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Información de Mercado
marzo 22, 20230

Subsidio de luz y gas: cómo acceder al formulario de inscripción y qué datos te piden

El Gobierno Nacional extendió hasta mediados de abril la posibilidad de inscribirse al Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) y de esa manera acceder al subsidio de luz y gas, para aquellas personas que aún lo hicieron el trámite.

Fuentes del Ministerio de Economía explicaron “venimos demorando la segmentación porque, a nuestro entender, hay gente que debería tener el subsidio que no se anotó en el RASE. Queremos forzar la inscripción, para que la gente tome conciencia de que debe hacerlo. Vamos a estirar la inscripción hasta mediados de abril”.

Los aumentos tarifarios afectarán a quienes no hayan completado el formulario RASE y a los usuarios de mayores ingresos, en cambio, los que están registrados en el segmento de ingresos medios y de menores ingresos, no tendrán modificación alguna con relación a lo que abonan mes a mes.

Subsidio de luz y gas

Al subsidio de luz y gas deben anotarse todo aquel que quiera mantener los subsidios, para ello, hay tres alternativas para completar el Registro de Accesos a los  Subsidios a la Energía (RASE):

  • Mediante la web oficial: https://www.argentina.gob.ar/subsidios
  • En la aplicación Mi Argentina
  • De forma presencial en las oficinas de Anses: https://www.anses.gob.ar/oficinas-atencion-al-publico

Formulario RASE: los datos que solicitan

  • Número de medidor y de cliente, servicio, cuenta, contrato o NIS que están en la factura.
  • Último ejemplar de DNI, Libreta Cívica o de Enrolamiento
  • Número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años
  • Ingresos de bolsillo y los de cada integrante del hogar mayor de 18 años
  • Dirección de correo electrónico para contacto
  • Si en el domicilio de los servicios funciona un comedor o merendero comunitario registrado en el Registro Nacional de Comedores y Merenderos Comunitarios de Organizaciones de la Sociedad Civil (ReNaCOM)

Segmentación energética

La segmentación energética que se estableció este año mantiene el objetivo de alcanzar tarifas razonables distribuyendo subsidios basados en la situación económica de cada hogar. Para lograr esta finalidad se dividieron en tres grupos:

 

Segmento de ingresos altos

Son hogares que declaran reunir alguna de las siguientes condiciones:

  • Ingresos mensuales totales del hogar equivalentes o superiores a $572.386,50 (3,5 canastas básicas para un hogar tipo 2 según el INDEC).
  • Tener 3 o más vehículos con una antigüedad menor a 5 años.
  • Tener 3 o más inmuebles.
  • Poseer una embarcación, una aeronave de lujo o ser titular de activos societarios que demuestren capacidad económica plena.

Segmento de ingresos medios

Son aquellos hogares que no se encuentran dentro del segmento de mayores ingresos y cumplen alguna de las siguientes condiciones:

  • Ingresos mensuales totales entre $163.539 y $572.386,50 (entre 1 y 3,5 canasta básicas para un hogar tipo 2 según INDEC).
  • Poseer hasta 2 inmuebles.
  • Poseer hasta 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad.

Segmento de menores ingresos

Son hogares que, considerando en conjunto a las y los integrantes del hogar, cumplen alguna de las siguientes condiciones:

  • Ingresos netos menores a $163.539 (1 canasta básica total para un hogar tipo 2 según INDEC).
  • Poseer hasta 1 inmueble.
  • No poseer 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad.
  • Serán incluidos dentro de este segmento los hogares que, además de no cumplir alguna de las condiciones para formar parte del segmento de mayores ingresos, tengan:
  • Una o un integrante con Certificado de Vivienda expedido por el ReNaBaP.
  • Una o un integrante del hogar posea Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.
  • Una o un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD).
  • Domicilio en donde funcione un comedero o merendero comunitario registrado en el RENACOM.

 

 

 

Fuente: https://www.veintitres.com.ar/actualidad/Subsidio-de-luz-y-gas-como-acceder-al-formulario-de-inscripcion-y-que-datos-te-piden-20230319-0006.html

 

 

 

 

Información de Mercado
agosto 4, 20210

Argentina ofrece proyecto de renovación de gas

El gobierno anunció que un programa de incentivos para estimular la producción de gas natural en Argentina está a punto de completarse.

Los funcionarios esperan que el país ahorre $ 1,150 millones en el gasto en divisas muy necesario este año al reemplazar los combustibles líquidos importados, dijo el Ministerio de Economía en un comunicado.

La semana pasada, la producción de gas de Argentina aumentó un 5% anual, dijo Tario Martínez, titular de la agencia estatal de noticias Télam, Departamento de Energía.

Argentina importa gas en invierno, pero produce más combustible en los meses más cálidos.

A fines de 2020, el país lanzó el Proyecto Proyecto de Gas, un proyecto para mejorar la estabilidad de liquidez de los fabricantes a través de acuerdos de suministro.

El proyecto prevé una disminución de la producción natural en 2021. El gobierno espera que las emisiones del proyecto ronden los 2,78 millones de metros cúbicos (miles de millones de metros cúbicos) al año, según un informe.

La cuenca de Nueva Guinea, el hogar de la obra de Waga Muertha Shale, juega un papel importante. YPF, Tecpetrol y Pampa Energía, los principales productores de gas de la cuenca, producen alrededor del 80%.

Paralelamente, si se reducen los niveles de agua, las centrales hidroeléctricas generan electricidad y hay una gran demanda de centrales térmicas argentinas.

 

Fuente: https://elrebusque.com.ar/argentina-ofrece-proyecto-de-renovacion-de-gas/

 

 

Información de Mercado
noviembre 17, 20200

Ranking de Contratos Energía Plus

Indicadores: MEM DTE Octubre
Demanda Energía Plus.

En el siguiente gráfico podes ver todos los contratos de Energía Plus vigentes en Octubre 2020, ordenados de menor a mayor.

La mediana de precios para los contratos de Energía Plus se ubican en mediana de 5000$/Mwh para Octubre, lo que implica 700$/Mwh frente a los contratos plus del mismo mes.

En noviembre, veremos reflejado el impacto de los nuevos acuerdo de Energía Plus de acuerdo con la vigencia del trimestre estacional.

#energiarenovable #energiaygas

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noviembre 17, 20200

Ranking de Contratos Energías Renovables

Indicadores: MEM DTE Octubre
Demanda GUMAS+GUMES.

En el siguiente gráfico podes ver todos los contratos renovables vigentes en Octubre 2020, ordenados de menor a mayor.

Los precios MATER Renovables se ubican en mediana de 4300$/Mwh para Octubre o 56 USD/Mwh

El mercado en pleno auge y crecimiento sostenido. Ya lo usuarios que salgan de la compra conjunta en el 2021, deberàn afrontar extracostos de 2,5 usd/Mwh en promedio.

#energiarenovable #energiaygas

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noviembre 17, 20200

Demanda de Grandes Consumidores de Energía

Indicadores: MEM DTE Octubre
Demanda GUMAS+GUMES + Renovables.

Continua en ascenso la demanda total de los grandes usuarios del MEM. Las energías renovables singuen tomando mayor parte de la demanda industrial! Increíble el incremento de los últimos meses. Felicitaciones a toda la industria que ayuda a cuidar el planeta.

#energiarenovable #energiaygas

A continuación el detalle del incremento de la demanda de contratos entre los Grandes usuarios de Energías Sustentables.

 

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noviembre 17, 20200

Costos del Mercado Mayorista

Precio Monomico GUMAS+GUMES.
Como es esperable para el periodo estival los precios de Energía Eléctrica bajan pero ya no tan pronunciadamente como a la salida del invierno. El mes octubre nos muestra una clara tendencia de lo que serán los costos en el Verano 2020-2021. Monomico Medio Cammesa: 4172 $/MWh

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noviembre 17, 20200

Demanda Energía Plus Grandes Usuarios

La demanda de contratos de Energía Plus sigue sin despegar y cae en el mes de octubre 16% con respecto a 2019, ubicándose la demanda total en los 180 Gwh/mes.

Si bien se observa un incremento de 20 Gwh mes con respecto a Septiembre, los altos costos y su dolarización hacen que el mercado no remonte.

El mercado esta cambiando y hoy no contar con toda la información disponible es sinónimo de gastar de mas.

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octubre 28, 20200

Tipos Industriales para Bajar Costos!

A continuación te presentamos los principales puntos para saber si estas haciendo las cosas bien en tu planta!

 

1. Recontratar potencia con distribuidora acorde a los registros medios de potencia

2. Contratar energía plus a costo de penalidad con descuento (si se puede!!!!)

3. Contratar energías renovables a precios debajo de 58 USD/Mwh (si se puede)

4. Adelantar renegociaciones de gas dado que los precios están al alza

5. Establecer alarmas automáticas ante aparición de moras, intereses o energía reactiva

6. Consumidores de gas firme, contratar un reserva de capacidad que no genere costos fijos innecesarios.

7. Grandes consumidores de gas natural, dejar expuesto una parte de su volumen para aprovechar las oportunidades de mercado

 

Si necesitas ayuda en bajar costos, contáctate con nosotros y te guiaremos en el proceso.

Medios de respuesta más rapidos: www.lenergygroup.com Chat online, te atiende una persona no un robot!!!

 

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Información de Mercado
octubre 28, 20200

Plan Gas 4 Todo lo que le importa al Consumidor Industrial

Atentos al borrador de Resolución sobre el acuerdo con los productores de gas para el desarrollo del sector les pasamos a contar un detalle sobre los principales puntos y el impacto que nosotros creemos tendrá en los costos. En negrita los párrafos mas importantes para la industria.

