Neuqu\u00e9n (EP), 18 de julio 2023. La petrolera indic\u00f3 su participaci\u00f3n en el oleoducto que le permitir\u00e1 aumentar la capacidad de evacuaci\u00f3n hacia Chile a 12.500 barriles de petr\u00f3leo al d\u00eda. En esa l\u00ednea, Galuccio advirti\u00f3 que \u201cla nueva capacidad de Vaca Muerta Norte significa que para finales de 2023 podr\u00edamos tener una capacidad de oleoductos de 57.000 barriles de petr\u00f3leo al d\u00eda\u201d.<\/p>\n
Vista comunic\u00f3 sus resultados del segundo trimestre del 2023 e inform\u00f3 su participaci\u00f3n en el oleoducto Vaca Muerta Norte -el ducto operado por YPF que conectar\u00e1 Tratay\u00e9n (A\u00f1elo) con Puesto Hern\u00e1ndez, al norte de Rinc\u00f3n de los Sauces-, con un working interest del 8 por ciento. La petrolera presidida por Miguel Galuccio detall\u00f3 que esto le brindar\u00e1 acceso para aumentar la capacidad de evacuaci\u00f3n hacia Chile a 12.500 barriles por d\u00eda (bbl\/d) de petr\u00f3leo, incluyendo el flujo actual.<\/p>\n
El oleoducto permitir\u00e1 llevar crudo desde el desarrollo en Vaca Muerta en la zona de A\u00f1elo hasta el nodo Puesto Hern\u00e1ndez y desde all\u00ed derivar hacia la refiner\u00eda de Lujan de Cuyo para poder cargar en el Oleoducto Trasandino (Otasa).<\/p>\n
En base a esto, Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista afirm\u00f3: \u201cEsperamos que el oleoducto Vaca Muerta Norte est\u00e9 operativo en el cuarto trimestre de 2023. En ese momento, planeamos revertir el flujo del oleoducto existente de Oldelval desde La Escondida a la direcci\u00f3n original de flujo\u201d. \u201cSumando a nuestra capacidad existente en Oldelval, la nueva capacidad de Vaca Muerta Norte significa que para finales de 2023 podr\u00edamos tener una capacidad de oleoductos de 57.000 barriles de petr\u00f3leo al d\u00eda\u201d.<\/p>\n
Asimismo, el ejecutivo de la petrolera precis\u00f3 que \u201csi consideramos la capacidad ya contratada en la expansi\u00f3n de Oldelval hacia Puerto Rosales, proyectamos tener 89.000 barriles de petr\u00f3leo al d\u00eda para finales de 2025\u201d. \u201cEsto significa que ya hemos asegurado la capacidad de evacuaci\u00f3n necesaria para cumplir con nuestros objetivos de producci\u00f3n para 2026, con espacio para una mayor aceleraci\u00f3n\u201d, indic\u00f3.<\/p>\n
Resultados<\/p>\n
Galuccio destac\u00f3 la eficiencia del balance de la compa\u00f1\u00eda y precis\u00f3 que esto se debe a la transferencia de las operaciones de los bloques convencionales a la empresa Aconcagua. En ese sentido, de acuerdo a los informes presentados, la compa\u00f1\u00eda logr\u00f3 un lifting cost de US$ 4.8 por barril equivalente, lo que representa una reducci\u00f3n del 38% en comparaci\u00f3n con 2022. Alcanzando el valor m\u00e1s bajo de la historia de la empresa.<\/p>\n
En cuanto al shale oil, Vista obtuvo un aumento del 26% en comparaci\u00f3n con el segundo trimestre del a\u00f1o pasado. Y en la producci\u00f3n total de petr\u00f3leo, que contempla el convencional, experiment\u00f3 un aumento del 6% a\u00f1o contra a\u00f1o. La producci\u00f3n de hidrocarburos aument\u00f3 un 4% en comparaci\u00f3n con el mismo per\u00edodo del 2022. Las exportaciones de petr\u00f3leo significaron US$ 108.6 millones y representaron el 51% de los ingresos.<\/p>\n
