As incógnitas em torno do upstream argentino

São esperadas mudanças no setor de petróleo e do gás argentino, as quais levantam questões sobre os efeitos em cascata e as consequências que isto poderá ter para o panorama energético global nos próximos anos.

A gigante estatal YPF, maior produtora de hidrocarbonetos do país, anunciou planos para se desfazer de uma carteira de 55 ativos convencionais maduros e redirecionar o investimento para o xisto de Vaca Muerta, uma estratégia preparada para afetar múltiplas províncias de petróleo e gás.

A mudança está alinhada com uma tendência crescente de aumento da produção de não convencionais e queda na produção de convencionais.

A área abrangida pela estratégia de desinvestimento representa cerca de 60% da produção de petróleo convencional da YPF e 40% da sua produção de gás convencional.

As opções potenciais de desinvestimento que estão sendo avaliadas incluem vendas de ativos ou transferência de licenças para entidades provinciais, conforme explicou Horacio Marín, presidente e CEO da estatal, durante uma recente teleconferência de resultados. “Nosso objetivo é uma saída limpa”, disse Marín. A YPF pretende fechar transações este ano.

A Vista Energy já deu adeus ao segmento convencional e dobrou a aposta em Vaca Muerta. A Vista é a terceira maior produtora de petróleo da Argentina, e a segunda maior de petróleo de xisto.

Já a Pan American Energy (PAE) é a segunda maior produtor de petróleo, mas, com base nos dados das operadoras, é a quarta no xisto, de acordo com um relatório da consultoria Economía & Energía. A PAE, fortemente focada na área de petróleo convencional de Cerro Dragón, nas províncias de Chubut e Santa Cruz, vendeu recentemente ativos nesta última jurisdição à independente Crown Point Energía.

Juntas, YPF, Vista e PAE respondem por cerca de 72% da produção argentina de petróleo. Em termos de gás natural, YPF e PAE respondem por 39% da produção petrolífera. A Vista é um peixe pequeno no que tange ao gás natural.

Dados os milhões de dólares que estão sendo injetados em infraestrutura de midstream para estimular o despacho a partir de Vaca Muerta, a perspectiva de gastos significativos em hidrocarbonetos onshore parece limitada, pelo menos durante os próximos anos.

Além disso, a ExxonMobil está se desfazendo de ativos de xisto, áreas que as três grandes – juntamente com Tecpetrol, Total Austral, Pluspetrol, Pampa Energía e Shell – podem adquirir, apesar de uma potencial incursão de um recém-chegado ou de um player local.

No entanto, a alienação de ativos da ExxonMobil pode implicar uma diminuição do capital disponível, ou do apetite, que a YPF está colocando no bloco.

O projeto de campos maduros da YPF está em andamento, com ativos nas províncias de Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Río Negro, Neuquén e Terra do Fogo entre os alvos, segundo diversas reportagens da imprensa local.

Neuquén, lar da maior parte de Vaca Muerta e prestes a receber a maior parte dos gastos com upstream nesta década, poderá sentir o menor impacto, enquanto um ponto de interrogação maior paira sobre outras jurisdições.

A YPF já anunciou que apenas manteria os seus ativos convencionais mais rentáveis e aqueles com potencial adequado de desenvolvimento. Isto pode reduzir o interesse, além dos problemas trazidos pela turbulência macroeconômica.

Junto com a Crown Point Energy, a independente Petrolera Aconcagua Energia poderia estar entre os interessados em abocanhar parte do portfólio da YPF, especialmente aqueles próximos às operações existentes ou no segmento mais alto do espectro de rentabilidade.

No contexto das oportunidades de exportação, outra questão a considerar é a probabilidade de uma demanda crescente por parte de algumas jurisdições para obterem menores pegadas de carbono.

CHUBUT

Em janeiro, Chubut produziu 227 MMm³ (milhões de metros cúbicos) de gás convencional, segundo dados da Secretaria de Energia. A PAE foi a maior produtora, seguida pela YPF.