 

En base al nuevo proyecto PLAN GAS 4, se presentan a continuación las conclusiones de interés para el sector industrial:

1. El Plan Gas habilita a los productores a comprometer hasta el 70% de su producción en la demanda prioritaria y CAMMESA, mientras que el restante 30% del volumen se comercializará en el mercado no regulado (industrias).

2. Se licitan 70 millones de m3/d de gas que entran en el bloque base de 4 años. Lo que define un volumen mínimo a inyectar de 100 MM de m3/d, a partir de mayo de 2021.

3. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30 ( en lugar de 1.25)

4. Se definiría un precio máximo de 3,7 USD/MMBTU en NQN para los 4 años.

5. Para el período May21-Abr22 suponemos que el mercado mostrará un acomodamiento importante basado principalmente en que CAMMESA continuará gestionando toda la compra de centrales, pagando un precio más alto debido al riesgo de crédito que esto amerita. Suponemos que esos precios altos arrastrarán los valores para el mercado industrial, mostrando incrementos de 15% al 18% como piso.

6. Para los años siguientes se suponen aumentos del orden entre el 2-3%, alcanzando para el último periodo, May24-Abr25 precios promedios de 2.8-3.3 USD/MMBTU en la cuenca Neuquina y 3.8-4.3 USD/MMBTU en NOA.

Otros puntos importantes:

1. Los productores que deseen participar deberán comprometerse a sostener o aumentar la inyección promedio del trimestre mayo-julio 2020.

2. Se licitarán volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno de esos 4 años, en función de las capacidades de transporte remanentes contratadas por las demandas de Distribuidoras y usinas térmicas.

3. La licitación se divide por cuenca. Para el bloque base se licitan 2,8 MM de m3/d en Noroeste, 47,2 MM de m3/d en Neuquina, y 20 MM de m3/d en Austral. En caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se asignará dicho volumen a ofertas de otras cuencas siempre que haya capacidad de transporte contratada y disponible.

4. Para la producción off shore se establece un plazo adicional de 4 años (total de 8).

5. A los efectos de comparar las ofertas de distintas cuencas, se considerará el costo del gas retenido hasta el centro de carga: 4,86% para cuenca Neuquina y 11,27% para cuenca TDF y 5,20 para cuenca Noroeste.

6. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.

7. El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado, de los volúmenes del bloque base, para los 4 años (8 para off shore), descontados al 10% e incluyendo el costo del gas retenido.

8. Se definiría un precio máximo de 3,7 USD/MMBTU en NQN para los 4 años.

11. El precio ofertado será el que le corresponderá cobrar a cada productor adjudicado durante la vigencia del esquema.

12. Las penalidades por incumplimiento entre el 85% de entrega y el 95% serán un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento. Las penalidades por incumplimiento debajo del 85% serán la imposibilidad de cobrar el precio subastado en el período de incumplimiento. Si la inyección durante los meses del período invernal de cada año es inferior a la comprometida, el productor deberá compensar su falta de volumen con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, o pagando el equivalente a 2 veces el volumen a compensar valorizado al precio ofertado por un factor de ajuste de 1,25.

13. El orden de mérito resultante de la licitación define: (i) el ingreso en el bloque al precio ofertado; (ii) el orden en el que se corta la inyección ante excedentes de oferta en períodos de baja demanda; (iii) la prioridad para exportar (de acuerdo al volumen a contratar con CAMMESA).

14. En función del orden establecido en el punto anterior, se asignará la posibilidad de obtener permisos firmes de exportación por 4 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM/d de m3 en Austral.

15. Adicionalmente, sin tener en cuenta el orden mencionado, previo al inicio del período estacional de verano, se asignarán a cualquiera de los Productores de cada cuenca, permisos firmes adicionales a los mencionados en el punto precedente por 3 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM de m3/d en Austral.

16. Se determinará el precio de la demanda prioritaria, determinándose el nivel de subsidios a cubrir por el Estado.

17. Se adjuntará el modelo de contrato a firmar con Distribuidoras y CAMMESA con un Deliver or Pay (DOP) del 100% diario y un Take or Pay (TOP) del 75% mensual

Saludos y estamos a disposición por cualquier consulta

 

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Información de Mercado
octubre 16, 20200

Floja la Demanda de los contratos de Energía Plus

La demanda de contratos de Energía Plus no despega producto del bajo nivel de actividad y que muchos usuarios están reemplazando sus contrataciones con Energías Renovables. Claramente el mercado esta mutando hacia energías sustentables que son más económicas y favorecen el bienestar del planeta.

Para septiembre 2020, la energía total de empresas que se abastecieron con Energía plus es del 160.000 Mwh y la caida con respecto al mismo mes del año anterior del 20%.

El mercado esta cambiando y hoy no contar con toda la información disponible es sinónimo de gastar de mas.


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octubre 16, 20200

Energías Renovables Demanda en Alza para los contratos privados

Sigue en alza la demanda de Energías Renovables a través del MATER superando los 250.000MWh para el mes de Septiembre 2020.

Desde la explosión de Enero 2020, el sector continua en pleno ascenso, y muchos usuarios no saben que si no contratan antes de fin de año pierden un descuento del orden de 2 USD/Mwh para todas sus futuras contrataciones.

El mercado esta cambiando y hoy no contar con toda la información disponible es sinónimo de gastar de mas.


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octubre 16, 20200

Costos Cammesa Demanda Base Septiembre 2020

En este gráfico podrás observar la evolución del costo del Mercado Eléctrico Mayorista. En septiembre el precio monomico que pagan los grandes usuarios, cae y su precio se ubicó en los 4272 $/MWh. Menor utilización de líquidos por salida del invierno.

Para el mes de octubre ya se visualizan costos aun menores en pesos, de acuerdo con las primeras estimaciones.

Todos nuestros usuarios cuentan con una proyección actualizada hasta Diciembre 2021 considerando todas las variables relevantes de mercado.

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octubre 16, 20200

Contratos Renovables Precios de Mercado Septiembre 2020

A continuación te mostramos todos los precios de los contratos de Energía Renovables actualizados a Septiembre 2020. El gráfico muestra todos los precios en $/Mwh vigentes para el mes de septiembre ordenados de menor a mayor.

Muchas industrias cierran sus contratos Renovables sin  saber los precios de mercado, y aqui los plazos son mas largos.  Es importante también saber si dicha contratación produce ahorro o extracostos, por eso es muy importante conocer toda la información disponible en el mercado.

Mediana de contratación: 4250 $/Mwh valores medios o 58 USD/Mwh

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Información de Mercado
marzo 5, 20200

Por qué los buques deberían funcionar a Gas Natural Licuado (GNL).

Porque Argentina
tiene el 2do. Yacimiento no convencional del mundo.

Porque nuestras
reservas en GNL tienen la capacidad de abastecernos por 50 años, incluso
exportando.

Porque los
buques a GNL reducen las emisiones de CO2 (25%), NO2 (80%) y muy bajas de
dióxido y trióxido de azufre.

Porque la
reducción de costos frente al Gas-Oil es del 63,8%.

Porque en
2050 se estima que el 32% de la flota de buques mercantes del mundo será
propulsada a GNL.

El
viernes 6 de marzo de 2020 a las 9.30 hs se lanza el primer buque remolcador a
GNL de la Argentina en la sede central del Centro de Patrones y Oficiales Fluviales,
de Pesca y Cabotajes Marítimos. Av. Montes de Oca 1731, Ciudad de Buenos Aires.

Julio González
Insfrán, Secretario General del Centro de Patrones
manifestó respecto a que “el GNL es el combustible del futuro y tenemos la
gran posibilidad del desarrollo económico”. Además agregó que “se puede
generar riqueza, trabajo y divisas utilizando con inteligencia los recursos que
poseemos sin endeudarnos ni pedir subsidios”.

 

 

 

Fuente: https://prensalibreonline.com.ar/index.php/2020/03/05/por-que-los-buques-deberian-funcionar-a-gas-natural-licuado-gnl/

 

 

 

 

Información de Mercado
febrero 18, 20200

Petróleo y gas, el interés ruso en el sur de Argentina

Una delegación de la representación comercial rusa en Argentina visitó los campos petroleros y de gas de la provincia de Tierra del Fuego en el marco de las celebraciones por los 200 años del descubrimiento de la Antártida por navegantes rusos.

La visita, organizada por la gobernación provincial, incluyó los campos de gas y petróleo en la zona norte de la Isla Grande de Tierra del Fuego, donde están las operadoras que tienen concesiones de la provincia.

Actualmente es la segunda provincia productora de gas del país, y se posiciona como la principal zona de explotación offshore de Argentina. Los yacimientos están ubicados en la Cuenca Austral, la cual alberga más del 30 % de las reservas de gas del país.La delegación, que contó con la presencia de representantes del Consejo Empresario Argentino Ruso (CEAR), visitó los campos de Total Austral, que tiene yacimientos con una producción de alrededor de 22 millones de metros cúbicos diarios y explota áreas en tierra y offshore. También estuvo en los campos de la empresa Roch S.A., de capitales argentinos, que tiene más de 30 años en la provincia, según informó a Sputnik Moisés Solorza, secretario de Energía de Tierra del Fuego, quien acompañó a la delegación rusa.

Roch S.A. realizó hace poco nuevos descubrimientos en áreas más profundas de lo habitual. La producción de los dos nuevos pozos casi que quintuplicó la producción anual de la provincia, pues cada pozo produce 326.000 metros cúbicos por día, comentó Solorza.