Sobre esto, Galuccio expres\u00f3: \u201cRegistramos una ligera disminuci\u00f3n en la producci\u00f3n impulsada por tres factores. Por la transferencia de los activos convencionales que signific\u00f3 una merma de 5.500 barriles de petr\u00f3leo equivalente por d\u00eda. Porque la capacidad de evacuaci\u00f3n limit\u00f3 nuestro crecimiento en la producci\u00f3n, aunque esto se ha solucionado desde junio, cuando comenzamos a exportar petr\u00f3leo a trav\u00e9s de un oleoducto hacia Chile\u201d. \u201cAl enfocarnos en nuestros proyectos piloto en Aguila Mora y Bajada del Palo Este, conectamos menos pozos de lo habitual en un trimestre promedio\u201d.<\/p>\n
Los resultados productivos significativos en sus proyectos piloto de \u00c1guila Mora, al norte de Vaca Muerta, y Bajada del Palo Este, lo que le permiti\u00f3 aumentar su inventario de pozos listos para perforar a m\u00e1s de 1000.<\/p>\n
A su vez, el CEO de Vista adelant\u00f3 que \u201clos tres factores fueron considerados en nuestro plan y gu\u00eda para 2023, por lo que a\u00fan proyectamos cumplir con nuestra gu\u00eda de producci\u00f3n de 55.000 barriles equivalentes de petr\u00f3leo por d\u00eda para el a\u00f1o\u201d.<\/p>\n
El EBITDA ajustado para el segundo trimestre de 2023 fue de US$ 151.8 millones. Esto signific\u00f3 una disminuci\u00f3n del 25% en comparaci\u00f3n con el segundo trimestre de 2022, debido a la disminuci\u00f3n de los ingresos y parcialmente compensado por menores costos de extracci\u00f3n.<\/p>\n
Durante el segundo trimestre del a\u00f1o, Vista invirti\u00f3 alrededor de US$ 180 millones de d\u00f3lares para acelerar la actividad en los bloques que opera en Vaca Muerta.<\/p>\n
Respecto a estas inversiones, Galuccio destac\u00f3 que \u201cel ritmo de perforaci\u00f3n y terminaci\u00f3n ya se ha acelerado, lo que nos permitir\u00e1 conectar 12 pozos en BPO en el tercer trimestre, impulsando la producci\u00f3n de petr\u00f3leo y los ingresos\u201d.<\/p>\n
Adem\u00e1s, adelant\u00f3 que \u201cdespu\u00e9s de haber normalizado los inventarios y los flujos hacia Chile, planeamos exportar vol\u00famenes equivalentes a cinco cargamentos, incluyendo las exportaciones a Chile, en el tercer trimestre. Tambi\u00e9n, tenemos planeado conectar tres pads con Trafigura, lo cual generar\u00e1 US$ 19 millones de otros ingresos en el tercer trimestre de 2023\u201d.<\/p>\n
Ingresos<\/p>\n
Los ingresos totales de la petrolera en el segundo trimestre del a\u00f1o treparon hasta los US$ 231 millones. Esto represent\u00f3 una disminuci\u00f3n del 22% en comparaci\u00f3n con el mismo per\u00edodo del a\u00f1o pasado.<\/p>\n
Seg\u00fan explicaron desde Vista esto se debe a \u201cla normalizaci\u00f3n de las existencias de petr\u00f3leo crudo desde niveles bajos en el trimestre anterior, lo cual, combinado con la redirecci\u00f3n de la producci\u00f3n hacia Chile, result\u00f3 en una menor disponibilidad de vol\u00famenes en el terminal para exportaciones a trav\u00e9s del Atl\u00e1ntico\u201d.<\/p>\n
Asimismo, detallaron que esta situaci\u00f3n \u201cretras\u00f3 el \u00faltimo cargamento del trimestre desde finales de junio hasta la primera semana de julio, por lo que se export\u00f3 tres cargamentos durante el trimestre en lugar de cuatro\u201d.<\/p>\n
Tambi\u00e9n, adjudicaron estos n\u00fameros al debilitamiento de los precios de realizaci\u00f3n del petr\u00f3leo durante el trimestre debido a que esos precios tuvieron un promedio de US$ 64,3 por barril. \u201cEsto represent\u00f3 una disminuci\u00f3n del 18% en comparaci\u00f3n con el mismo per\u00edodo del a\u00f1o anterior y del 3% secuencialmente\u201d. \u201cEl precio promedio realizado en el mercado nacional fue de US$ 63.1 por barril, mientras que el precio realizado en los mercados de exportaci\u00f3n fue de US$ 68.6\u201d, indicaron.<\/p>\n
Fuente https:\/\/econojournal.com.ar\/<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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