Naquele mês, a produção de petróleo de Chubut foi de 664 mil m³, toda ela convencional. A PAE foi a maior produtora, seguida pela YPF.

SANTA CRUZ

Em janeiro, Santa Cruz produziu 285 MMm³ de gás, sendo 201 MMm³ convencional e o restante tight gas. A CGC foi a maior produtora de convencionais, seguida pela YPF.

Já a produção de petróleo de Santa Cruz rondou os 343 mil m³, sendo a produção convencional responsável por 98,6%. A YPF foi o maior produtor de convencionais, seguida pela CGC.

Santa Cruz possui operações offshore.

MENDOZA

A produção de Mendoza é praticamente toda convencional, embora um processo de leilão de 12 blocos esteja em andamento por meio de um novo modelo de leilão contínuo com um objetivo: extrair produtos não convencionais na faixa da formação de Vaca Muerta.

Em janeiro, a produção de gás de Mendoza foi de 46,5 MMm³, liderada por YPF e Pluspetrol. Toda a produção foi convencional, exceto cerca de 3% de tight e shale.

A produção de petróleo da província rondou os 273 mil m³, também liderada por YPF e Pluspetrol. Os convencionais representaram 99,4%.

RÍO NEGRO

A província produziu cerca de 103 MMm³ de gás em janeiro, cerca de metade convencional e metade tight. A Tecpetrol foi a maior produtora de convencionais, seguida pela Aconcagua Energia.

A produção de petróleo na província foi de cerca de 99 mil m³, sendo cerca de 92% convencional e o restante tight. A Aconcagua Energía foi a maior produtora de convencionais, seguida pela YPF.

TERRA DO FOGO

A província, que também conta com operações offshore, reportou produção de 143 MMm³ de gás – 100% convencional – para janeiro. A Total Austral foi o maior player, seguida pela YPF.

Em termos de petróleo convencional, a Terra do Fogo reportou 17.200 m³, com produção liderada por Total Austral e YPF.

COMBUSTÍVEIS VERDES?

Uma questão importante, caso os ativos atraiam pouco interesse e o investimento em hidrocarbonetos continue a fluir para Neuquén, é o que acontece a seguir. A necessidade de fornecer empregos e fundos para os cofres provinciais pode alimentar o apetite de diversificação em indústrias alternativas, como a do hidrogênio verde.

Uma estratégia governamental para o hidrogênio verde afirma que as potenciais localizações iniciais na Argentina incluem as províncias de Buenos Aires (um centro petroquímico), Río Negro e Terra do Fogo, ambas com fortes recursos eólicos e terras abundantes. As províncias de Neuquén, Chubut e Terra do Fogo – ricas em gás – são vistas como detentoras de potencial para hidrogênio azul.

Río Negro anunciou Pampas, da Fortescue, há vários anos. Terra do Fogo também possui um projeto, proposto pela MMEX Resources Corporation, e conduziu estudos associados.

A Argentina tem muita terra e bons recursos energéticos. Apesar dos obstáculos, poderá potencialmente tornar-se um importante produtor e exportador de hidrogênio verde e seus derivados, caso as condições econômicas, financeiras e políticas favoreçam.

Ainda no mapa argentino do hidrogênio, uma planta piloto em Chubut produz hidrogênio verde há mais de uma década. A província de Santa Cruz, por sua vez, possui um centro de pesquisa, denominado Pico Truncado. Além disso, a estatal Energía Argentina assinou um acordo com autoridades públicas em Santa Cruz para construir uma planta de produção experimental.

O trabalho legislativo já começou. A última administração federal apresentou um projeto de lei de promoção do hidrogênio, enquanto Neuquén tem um projeto em seu congresso. Um deputado de Chubut, Ezequiel Cufré, do centro de produção de petróleo Comodoro Rivadavia, apresentou um projeto de lei que abrange o hidrogênio verde e seus derivados, pedindo um plano associado.

O projeto de reforma econômica do presidente Javier Milei, atualmente paralisado, contém um regime de incentivos para grandes projetos.