La visita incluyó las áreas concesionadas a YPF, que tiene la planta de tratamiento de gas San Sebastián. Esta está ubicada en la cabecera del gasoducto General San Martín, que nace en Tierra del Fuego y lleva el gas a lo largo de toda la Patagonia hasta Buenos Aires recorriendo más de 3000 km.

“En la Cuenca Austral hay grandes expectativas de gas y petróleo offshore pero también áreas que no se han licitado dentro de la isla grande de Tierra del Fuego”, señaló Solorza, para destacar las oportunidades de colaboración con empresas gasíferas y petroleras rusas.

Desarrollo y soberanía

La visita de la delegación rusa y la posibilidad de colaboración con empresas de ese país para la producción y procesamiento de petróleo y gas se enmarca en el interés de la nueva administración del gobernador Gustavo Melella en desarrollar sus enormes potencialidades.La provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur tiene una ubicación estratégica: la Isla Grande de Tierra del Fuego está separada del continente por el Estrecho de Magallanes, que comunica los océanos Atlántico y Pacífico, lo que la transforma en bioceánica. De la jurisdicción provincial hacen parte las Islas Malvinas, usurpadas por el Reino Unido, y su capital, Ushuaia, es la puerta de entrada a la Antártida.

La provincia tiene casi un millón de kilómetros cuadrados, un cuarto de la superficie nacional, y una población cercana a los 200.000 habitantes.

Gracias a una política de promoción del Estado nacional que data de los años setenta con las exenciones impositivas de la ley 19.640, la provincia se convirtió en un importante polo industrial. Pero la crisis económica sufrida durante el Gobierno de Mauricio Macri (2015-2019) provocó una caída de casi la mitad de los empleos industriales. La extracción de petróleo y de gas y el turismo, las otras dos fuentes principales de ingresos provinciales, cobran mayor importancia frente a esta caída.

La idea fue “conocer las posibilidades de encontrar socios estratégicos para seguir desarrollando los campos petroleros y de gas y los yacimientos que posee la provincia en concesión”, agregó Solorza. “Necesitamos oportunidades de reinversión para buscar soluciones que para nosotros son prioritarias”, señaló.

En este marco, el nuevo gobernador Gustavo Melella propuso declarar de “interés público provincial” la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, para lo cual busca la integración del capital público y privado, nacional e internacional.Para ello se ha impulsado la creación de la Empresa Terra Ignis Petróleo y & Gas, bajo la forma de sociedad anónima unipersonal y con una participación de la Provincia en el capital social no inferior al 51 %, que tendrá preferencia sobre permisos de exploración o concesiones de explotación.

“El gobernador Gustavo Melella tiene una visión sobre los recursos naturales, que son estratégicos y que debemos no sólo primarizarlos sino industrializarlos. Debemos avanzar hacia una matriz energética provincial que cubra las necesidades y acompañar el crecimiento poblacional, industrial y de desarrollo, las posibilidades que tenemos con la pesca, los puertos y otros productos”, acotó el ministro de Energía provincial.

El interés de empresas rusas

Al finalizar la visita, Sergey Derkach, representante comercial de Rusia en Argentina, dijo a Sputnik que el área de hidrocarburos “puede ser una esfera para el desarrollo de la cooperación entre nuestros países y nuestras compañías”.”Hay compañías rusas proveedoras de servicios que desarrollan proyectos de petróleo como la empresa Zarubheznheft, una compañía de 40 o 50 años, establecida en la época de la Unión Soviética que tiene varios proyectos en diferentes países del mundo y hay interés de buscar un proyecto en Argentina”.

La idea es trabajar en los campos de petróleo donde los pozos están maduros y Zarubezhneft tiene los métodos para aumentar la producción. El pago sería a través del aumento de la producción de petróleo, parte para la compañía argentina y parte para Zarubezhneft, comentó Derkach.

“Buscamos los proyectos de inversión pero para tomar decisiones es necesario evaluar el proyecto y después decidir invertir y tener un socio local confiable”, destacó.

La posibilidad de inversiones rusas también fue uno de los ejes de la conversación que sostuvieron el gobernador Melella y el embajador ruso en Argentina, Dmitry Feoktistov, durante su visita a Ushuaia, capital de la provincia, este 13 y 14 de febrero, como parte de las conmemoraciones por el bicentenario del descubrimiento de la Antártida por navegantes rusos.

Además del embajador, participaron de la delegación los representantes comerciales de Rusia en Argentina y del Consejo Empresario Argentina Rusa. Como parte de la agenda, se realizaron reuniones con las cámaras empresarias locales y con distintas empresas de la provincia para evaluar las posibilidades conjuntas de negocios.

Fuente: https://mundo.sputniknews.com/america-latina/202002171090507439-petroleo-y-gas-el-interes-ruso-en-el-sur-de-argentina/
Información de Mercado
enero 27, 20200

​ Buscarán que el gas natural llegue a Corrientes por el río Paraná

La empresa Gasnea, responsable del gasoducto que debería abastecer de gas natural a toda la región, incluyendo Corrientes, espera poder llegar a esta provincia con los gasoductos troncales, que ya están en la provincia del Chaco, cruzando el río Paraná
Oscar Dores, presidente de la empresa GASNEA, confirmó esto desde Villaguay donde hizo declaraciones en las que adelantó que en la ciudad de Resistencia ya comenzaron a  realizar algunas de las conexiones industriales.
“Esperamos llegar rápidamente a Corrientes y poder atravesar con el gasoducto el Río Paraná para alcanzar más localidades”  aseguró Dores para luego recordar que la primera expendedora de GNC de la región se encuentra en Paso de los Libres y en pleno funcionamiento desde hace casi dos años.

Dores sostuvo que “a medida que Argentina siga produciendo gas, los precios del GNC tenderán a la baja. Ya podemos ver cómo los costos están disminuyendo progresivamente desde el 2015 hasta el presente”.
El plan integral de inversiones de la empresa que aprobó el Gobierno Nacional para el período 2017-2021, asciende a casi 500 millones pesos en las cinco provincias que integran el área de concesión de GASNEA, distribuidora por redes en la zona del Noreste argentino para las provincias de Entre Ríos (excepto Ciudad de Paraná), Corrientes, Misiones, Chaco y Formosa.
En la actualidad, GasNEA opera en 55 localidades, abasteciendo a más de 110.000 usuarios, entre hogares, comercios, industrias y estaciones GNC, mediante una red de 4.295 kilómetros de cañerías y 110 plantas reguladoras.

 

 

Fuente: https://diariolarepublica.com.ar/notix/noticia/18915/–buscarn-que-el-gas-natural-llegue-a-corrientes-por-el-ro-paran—-.html

 

Información de Mercado
diciembre 18, 20190

Congelan tarifas de luz y gas hasta junio 2020, intervienen Enre y Enargas y devuelven Edenor y Edesur a Nación

El proyecto de Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva congela las tarifas de electricidad y gas para todo el país hasta junio del 2020, interviene los Entes reguladores y ordena la devolución de la jurisdicción de las empresas Edesur y Edenor al ámbito de la Nación, y ya no dependerán a la Ciudad y Provincia de Buenos Aires.

La renegociación de los contratos con las eléctricas y gasíferas buscará “propender a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares y las empresas para el año 2020”.

El presidente Alberto Fernández había adelantado que “las tarifas no se van a aumentar” y, tal como anunció en la campaña, señaló que se va a “terminar con la dolarización”.

El mandatario dijo que los aumentos de tarifas diferidos por Mauricio Macri están suspendido por que el ex presidente los postergó para después de las elecciones. “Se fue sin aplicar esos aumentos y nosotros no los vamos a aplicar”, subrayó.

Fernández aclaró que la revisión de los contratos servirá para analizar “el sentido” de las tarifas. “A nuestro juicio deben servir al modelo productivo. Este sistema le sirve a los que producen energía pero no a los otros, no al resto de la Argentina. No tengo interés en discutir lo que han ganado las empresas, ahora necesito que ayuden”, explicó.

El artículo 6 incluye la intervención “administrativa” del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) por un año.

Por último, el artículo 7 suspende la aplicación de del artículo 124 de la Ley Nº 27.467, que establecía el traspaso de Edesur y Edenor al ámbito del gobierno porteño y bonaerense. “Durante la vigencia de la emergencia declarada en la presente, el Enre mantendrá su competencia sobre el servicio público de distribución de energía eléctrica de las concesionarias Empresa Distribuidora Norte S.A. (Edenor) y Empresa Distribuidora Sur S.A. (Edesur)”, sostiene la iniciativa que el minsitro de Economía presentó este martes en el Palacio de Hacienda.

Macri impulsó en mayo de 2018 el traspaso a partir del primero de enero 2020 de las dos compañías eléctricas a la jurisdicción de Horacio Rodríguez Larreta y de la entonces gobernadora María Eugenia Vidal. Para concretarlo, creó un ente metropolitano bipartito de control y regulación del servicio público de distribución eléctrica (EMSE) y hasta propuso al ingeniero Héctor Sergio Falzone como presidente y a Osvaldo Rolando de vice. Pero ni el ex gerente general de Central Puerto -de Nicolás Caputo-, ni el ex director técnico de Edesur llegaron a ser nombrados oficialmente.

