precios solo será posible si el Gobierno restablece puentes de confianza, perdidos cuando desde 2004 la Argentina cortó unilateralmente los contratos.

 



Últimas Noticias