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EMPRESAS

YPF acelera Cerro Manrique. El balance del 1T 2019

La expectativa del nuevo proyecto y el mal cierre del primer trimestre

ENERNEWS/Rio Negro

YPF concluyó con la sísmica 3D en la zona de la meseta rionegrina. En el corto plazo comenzará la perforación del único pozo comprometido en la licitación. Hay muchas expectativas por la posibilidad de hallar reservorios de gas y de petróleo.

En el corto plazo YPF comenzará con el pozo exploratorio en el Cerro Manrique. Se trata de la etapa final por la licitación de un área ubicada en la meseta rionegrina. La firma de bandera ganó la licitación en 2018 para inspeccionar unos 300 kilómetros cuadrados de superficie que abarca ejidos pretendidos de Fernández Oro, Allen y Roca. El pozo se llamará María Luján X1.

La compañía finalizó con el estudio geológico sísmico 3D en toda la zona y actualmente se encuentra en la evaluación para presentar las conclusiones ante la autoridad de aplicación, la secretaría de Energía de Río Negro.

Es el paso previo para perforar el pozo exploratorio que será clave para definir si la zona es “rentable” para la empresa y poder pedir los permisos de explotación. “Hay muchas expectativas”, indicaron fuentes de YPF. Sin embargo son cautos ya que los resultados del pozo serán definitorios para determinar el caudal de los reservorios.

Según exploraciones de menor envergadura que se realizaron entre la década del 70 y el 90 se espera encontrar reservorios de gas y de petróleo.

La firma tiene un compromiso de inversión de 22 millones de dólares. Los trabajos pautados incluyen el registro y procesamiento de 395 km2 de sísmica 3D, y la perforación de un pozo exploratorio con una profundidad aproximada de 4.000 metros. Aún no está definido el lugar.

Los pocos antecedentes en el sector, ubicado sobre la zona de la meseta rionegrina, entre Fernández Oro y Roca, lo convierten en un proyecto de “alto riesgo” ya que si la zona no es “comercial” la inversión se pierde.

Tanto el gobierno rionegrino como la operadora son optimistas. Desde el área de Energía indicaron que las expectativas exploratorias sobre el área “son interesantes” debido a que el sector licitado se encuentra en las proximidades de áreas en desarrollo como La Yesera, Loma Negra y Estación Fernández Oro(EFO), la principal área productora de gas de la provincia.

El registro 3D, la diferencia

La ejecución del registro de sísmica 3D y su interpretación, información que quedará para el gobierno, marcaron la diferencia en la licitación que se concretó en abril del año pasado. Será el primero en la zona.

Capex también había concursado. Otro dato que inclinó la balanza a favor de YPF fue el compromiso de iniciar el pozo en el primer año de la adjudicación que se extiende hasta 2021.

Pocos antecedentes exploratorios

Según los registros que tiene la provincia, la actividad exploratoria en esa zona se desarrolló entre las décadas del ’70 al ’90. Allí se realizaron trabajos de sísmicas 2D por parte de las compañías YPF y Pérez Companc.

Como resultado de la interpretación de la información sísmica, en 1979, la compañía YPF perforó el pozo YPF.RN.CM.x-1 (Cerro Manrique) el que fue abandonado rápidamente.

En 1992, Pérez Companc hizo lo propio con el pozo PC.RN.ECa.x-1001 (El Carrizo). Allí se extrajo petróleo, en la base del Grupo Cuyo, pero con muy escaso caudal por lo que la empresa decidió abandonar el proyecto.

Hasta el año pasado eran los únicos registros exploratorios. Hoy las expectativas de la operadora son otras, analizó Fabricio Álvarez.

Las pérdidas del 1T 2019

YPF presentó ante la Bolsa de Buenos Aires y la de Nueva York los resultados de sus operaciones en el primer trimestre del año que marcaron una pérdida de 8.153 millones de pesos impulsada en buena parte por la crítica situación que afronta el mercado del gas y por el descalce del precio de los hidrocarburos con sus valores de referencia internacional.

En detalle la firma alcanzó en los primeros tres meses del año un total de ingresos de 130.907 millones de pesos con un flujo de caja operativo de 42.640 millones de pesos, en el segmento del upstream, es decir la producción propiamente dicha, el resultado operativo arrojó un rojo de 1.663 millones de pesos.

Esto se debe por un lado a que el precio del crudo disminuyó en la comparación interanual un 18,5%, y en el caso del gas un 20%, que además se vio acompañado con una caída en las ventas del 25,7%.

Esto hizo que la producción total de YPF tuviera una caída del 11,5% entre el primer trimestre de este año y el del 2018, traccionada por una menor producción de gas natural del 20,6%.

“El mercado del gas se vio fuertemente afectado por el exceso de oferta frente a un menor consumo” y las temperaturas del período, “por lo que el precio del gas se vio afectado sustancialmente”, se precisó desde YPF en la presentación.

En el segmento de la refinación y comercialización de combustibles la firma también señaló desfases en los precios en relación con su valor internacional aunque reconoció que el sostenimiento de las ventas (con una caída de menos del 2%) permitió morigerar ese impacto.

Puntualmente desde YPF se señaló que las naftas se comercializaron a un valor un 17,6% menor a lo que se dio en 2018, medidas en dólares, y el gasoil a un 8,8%. Marcando la traza de lo que podría ser el sendero de incrementos en los surtidores por venir.

A partir de ese sostenimiento de las ventas en un contexto de menores compras, la firma “incrementó 0,9 puntos su participación en el mercado de combustibles pasando del 56,8% en el primer trimestre de 2018 al 57,7% en el primer trimestre del 2019”.

Más inversiones

En el primer trimestre del año YPF duplicó el volumen de inversiones que inyectó en el mismo plazo del año pasado, para alcanzar en esta oportunidad los 30.377 millones de pesos, tanto en los desarrollos masivos de Vaca Muerta, como en nuevos pilotos en la formación no convencional, planes de recuperación terciaria en convencionales y de mejoras en las refinerías.

En el caso de Vaca Muerta, el primer trimestre del 2019 marcó además que la producción tuvo un incremento del 45% en comparación con la del primer trimestre del año pasado. Según se precisó en la presentación la firma alcanzó una producción de 71.100 barriles equivalentes de petróleo en la formación.

Y con los desarrollos masivos de Loma Campana, La Amarga Chica y el predesarrollo de Banduria Sur logró consolidarse como la principal productora de petróleo de Vaca Muerta. Y logró equiparar no sólo la caída en la producción convencional sino también la disminución de producción surgida por la venta de “activos no estratégicos”, que se detalló representan cerca de 2.000 barriles de petróleo por día, según Victoria Terzaghi.

 

 

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