Fuente: https://www.ambito.com/economia/tarifas/congelan-tarifas-luz-y-gas-junio-2020-intervienen-enre-y-enargas-y-devuelven-edenor-y-edesur-nacion-n5071751

Información de Mercado
septiembre 9, 20190

Vaca Muerta. Desde hace 15 meses la Argentina dejó de importar petróleo y es autosuficiente

Aun con los cambios regulatorios de los últimos años en el sector energético -baja de subsidios, suba de retenciones y congelamiento de precios-, la producción en Vaca Muerta continúa creciendo. Según datos de la Secretaría de Energía, la producción no convencional de gas aumentó 34% interanual en julio y la de petróleo, un 53%.

En total, la producción de gas aumentó 9,3% interanual en julio y es la más alta en 14 años con 144 millones de metros cúbicos diarios (m3/d). Si bien el gas convencional tuvo una caída en la producción de 5%, el no convencional compensó esa reducción con el crecimiento interanual de 34%. En particular, el shale gas tuvo un crecimiento de 94%, con una producción de 35 millones de m3/d.

Algo similar ocurrió con el petróleo, que llegó a una producción de 505.000 barriles por día, y tuvo una producción 4,4% mayor respecto a julio del año pasado. Si bien el petróleo convencional cayó un 3%, también la producción no convencional compensó esa baja gracias a un crecimiento del 53%. En particular, el shale oil tuvo un crecimiento interanual de 62%, con un volumen de 87 kbbl/día.

Vaca Muerta cuenta actualmente con 11 áreas de desarrollo masivo y gracias al crecimiento en su producción el país pudo recomponer su balanza comercial energética. Desde el año pasado el Gobierno comenzó a autorizar las exportaciones de gas interrumpibles: en el primer semestre, la Argentina exportó un promedio de 5,9 millones de m3/d, con los envíos a Chile, Brasil y Uruguay. La semana pasada se fijaron las condiciones para sumar exportaciones de gas bajo condición firme (no interrumpible) en el período que abarca entre septiembre y mayo, cuando la demanda doméstica baja sustancialmente.

El sector energético, y en particular Vaca Muerta, fue uno de los que más creció durante el gobierno de Mauricio Macri, ya que se hizo de esta industria una prioridad y se le dio visibilidad a escala internacional. Sin embargo, a partir del año pasado, cuando comenzó la disparada del tipo de cambio y se recurrió a un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el Gobierno debió reducir los gastos fiscales y el sector sufrió el ajuste en varios frentes.

En primer lugar, se redujeron los beneficios fiscales a los productores de gas no convencional, tras cambiar la interpretación de la resolución 46 que otorgaba subsidios a las nuevas inversiones en Vaca Muerta. No solo el Gobierno debió limitar los beneficios a solo la estimación de la producción inicial, en vez de a todo el gas que se extraía, sino que se rechazaron los pedidos de otras empresas para sumarse al incentivo fiscal.

Desde entonces, y como consecuencia también del exceso de gas en el mercado, las empresas comenzaron a mover equipos a pozos petroleros y se disparó la producción de crudo. Esto permitió que desde hace 15 meses el país dejara de importar petróleo. Pero las últimas medidas de congelar el precio del barril y de fijar el tipo de cambio volvió a poner en alerta la industria.

Perspectivas a futuro

El candidato presidencial Alberto Fernández dijo esta semana que “no tiene sentido tener petróleo si para extraerlo hay que dejar que las multinacionales vengan y se lo lleven”. Esto trajo indignación entre los analistas del mercado. Emilio Apud, exsecretario de Energía, señaló que era “un disparate y una irresponsabilidad”, en una entrevista con radio Mitre.

Sin embargo, Guillermo Nielsen, exsecretario de Finanzas y asesor económico de Fernández, reveló que está trabajando en un proyecto de ley para hacer de Vaca Muerta una política de Estado. “Buscamos poner a Vaca Muerta y otras formaciones no convencionales en pie de igualdad tributaria y regulatoria con Permian y con Marcellus [dos grandes formaciones no convencionales de Estados Unidos]”, había dicho en el precoloquio de IDEA, realizado en Neuquén hace unos meses.

Otros agentes del sector también creen que si el kirchnerismo vuelve al poder, fomentarán que continúe el desarrollo de Vaca Muerta, ya que el país necesita que ingresen divisas y, lo más importante, impedir que salgan con las importaciones de energía. Después de todo, el desarrollo de Vaca Muerta comenzó con el primer plan gas del exministro de Economía Axel Kicillof.

Aun resta saber qué ocurrirá con las tarifas de gas y electricidad, que todavía siguen siendo muy subsidiadas por el Estado. Fernández habló de “pesificar las tarifas”, una propuesta que causó también rechazo en un sector en el cual todos los insumos están dolarizados, ya que se importan los equipos y, por lo tanto, las inversiones deben hacerse en dólares.

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/vaca-muerta-la-produccion-gas-julio-fue-nid2285349

 

 

 

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agosto 22, 20190

Después de 13 años, Argentina exportará gas a Chile con contratos no interrumpibles

El Gobierno argentino autorizó a las petroleras, después de al menos 13 años, aretomar las exportaciones de gas a Chile desde septiembre próximo, con contratosno interrumpibles, por un volumen de hasta de 10 millones de metros cúbicos pordía (MMm3/d), tal como suscribieron en julio los presidentes Mauricio Macri y Sebastián Piñera.

El anuncio se concretó mediante la disposición 167 de la Secretaría de Energía, lo que permitirá dar continuidad a las exportaciones iniciadas en octubre del año pasado y que durante el primer semestre de este año alcanzaron un promedio de 5.9 MMm3/d, sumando los envíos a Chile, Brasil y Uruguay.nuestra

La nueva modalidad de exportaciones de gas natural a Chile mediante contratos en firme -es decir sin interrupciones de suministro- fue uno de los puntos acordados en la Declaración Conjunta que los presidentes de ambos países firmaron a mediados de julio.

De esta manera, el Gobierno autoriza exportaciones de gas en firme a Chile para el período comprendido entre el 15 de septiembre de 2019 y el 15 de mayo de 2020, con un volumen máximo 10 millones m3/d.

El Gobierno destacó que con el incremento en la producción de gas natural en Vaca Muerta “se advierte que el país contará para el próximo período estival un excedente de producción pasible de ser exportado en condición firme”.

En abril de 2018, Chile y Argentina suscribieron un acuerdo de liberalización del comercio del gas, lo que “permitió reanudar las exportaciones en septiembre bajo la modalidad interrumpible tras la suspensión abrupta de los envíos en el 2007. Por el crecimiento de la producción, las exportaciones vienen creciendo sostenidamente”, reseñó la información oficial.

Desde septiembre, 10 empresas chilenas suscribieron más de 30 operaciones de compra del gas argentino que representaron cerca del 39% de las importaciones de gas del vecino país Chile.

Para ratificar la decisión del aumento de los envíos, el viernes el gobierno realizará un encuentro público-privado en Vaca Muerta con la participación de empresas y funcionarios vinculados al sector energético de la Argentina y Chile.

Los funcionarios visitarán el yacimiento de YPF, Loma Campana, y habrá un espacio para exposiciones y preguntas y respuestas, un encuentro que se dará en medio de la puja que empresas, gobiernos provinciales y la Nación mantienen en torno al congelamiento del precio del crudo y de los combustibles dispuesto como parte de un conjunto de medidas económicas.

Participarán el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez; el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, y su par chileno, Juan Carlos Jobet; además de los embajadores Octavio Bordón y Sergio Urrejola.

Entre las empresas argentinas estarán presentes directivos de YPF, Chevron, CGC, ENAP, PAE, Pampa, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, TGN, TGS, Total y Winthersall DEA.

Por el sector privado chileno participarán Agesa, AGN, ENAP, Engie, Gasandes, Gasoducto del Pacífico Argentina, GasSur, GasValpo, Generadora Metropolitana, GNL Quintero, Methanex, Metrogas, Innergy, ENEL Generación Chile, AME, GNL Chile y Gasco Magallanes.

Las empresas locales interesadas en la exportación podrán presentar las solicitudes para obtener autorizaciones hasta el 6 de septiembre.

Las zonas de exportación previstas para la exportación en condición firme en el periodo serán el Noroeste, con un cupo de 1 MM m3/d a través de los gasoductos Norandino y Atacama; Centro-Oeste con 6,5 MMm3/d por GasAndes y Pacífico y Sur con 2,5 MMm3/d por el gasoducto Methanex.

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Fuente: https://www.iprofesional.com/economia/298393-macri-comercio-exportacion-Despues-de-13-anos-Argentina-exportara-gas-a-Chile

 

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julio 11, 20190

Gas natural vehicular tiene una segunda oportunidad en Argentina

Desde hace tres años que la mirada prospectiva del mercado de gas natural argentino dejó de atender a un problema de oferta para pasar a poner atención a la demanda. Con un parque de generación en transición hacia las energías renovables y una actividad industrial y comercial en baja, el mercado argentino de gas ha pedido músculo y ha quedado en estado anoréxico, atando su evolución a la demanda residencial, caprichosa y altamente estacional. Estas lecturas potencian el rol exportador de Vaca Muerta.

No obstante, Argentina es reconocida desde hace mucho como uno los países con mayor desarrollo del gas natural vehicular, en particular por el sistema de gas natural comprimido (GNC), experiencia que nació hace más de 35 años y es solo comparable con la de algunos países árabes con enormes depósitos de gas. Poder exportar tecnología y empleo, en lugar de solo recursos primarios, es y será otro desafío para Vaca Muerta.

En particular, además de fomentar un desarrollo ya maduro, resalto otras ventajas del gas natural vehicular para Argentina:

1) El gas natural resulta más rentable en relación con otros combustibles líquidos. Según datos disponibles hasta junio (US$13,55 por millón de BTU), el GNC es mucho más económico que las gasolinas súper y premium, y que el diésel y diésel euro en 53%, 59%, 44% y 57%, respectivamente.

