La Compañía General de Combustibles (CGC) informó sus resultados del 2024 y prevé un crecimiento inorgánico de la mano del no convencional en 2025.
La petrolera que lidera Hugo Eurnekian, Compañía General de Combustibles (CGC) cerró el 2024 con un aumento en la producción de petróleo que partió, sobre todo, de la cuenca Golfo San Jorge, en Santa Cruz. Para este año, la firma tiene previsto acentuar su desarrollo en la provincia y tener un crecimiento en cuencas con actividad no convencional, como Vaca Muerta.
Para la empresa, el 2024 significó un año de «consolidación para la Compañía. Por un lado, se continuaron los esfuerzos para profundizar el desarrollo en la Cuenca del Golfo de San Jorge, focalizando en la producción convencional de crudo», expresaron en la presentación anual de resultados.
La producción promedio total alcanzó los 62,9 millones de barriles equivalente por día durante el cuarto trimestre del 2024. De ese total, el 62,% corresponde a gas natural, el 36,5% a crudo y el 1,5% a Gas Licuado de Petróleo (GLP).
La producción de gas ascendió a 6.197,7 Millones de metros cúbicos (Mm3/d) en el último trimestre del 2024. Comparado con el mismo periodo del 2023, cayó 0,1%. Esto se desprende, sobre todo, de la menor actividad de la Cuenca Austral.
En tanto la producción de petróleo, que suma el crudo y el GLP, alcanzó los 23.921 barriles por día en el los últimos tres meses del 2024. En este caso, registró un incremento del 2,8% comparado con el cuarto trimestre del 2023.
Los ingresos de 2024 de la empresa fueron US$ 1.057,8 millones. De ese total, el 35,6% parte de las ventas de gas natural, el 61,8% del petróleo y el restante 2,7% a servicios, que comprende almacenamiento e instalaciones del puerto en Punta Loyola.
«Durante este período, el 100% de las ventas del crudo de CGC proveniente de la Cuenca Austral fueron exportaciones y el 88% de la producción de crudo proveniente de la Cuenca del Golfo San Jorge fue vendida localmente. Los ingresos registraron una disminución interanual del 3,9% en 2024″, indicaron.
El plan de CGC para el 2025: Golfo San Jorge y shale
Este año, prevén concentrar inversiones en la cuenca del Golfo San Jorge, donde tienen 15 concesiones. Serán «consistente con sus niveles de producción y ventas», se lee en el informe de resultados presentado por la compañía.
A la vez, la empresa continúa «explorando oportunidades de crecimiento inorgánico en diversas cuencas de la Argentina, tanto de recursos convencionales como no convencionales (shale)«. De hecho, ya registró su primer avance en la materia al adquirir el 49% de participación en el bloque Aguada del Chañar en Vaca Muerta.
Como es sabido, el contexto electoral teñirá la actividad del año. Desde CGC indicaron que esperan «desarrollar sus actividades durante el corriente año bajo condiciones de cierta incertidumbre y posible volatilidad en las principales variables económicas».
Las empresas miran con atención la evolución de la estabilidad del mercado de cambios, la inflación y el acceso a financiamiento, «ya que cambios abruptos en las mismas podrían afectar la ejecución del plan de inversiones proyectado para 2025«, marcaron.
El plan de perforación de la empresa que incluye el año pasado y el 2025, prevé inversiones estimadas en un rango que oscila entre los US$ 600 a US$ 700 millones, «destinándose a proyectos orientados a desarrollar sus reservas y exploraciones», marcaron.
El ojo en Vaca Muerta y en Santa Cruz: los resultados de la exploración en Palermo Aike
La empresa llevó adelante una exploración de Palermo Aike, la roca madre de la Cuenca Austral, en asociación con YPF. Incluyó la perforación y terminación del primer pozo horizontal con objetivo shale llamado Maypa.x-1 (p+h). El primer tramo que fue vertical, alcanzó los 3.574 metros de profundidad.
«A continuación, saliendo de pozo abierto, por debajo del fondo entubado hasta los 2.930 metros, se perforó la curva y posterior tramo horizontal, navegando 1,036 metros dentro de la formación», detallaron desde la empresa. Así se superaron los 4.700 metros de profundidad total.
La terminación incluyó 12 fracturas no convencionales. El ensayo, que se extendió por 102 días, acumuló 769 m3 de petróleo, unos 4.837 barriles. Los caudales se estabilizaron en apenas 100 y 44 barriles diarios de crudo.
Pese a no obtener una productividad significativa, «los datos obtenidos permitirán ajustar futuras actividades de exploración del play«, señalaron.
La firma también concretó otra actividad con destino a la formación. Realizaron fracturas en el pozo La Paz.a-2, vertical, perforado en 1995. «Durante el ensayo final, se verificó un aporte de hasta 81 barriles de petróleo, declinando a lo largo de 46 días hasta los 12 por día. Ambos datos permiten tener un panorama más claro de la formación para evaluar siguientes exploraciones.