2) Un desplazamiento del consumo de líquidos en el transporte representaría una mejora en la balanza comercial, pues sustituiría importaciones de combustibles líquidos. Recordemos que la importación de diésel sigue creciendo para atender las necesidades de los sectores de transporte y del agro. (El crecimiento anual acumulado a mayo llega a 2,3 millones de metros cúbicos (Mm3) en un contexto donde los precios de los combustibles van al alza, lo cual implica recortes a las ganancias en la balanza comercial por las menores importaciones de gas natural).

3) El GNC representa una demanda estable, sin estacionalidad. Los 7Mm3/d de consumo promedio de gas en el transporte apenas se ven alterados en los recesos vacacionales o en feriados. Esto lo diferencia del diésel, que cuenta con una marcada estacionalidad en tiempos de siembra y cosecha.

4) El capítulo ambiental está presente vía beneficios por menores emisiones de contaminantes y ruidos. Las garantías del gas natural no están presentes en la combustión de ningún líquido.

5) Argentina cuenta con una industria desarrollada a nivel nacional, con una historia amplia que destaca entre muchas otras naciones. La expansión de nuestra capacidad de producción de cilindros, compresores, válvulas, etc., es funcional a una estrategia de desarrollo. Según datos actualizados del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargás), circulan en el país 1,65 millones de vehículos propulsados por este hidrocarburo. El rol pionero de Argentina en el transporte vehicular con gas natural no pudo ser aprovechado como eje exportador en todo su potencial; ahora contamos con una segunda oportunidad.

6) Se cuenta con una amplia infraestructura de estaciones de carga, con 2.019 estaciones en 20 de 23 provincias. Solo parte de la Patagonia (por su extensión) y el noroeste del país (donde no hay gasoducto) carecen de GNC.

Afortunadamente, Enargás dictó este año un avance importante al reglamentar el uso de gas en vehículos y agregar al transporte de carga y de pasajeros la tecnología para emplear gas natural licuado (GNL). La resolución 42/19 y la NAG 451 son las bases para el fomento de gas en el transporte vehicular.

En 1983, la Secretaría de Energía de la Nación, junto con la Asociación del Gas Argentino (AGA), decidió fomentar el uso del gas como combustible alternativo para la propulsión de automotores. Para ello, se estableció el Plan de Sustitución de Combustibles Líquidos por GNC: el 21 de diciembre de 1984, en Buenos Aires, se inauguraron las dos primeras estaciones de carga, una de Gas del Estado y la otra de YPF. Estas llegaron a abastecer por ese entonces a unos 300 taxis. En adelante, la conversión de vehículos a GNC se mantuvo limitada a los vehículos particulares, un mercado acotado que promedia unas 5.000 conversiones por mes hasta la actualidad. Es decir, se evidenció un desarrollo temprano de una nueva industria, pero la ausencia del transporte de pasajeros y transporte de carga obstaculizó el desarrollo en los niveles que sí se observaron en países hoy desarrollados en la materia. Es por eso que ahora todo puede cambiar.

Recordemos que, ya que el 95% de la logística de mercancías en el país se realiza por carreteras con equipos pesados, una autonomía de 1.000km y la posibilidad de utilizar camiones de hasta 410HP le otorgan al GNL un potencial de crecimiento enorme. Una tecnología con un costo que se ubica un 20% por ciento por encima de lo que sería la alternativa a motores diésel, pero que, en términos de combustible, ahorra entre 30% y 50%, lo cual implica una acelerada tasa de repago del diferencial en la unidad.

Por otra parte, en Argentina está vigente la norma Euro 5 para camiones y ya debería pensarse en la obligatoriedad de la Euro 6, que se aplica en Europa. En este sentido, los camiones que se mueven con GNL cumplen esa exigencia sin inconvenientes. El desarrollo de este tipo de vehículos constituye una tendencia global en lo que respecta al uso de combustibles y una transición de la matriz secundaria hacia patrones de uso menos contaminantes y más eficaces.

Luego de que el gobierno decretara una reducción de impuestos a las importaciones de vehículos pesados convertidos de origen a GNC, GNL y biogás, de 35% a 5% según los casos, se podrán dar las condiciones para ampliar el mercado interno de gas natural vehicular. Y tal vez, como concluye un estudio del Enargás, si se alínean todos los factores, el salto en la utilización de gas para el destino transporte podría ser exponencial: de 7Mm3/d pasaría a 36,9Mm3/d  en 2025 (los mayores saltos en el consumo se verificarían en la demanda de autos particulares, del transporte público de pasajeros, de camiones livianos y de transporte de cargas).

Resulta lógico pensar en un catch-up tecnológico que se dé vía importación en esta primera etapa, lo que podrá fomentar un camino hacia una matriz más sustentable, pero sobre todo deberá sentar las bases de una fortalecida industria que debió ajustar su escala y oportunidad con las reformas de 1983 y que ahora podrá volcarse a un mercado interno mucho mayor, donde el transporte urbano e interurbano de carga y pasajeros catalizarán el cambio.

A fin de cuentas, se trata de exportar no solo gas natural, sino tecnología, el tipo de tecnología que registrará un crecimiento en los próximos años. Acompañar este proceso deberá ser una estrategia por seguir, evitando caer en medidas dictadas “de oficio” que cercenen la viabilidad de uno de los pocos motores que le quedan a la Argentina para su despegue definitivo.

 

fuente: https://www.bnamericas.com/es/opinion/gas-natural-vehicular-tiene-una-segunda-oportunidad-en-argentina

 

 

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junio 10, 20190

Zarpó el buque con la primera exportación argentina de gas natural licuado

La primera carga de gas natural licuado en un puerto argentino ya viaja hacia su destino final. A las 19:57 este jueves zarpó desde el muelle de compañía Mega en Bahia Blanca el buque LNG Fuji, que había amarrado el sábado último. Desde el día siguiente estuvo cargando en su bodega, 30.000 metros cúbicos de GNL desde la barcaza Tango FLNG contratada por YPF y la belga Exmar, para llevar adelante un inédito proceso de exportación para el país durante los meses de menor demanda residencial e industrial del insumo.

La operación de venta está a cargo de Cheniere Energy, una empresa norteamericana especializada en gas natural, que compra el gas en modalidad de “spot”, para luego revenderlo en mercados tomadores de este recurso. Por lo tanto, será esa compañía la que determine el puerto de descarga del embarque que lleva el buque de bandera de Malta. Según el sitio Marine Traffic, el Fuji zarpó con destino al puerto de Fujairah, en Emiratos Árabes Unidos, sin fecha de arribo. La carga equivale a 18 millones de metros cúbicos de gas, que demandaría el uso de unos 1000 camiones, en el hipotético caso de su traslado por ruta.

Si bien las operaciones de importaciones de GNL se mantienen aún en el puerto de Escobar, al sur bonaerense, esta primera carga, marca un giro de 180 grados al proceso de regasificación, iniciado en Bahía Blanca en mayo de 2008. La apuesta de YPF y Exmar, que firmaron unacuerdo por 10 años, es a una consolidación del proceso de la licuefacción, inverso al anterior, a partir del incremento de la producción en Vaca Muerta. Ya se estudia la instalación de una planta permanente en el estuario bahiense que reemplace a la barcaza y que pueda competir con Chile, que también aspira a exportar GNL.

La puesta en marcha del proceso se inició el 4 de febrero con la llegada desde el sudeste asiático de la planta móvil al muelle bahiense. A partir de allí, se debió completar una serie de pasos, que incluyeron la selección del área de implantación en la empresa Mega, el proceso de tratamiento y compresión del feed gas para la barcaza, el desarrollo de ingeniería, el movimiento de suelos y la realización de fundaciones.

Según YPF, “las obras requirieron también la importación y montaje de dos módulos de tratamiento con aminas para remoción de CO2 y S2H, la instalación de una planta deshidratadora, el montaje y puesta en marcha de 5 generadores, la instalación de un turbocompresor” entre otras acciones. Además debió realizarse la extensión de red de incendio de planta de la empresa y un estudio de compatibilidad en el muelle para la operación de la barcaza, como la construcción de un nuevo macizo de amarre e instalación de 2 ganchos de disparo rápido.

“También en tiempo récord hubo que realizar varias acciones en la planta de tratamiento on-shore” explicó la petrolera. Se trata de la unidad que elimina impurezas al gas que llega por ducto desde Neuquén. “La planta realiza varios procesos con soluciones acuosas de aminas para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) del gas natural antes de ser inyectado en la barcaza” explicó este jueves la empresa DHL, contratada para el traslado. Demandó 23 días para transportar unas 230 toneladas de equipos desde Houston.

 

Fuente: https://www.clarin.com/economia/economia/zarpo-buque-primera-exportacion-argentina-gas-natural-licuado_0_TUJk3tVAg.html

 

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mayo 22, 20190

Argentina exportará por primera vez gas licuado desde Vaca Muerta

De esta manera, se convertirá en el 21° país exportador de GNL. Ofrece al mercado los primeros 30 mil metros a través de la petrolera estatal YPF desde el puerto de Bahía Blanca

La petrolera YPF ofrece al mercado los primeros 30 mil metros cúbicos de gas licuado, resultado del alistamiento al que está sometiendo a la barcaza que operará desde el puerto bonaerense de Bahía Blanca.

Tras la mejora en la producción de gas natural gracias a Vaca Muerta, Argentina está a punto de convertirse en el 21° país exportador de Gas Natural Licuado (GNL o LNG en inglés).

Las tareas se realizan en el muelle de la compañía Mega, ubicado en el puerto bahiense y en la barcaza Tango FLNG, que arribó en febrero de este año proveniente de China.

En su momento, la compañía que preside Miguel Gutiérrez había informado que la barcaza entrará en operación comercial durante el tercer trimestre de 2019, por lo cual la reciente oferta no es parte de los plan es de exportación previstos.

El proyecto de GNL, para el cual YPF contrató la barcaza por los próximos 10 años, es parte del camino de monetización de los recursos de gas no convencional de la formación de Vaca Muerta y paso previo a la construcción de una planta gasificadora que demandará una inversión de al menos 4.000 millones de dólares.

La barcaza cuenta con una capacidad de almacenamiento de 16.100 metros cúbicos de GNL y de licuefacción de 2,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, con una producción anual equivalente al consumo de un millón de hogares.

De este modo, la petrolera con capital mayoritario estatal prevé comercializar el GNL en el mercado externo que cuenta con un potencial de 40 países compradores.

Se trata del primer proyecto flotante de exportación de GNL en América Latina y el tercero en el mundo, que incluirá a la Argentina en el grupo de países exportadores que integran Malasia, Qatar, Nigeria y Rusia, entre otros, resaltaron en YPF.

Fuente: https://www.elciudadanoweb.com/argentina-exportara-por-primera-vez-gas-licuado-desde-vaca-muerta/

 

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mayo 21, 20190

Gas Natural Fenosa reactivará gasoducto entre Chile y Argentina

Gas Natural Fenosa (GNF) está invirtiendo unos 50 millones de dólares para aumentar la capacidad del Gasoducto del Pacífico, la estratégica interconexión gasista entre Chile y Argentina que fue construida hace 20 años y que atraviesa el megayacimiento de hidrocarburos de Vaca Muerta.

El Gasoducto del Pacífico se construyó tras una inversión de 320 millones de dólares. Tiene cerca de 600 kilómetros de longitud y conecta la región argentina de Neuquén con la chilena de Bio Bio. En la parte chilena el primer accionista es GNF -por medio de su filial CGE-, con el 60%, seguida por Enap y Trigas; en Argentina, GNF tiene el 56,7% -también con CGE-, seguida por Enap, Trigas e YPF.

La infraestructura se diseñó para exportar gas desde Argentina hasta Chile, y así operó hasta que en 2005 el primero de los países lo destinó únicamente a cubrir sus necesidades internas. Ahora, 13 años después, GNF ha decidido reactivar la infraestructura y está construyendo en la parte argentina, justo donde nace el ramal hacia el territorio chileno, un nuevo compresor que permitirá aumentar su capacidad, desde los actuales 7,5 millones de metros cúbicos diarios hasta los 12,5 millones.

Estos cinco millones de metros cúbicos adicionales ya están contratados a partes iguales por YPF y ExxonMobil, tras una Open Season celebrada el año pasado.

El interés de estas dos compañías deriva de que el gasoducto atraviesa el megayacimiento de gas no convencional de Vaca Muerta, el mismo que el Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner expropió a Repsol en 2012 y que hoy en día explotan las petroleras citadas, junto a otras como Shell, Total y Tecpetrol. La excepcional formación geológica está recibiendo inversiones de miles de millones y hay una auténtica carrera de las petroleras por dar salida a su producción; de hecho, ya hay otros dos gasoductos proyectados en la zona.

Además, resulta que los gobiernos de Chile y Argentina, ante las expectativas despertadas por el potencial de Vaca Muerta, se están poniendo de acuerdo para reanudar la compraventa del hidrocarburo: a finales de abril firmaron un protocolo energético que complementa el marco para las relaciones comerciales que se dieron en 1991. A tal efecto, han creado un grupo de trabajo que tiene de plazo hasta finales de agosto para desarrollar la nueva normativa de intercambio de gas y electricidad.

El mercado chileno es estratégico para GNF -tiene un plan de inversión de 2.000 millones de dólares en cinco años- y le proporcionó 514 millones entre las actividades de luz y gas en 2017. Argentina le aportó sólo 68 millones, pero preveía despegar tras la reciente regularización tarifaria, con una inversión superior a los 300 millones.

Fuente: https://www.valoraanalitik.com/2019/05/21/gas-natural-fenosa-reactivara-gasoducto-entre-chile-y-argentina/.

 

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abril 17, 20190

Argentina se adueña de Latinoamérica con gas natural

La extractora de gas natural más grande de Argentina, Transportadora de Gas del Sur (TGS), iniciará la construcción de 60 km de gasoducto y una planta de tratamiento en Vaca Muerta, como parte de la inversión de $330 millones de dólares prometida.

Este anuncio se dio en la Expo Oil & Gas Patagonia, donde el Director General de TGS, Javier Gremes Cordero, explicó a detalle el plan de inversiones.

Estas obras aumentarán el abastecimiento del mercado interno y de explotación. El ducto Tramo Norte (115km) transportará 37 millones de metros cúbicos por día; el Tramo Sur (32km), 19 millones de metros cúbicos.

Se considera que el costo total al finalizar el proyecto aumente hasta $800 millones de dólares.

La planta de tratamiento contará con una capacidad de procesamiento de 5 millones de metros cada 24 horas, con la esperanza de que se amplíe hasta 50 millones.

Por otro lado, TGS y Excelerate Energy LP, una firma estadounidense, están analizando la construcción de una planta de licuefacción en Bahía Blanca, con lo que podría exportar gas en el verano de 2020.

TGS está en Argentina desde 1992, y se ha consolidado como la mayor empresa de transporte de gas en América Latina, con 32 plantas compresoras, 11 bases de mantenimiento y una potencia instalada de 778.600 HP.

 

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abril 8, 20190

Tecpetrol hizo subir la producción de gas

Según el último relevamiento divulgado por el Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi la producción de petróleo aumentó 3,5% en febrero pasado, con respecto al mismo mes del año anterior, y 3,1% en el acumulado de los últimos 12 meses. En tanto la de gas lo hizo en 7,9%, mes contra mes y 5,6% en forma anual. Sin embargo para el IAE, los aumentos para el petróleo y el gas se deben a los subsidios para el no convencional y habrá que ver cómo siguen las inversiones este año. El Gobierno se vio obligado a recortar el programa de subsidios debido a la crisis económica.

En el informe del IAE destacaron que descontada la producción de Tecpetrol en Fortín de Piedra, la producción de gas natural acumulada en 12 meses cae 1,2%. Además desde el IAE aclararon que “este dato es de particular importancia ya que la producción no convencional de Tecpetrol en Fortín de Piedra es beneficiaria de los subsidios otorgados por el plan de estímulos a la producción no convencional (resolución 46/2017), que recientemente ha tenido un revés por parte del Gobierno”.

 

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Según el IAE, “el aporte de la petrolera del Grupo Techint, ha sido clave para el aumento en la producción gasífera. La empresa que más gas aporta a la producción total de gas natural es Tecpetrol. En particular, a partir del desarrollo del yacimiento no convencional Fortín de Piedra donde extrae 85% del gas que produce. En los últimos doce meses a febrero de 2019 la producción anual de gas natural de la compañía en el yacimiento se incrementó 880% aportando 3.449 millones de m3 sobre un total de 47.442 (7,2% del total)”.

Desde el IAE, también explicaron que “dentro de la producción no convencional el aporte de Tecpetrol a partir del yacimiento, que representa 27% del total del gas no convencional, se muestra como determinante al momento de evaluar las tasas de crecimiento anuales”.

 

Gas no convencional

Con respecto al impacto sobre el total del gas no convencional, desde el IAE explicaron que “la producción la misma creció 42,8% anual mientras que descontando la producción de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra (3.449 millones de m3 acumulados en doce meses), la producción no convencional crece 18,2% anual. Como se muestra, ésta se presenta como determinante para analizar el desempeño de la producción de gas natural”.

Por tal motivo, alertaron “el hecho de que la producción convencional esté declinando anualmentey que la producción total en ausencia del aporte de Tecpetrol en Fortín de Piedra también sea decreciente en los datos anuales, podría estar implicando que la producción de gas natural en Argentina no puede desarrollarse sin un esquema de fuertes subsidios la producción y/o el descubrimiento de nuevos yacimientos convencionales cuya puesta en producción compense la caída productiva”.

Con respecto al gas, desde el IAE recordaron que “la producción convencional (63% de la producción total) seredujo8,4% enlosúltimosdoce meses mientras que la producción no convencional, liderada aún por el tight gas, se incrementó 42,8% representando el 37,1% del total”.

Por su parte, respecto al petróleo, señalaron que “en febrero de 2018 la producción petrolera mensual fue la más baja desde 1998. La producción de petróleo convencional (86% de la producción total) se redujo 1,8% en los últimos 12 meses mientras que la producción no convencional, liderada por el shale oil, se incrementó 52,4%”.

Desde el IAE, que preside Jorge Lapeña han venido alertando por las caídas en la producción de hidrocarburos y de las últimas dos décadas y haber apostado todo al no convencional de Vaca Muerta.

 

Fuente: https://www.eleconomista.com.ar/2019-04-tecpetrol-hizo-subir-la-produccion-de-gas/

 

 

 

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marzo 27, 20190

Las distribuidoras de gas pidieron un 35% de aumento

El Gobierno asegura que el aumento final será del 30%, pero en el sector privado desacuerdan sobre ese número.

Las distribuidoras solicitaron una recomposición de 35,6% en la audiencia pública para las tarifas de gas natural, que estarán vigentes desde el 1° de abril. Es por la parte que les toca, correspondiente al servicio que brindan a hogares, comercios e industrias. A su vez, las distribuidoras (MetroGas, Gas BAN, Camuzzi) también tendrán que pagar más caro por ese insumo -el gas-, como resultado de subastas públicas realizadas entre el 14 y 15 de febrero. En el Poder Ejecutivo calculan que el aumento final para los consumidores rondará el 30%, aunque en el sector privado creen que estará más cerca del 35%.

Esa cifra final, del 30%, fue destacada por el secretario de Energía,Gustavo Lopetegui hace una semana.  De esa forma, planteó un desacuerdo con su predecesor -Javier Iguacel- que habló de una suba del 35%.

Metrogas, Naturgy (ex Gas BAN) y Camuzzi reclamaron ayer una recomposición de su parte. Es por la inflación mayorista de los últimos 6 meses. Entre febrero de 2018 y febrero de 2019, registraron un incremento del 62% en ese índice. En octubre  de 2018, les otorgaron un 19% de aumento y ahora buscan un 35,62%. Sin embargo, las empresas notaron que se quedan “cortas” y ya avisaron que reclamarán por otras correcciones. Además, consideran que el mecanismo que están aplicando es incorrecto.

En notas previas a las audiencias, las firmas plantearon su disconformidad. Metrogas avisó que la recomposición tarifaria que está aplicando es “menor” a la que tenía prevista en sus parámetros de revisión tarifaria integral (RTI).

“En un contexto como el actual, en el cual la inflación de un mes supera a la de otros países en un año, provoca un desequilibrio financiero que no puede ser soportado por largo tiempo y conducirá inevitablemente a un replanteo de inversiones y costos para la prestación del servicio“, avisó Metrogas al ente regulador Enargas.

Metrogas presentó un “recurso de reconsideración” ya que entiende que el ente regulador -Enargas- está adoptando una postura tendiente a “cercenar la tarifa en el tiempo e incumplir el objetivo central de mantener en valores constantes la tarifa del período 2017-2022, tal lo previsto en la RTI”. Gas BAN, la otra distribuidora de la mitad de Buenos Aires y el conurbano, también presentó esa misma queja legal.

La distribución incide en un tercio de la boleta final. El mayor costo sobre las facturas es el de gas en si mismo, o de “punto de ingreso al sistema”, como se llama técnicamente.

El fantasma del invierno de 2018 quedó latente y proyecta su sombra para la próxima temporada de frío. En 2018, las distribuidoras cobraron tarifas y pagaron a los proveedores con un dólar a $ 20, pero las petroleras les reclamaron que les paguen por el tipo de cambio actualizado, que llegó a superar los $ 40. Para el período abril-septiembre, las distribuidoras reconocerán un dólar a $ 39,42. Según el Gobierno, si el billete estadounidense excede esa cotización, será a riesgo de los proveedores.

Con respecto a los problemas por las compensaciones -que autorizó el ex secretario Iguacel- y quedaron sin efecto, las distribuidoras las retrataron como “diferencias entre el valor pagado y el valor que según los proveedores hubiera correspondido pagar (…)”. “Serán canceladas por el Estado nacional en 30 cuotas a partir de octubre de 2019”, destaca un texto de Metrogas.

Las “compensaciones” por la devaluación fueron reconocidas a través de un decreto, aunque está pendiente su reglamentación.

La audiencia pública para la recomposición tarifaria se realizó ayer para Buenos Aires y una parte del interior, y continuará mañana con el resto del país. Además de la convocatoria oficial -a la que presentaron intendentes como Fernando Gray (de Esteban Echeverría) o ex diputados como Héctor Polino para exponer su desacuerdo al incremento – hubo un acto en un teatro de la calle Corrientes, convocado por varios dirigentes del peronismo (ver recuadro).

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Fuente: https://www.clarin.com/economia/distribuidoras-gas-pidieron-35-aumento_0_mjZHVqsOv.html

 

Información de Mercado
marzo 18, 20190

Sube la producción de petróleo y gas en el país

La producción de petróleo durante enero aumentó 4,1% interanual mientras que la del gas se incrementó un 4%, con el dato destacado de que el incremento de producción de la compañía Tecpetrol permitió que la producción total anual no fuera decreciente, indicó el Instituto Argentino de Energía.

Así se desprende del informe de instituto que preside el ex secretario de Energía Jorge Lapeña, que resaltó que en enero la producción de crudo creció un 4,1% interanual impulsada por el incremento del 10,1% en la cuenca Neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta, y del 22,3% en la Cuenca Austral.

En cuanto a la producción acumulada de petróleo en el año móvil a enero de 2019 fue 2,8% superior a la del año anterior, en tanto que el crudo de reservorios convencionales que representó el 86,1% del total disminuyó en enero 5,1%, mientras que el no convencional aumentó 65,4%.

En cuanto al gas, la producción se incrementó 4% en enero respecto del mismo mes de 2018, mientras que en los últimos doce meses tuvo un aumento del 5,8%, con un aumento en la cuenca Neuquina del 9,9% y en la cuenca Austral una retracción del 0,5%.

Sobre el origen, el gas natural convencional que representa el 63,6% del total, disminuyó en enero 11,8% internaual y 8,2% en el acumulado de los últimos doce meses, mientras que el no convencional aumentó 40,8% y 42%, respectivamente, siempre de acuerdo a datos de la Secretaría de Energía.

Al desagregar por operadores, el informe observa que la producción acumulada del último año móvil de Total Austral y Pan American Energy fueron 0,7% y 1,7% menor (representan el 36% del total), y que YPF (32% del total) se mantuvo en el mismo nivel que el año anterior, en tanto que Tecpetrol (9,3% del total) aumentó su producción anual en 178%.

En otro rubro energético, se señaló que en enero la demanda total de energía eléctrica se redujo 5,3% mientras que no tuvo variación en el año móvil, en tanto que la demanda anual aumenta sólo para la categoría residencial, y disminuye para la categoría comercial e industrial, correlacionándose con los indicadores de actividad económica e industrial.

La oferta neta local de energía eléctrica disminuyó 8% en enero, pero se mantuvo inmóvil en la comparación de los últimos 12 meses.

Un dato que se destaca es que la generación eólica superó a la hidráulica renovable, y se establece como la principal tecnologías Renovable, representando el 45% del total renovable generado en los últimos 12 meses.

Surtidores

Respecto a las ventas de naftas y gasoil en enero se redujeron 6,6% interanual mientras que en el cálculo acumulado anual disminuyeron 1,8%, aunque se aclara que la caída de en el procesamiento de petróleo acumulado del -2,9% resultó de mayor magnitud que la caída en la demanda de combustibles.

Récord en cemento

El mes pasado los despachos de cemento al mercado interno alcanzaron las 921.000 toneladas, un 16,6% más que en enero y un récord histórico para febrero. Esto va en línea y confirma el crecimiento que Indec publicó para la construcción en enero, del 4,4%, luego de cuatro meses consecutivos de caída mensual.

Estos avances puntuales se repiten en otros sectores, que empiezan a mostrar mejoras. La producción de vehículos en febrero, por ejemplo, aumentó un 6,4% mensual y alcanzó su mejor nivel desde agosto del año pasado.

Vaca Muerta crece mes a mes: Más de mil pozos perforados

En una reunión en el Council of the Americas, y con la presencia de su presidenta, Susan Segal, el secretario de Gobierno de Energía, Gustavo Lopetegui, se refirió al aumento de la producción y Las exportaciones de petróleo y gas en la Argentina durante el último año.

“Vaca Muerta es una realidad en marcha con más de 1.000 pozos perforados, más de U$ S 4.000 millones de inversión en el 2018 y récords de producción todos los meses”, afirmó Lopetegui. “Pese a los niveles de crecimiento que tenemos (más de 200% en gas y casi 80% en petróleo), el potencial de crecimiento es enorme”, agregó.

De toda la superficie de Vaca Muerta, el 23% ya tiene otorgadas concesiones de explotación no convencional y apenas el 4% ha entrado en etapa de desarrollo.

Asimismo, Lopetegui anunció que en los próximos días se reunirá con el Presidente de Chile, Sebastián Piñera, y la ministra de Energía, Susana Jiménez, con el objetivo de buscar un mecanismo que le permita a la Argentina incrementar exportaciones de gas durante los 8 meses de menor demanda local para reemplazar importaciones que realiza Chile de Gas Natural Licuado (GNL).

De toda la superficie de Vaca Muerta, el 23% ya tiene otorgadas concesiones de explotación no convencional y apenas el 4% ha entrado en etapa de desarrollo.

Fuente: https://www.ellitoral.com/index.php/id_um/192270-sube-la-produccion-de-petroleo-y-gas-en-el-pais-al-menos-4–interanual-en-enero-economia.html

 

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Información de Mercado
enero 31, 20190

Argentina abona la deuda por subsidios de gas por US$ 1.500 millón

Argentina comenzó a pagar por medio de un bono una deuda de 1.500 millones de dólares por subsidios a empresas que aumentaron su producción de gas natural en el 2017, en busca de incentivar inversiones en un sector clave para el país, dijo el miércoles una fuente de la Secretaría de Energía.

El plan de incentivo fue implementado en 2013 para atraer inversiones al deficitario sector energético, pero el Gobierno del presidente Mauricio Macri ha tenido dificultades para pagar los subsidios a tiempo por problemas de liquidez.

“A partir de hoy empezamos a entregar a cada empresa un bono que tiene 30 cupones, sin intereses, en dólares”, dijo la fuente, que prefirió no ser identificada, y añadió que “son bonos intransferibles”.

Las empresas gasíferas involucradas son la petrolera estatal YPF, Pan American Energy -del grupo BP PLC-, la francesa Total, la alemana Wintershall, la argentina Pampa Energía, GyP (Gas y Petróleo del Neuquén), Capex y Tecpetrol, empresa del grupo Techint.

La fuente añadió que ya no se entregará más a las empresas un subsidio al plan incremental de petróleo y que sólo se cumplirá con los ocho proyectos aprobados oportunamente, pero únicamente en la proyección de producción presentada originalmente y no en el aumento que pudieran haber obtenido posteriormente.

“No se incorporarán proyectos adicionales a los oportunamente aprobados”, señaló.

Tecpetrol dijo en una carta enviada a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que el cambio de criterio impacta negativamente el flujo de fondos de la Sociedad y que revisará su plan de inversiones.

“Dicho cambio implica hasta septiembre 2018 un menor pago de 1.994 millones de pesos (53,1 millones de dólares) y, si se mantuviera para todo el 2018, el impacto total del año ascendería a 5.655 millones de pesos (150,7 millones de dólares)”, dijo Tecpetrol.

La producción de gas natural registró durante 2018 un crecimiento interanual del 5 por ciento, según datos preliminares de la Secretaría de Energía.

El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, se reunió este miércoles con empresarios del sector petrolero, en el marco del programa de estímulo a las inversiones en desarrollos de producción de gas natural proveniente del yacimiento no convencional Vaca Muerta.

Fuente: https://www.eleconomistaamerica.com.ar/economia-eAm-argentina/noticias/9669837/01/19/Argentina-abona-la-deuda-por-subsidios-de-gas-por-US-1500-millon.html

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Informacion
enero 10, 20190

El Gobierno lanza un concurso para bajar el precio del gas

10/01/2019. Se hará una subasta electrónica para que Metrogas, Camuzzi y el resto de las distribuidoras compren el fluido. Antes era un contrato bilateral.

 

La secretaría de Energía, ahora al mando de Gustavo Lopetegui, lanzó un mecanismo de subastas para la provisión no interrumpible de gas para las distribuidoras -Metrogas, Naturgy Ban, Camuzzi- con la idea de lograr una mayor competencia entre las productoras como YPF, Pan American o Total, que permita una mayor transparencia y logre reducir los precios. Este sistema reemplaza del mecanismo de contratación bilateral.

Un mecanismo similar ya había sido utilizado el año pasado por Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista. En ocasión de los concursos de precios para el suministro de gas en condición interrumpible de septiembre y de diciembre de 2018, lo que permitió una reducción sensible de los precios que pagan las generadoras eléctricas.

En la Secretaría de Energía explicaron que “se espera que el concurso se realice a mediados de febrero y que los productores y comercializadores de gas puedan presentar ofertas de venta en condición firme (no interrumpible) para distintos plazos, que van desde tres meses hasta tres años”.

A partir de esa experiencia, el Gobierno busca nuevos mecanismos para el abastecimiento de gas por parte de las prestatarias del servicio de distribución, lo que incluye a usuarios residenciales, comerciales, pymes y algunas GNC que compran el gas en punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a través de la distribuidora.

El concurso de precios mediante subastas se hará en la plataforma electrónica del Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A. Se lanzó una consulta pública para que las empresas del sector puedan presentar comentarios y observaciones hasta el 25 de enero.

Esta medida, sumada a las nuevas condiciones del mercado de gas, en el que la aceleración del desarrollo de los recursos no convencionales está generando excedentes en épocas de menor demanda y una menor dependencia de las importaciones, resultará en “una ganancia de eficiencia en la formación de precios”, aseguraron en Energía.

“Con posterioridad a la aprobación de los cuadros tarifarios correspondientes al período estacional octubre de 2018 – marzo de 2019 las prestatarias del servicio de distribución y los productores de gas natural continúan en proceso de renegociación de las ofertas oportunamente celebradas y se vislumbra alguna dificultad en la concreción de contratos a término”, dijeron en la cartera de Energía.

El concurso de precios propuesto consistirá en “una secuencia de rondas de negociación entre los vendedores de gas (productores y comercializadores) y las prestatarias del servicio”, para lo cual estas últimas deberán informar con anterioridad al comienzo de la ronda de negociación los volúmenes de gas a solicitar.

Se podrá tratar en ese sentido de una demanda de gas anual o gas estacional, a partir de la cual los vendedores realizarán ofertas de venta firme que -finalizada la ronda- serán ordenadas por precio/tiempo, para luego realizar la asignación correspondiente.

 

fuente: http://www.fm899.com.ar/noticias/argentina-2/el-gobierno-lanza-un-concurso-para-bajar-el-precio-del-gas-55358

 

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noviembre 14, 20180

Argentina vuelve a exportar gas a Chile por más producción en Vaca Muerta

El Gobierno de Argentina autorizó a Pan American Energy LLC (PAE) a exportar gas natural a la empresa Aprovisionadora Global de Energía SA (AGESA) en Chile, por hasta 363 millones de metros cúbicos provenientes de la Cuenca Neuquina, informó el lunes el Boletín Oficial.

Según la resolución, la habilitación de PAE -controlada por la británica BP- para la exportación de excedentes de gas natural estará sujeta a interrupciones cuando existan problemas de abastecimiento interno.

La firma podrá enviar gas natural a AGESA por “un volumen máximo de 1.500.000 metros cúbicos por día de gas natural de 9.300 kilocalorías por metro cúbico hasta las 06:00 hs del 1 de octubre de 2019, o hasta completar una cantidad máxima total (de 363 millones de metros cúbicos)”, añadió la publicación.

Por otra parte, Pan American Energy deberá informar mensualmente al Gobierno argentino los volúmenes mensualmente exportados, de acuerdo a la resolución.

El texto estableció además que la autorización caducará de manera automática de no registrarse ninguna venta dentro de los próximos 45 días.

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fuente:  https://www.eleconomistaamerica.com.ar/empresas-eAm-argentina/noticias/9513496/11/18/Argentina-vuelve-a-exportar-gas-a-Chile-por-mas-produccion-en-Vaca-Muerta.html

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octubre 10, 20180

El Gobierno dio marcha atrás con el aumento extra del gas: “Se bajan las 24 cuotas que iban a pagar los usuarios”

Finalmente, el Gobierno dio marcha atrás con el aumento extra del gas y los consumidores no tendrán que pagar 24 cuotas. La decisión, que se negocia con la oposición, habría generado varios frentes dentro del Gobierno de Cambiemos: en el centro de todos está Javier Iguacel, el secretario de Energía que comunicó la medida.

“Estamos trabajando en una salida consensuada con la oposición. Se bajan las 24 cuotas que iban a pagar los usuarios. A partir del año que viene, el Estado se hará cargo del desfasaje que generó la devaluación en las tarifas y se pagará en 30 cuotas hasta el 2021“, detallaron fuentes del Ministerio del Interior a Infobae.

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En este momento, el ministro del Interior, Rogelio Frigerio, negocia con legisladores de la oposición para incluir en el proyecto de Presupuesto 2019 un artículo para que la disposición vigente caiga y que, superada esa instancia, las empresas se hagan cargo del impacto de la devaluación de acá en más. Por esta única vez, las petroleras se harán cargo de la diferencia de precio y el Estado pagará los intereses generados.

“Me parece bien que se haya suspendido el cobro del retroactivo y valoro enormemente que a partir de nuestra denuncia el Gobierno haya podido hacer cumplir la ley”, le dijo a Infobae el fiscal federal Guillermo Marijuan, quien había denunciado penalmente a Iguacel por la resolución que establecía una compensación para las distribuidoras de gas en virtud de la devaluación. Ahora esa resolución quedaría sin efecto.

Marijuan había dicho que el funcionario es “prima facie” autor del delito de abuso de autoridad y violación de los deberes de funcionario público, previsto en el artículo 248 del Código Penal.

Además de la denuncia de Marijuan y de las fuertes críticas internas de miembros de la coalición gobernante, Iguacel está en el ojo de una tormenta política que involucra a su jefe directo, el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne –quien está en Indonesia en la cumbre del FMI–y a otros altos funcionarios de peso, como Marcos Peña, jefe de Gabinete, y Frigerio. Todos le critican que los salteó y negoció directamente el tema de la compensación con el presidente Mauricio Macri sin consultar.

“Es una gran noticia que esperemos lleve tranquilidad a la sociedad”, señaló la senadora nacional Silvia Elías de Pérez, secretaria parlamentaria de Cambiemos en la Cámara alta. “El esfuerzo fiscal lo hará el Estado nacional, que en 30 cuotas desde octubre de 2019 pagará la compensación a las empresas productoras”, agregó la legisladora tucumana, quien confirmó que hoy el Senado derogará la resolución de Energía.

Dos horas antes de la marcha atrás, el propio Presidente había defendido el cobro de las cuotas extra. “La energía hay que pagarla. Aquello que te regalan, a la larga te va a costar más“, dijo el mandatario en una entrevista radial en Olavarría.

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Fuente: https://www.infobae.com/noticias/2018/10/10/el-gobierno-dio-marcha-atras-con-el-aumento-extra-del-gas-se-bajan-las-24-cuotas-que-iban-a-pagar-los-usuarios/
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septiembre 12, 20180

TGS y Excelerate analizan construir una planta para licuar gas y dejar de importarlo

Dos firmas analizan la posibilidad de licuar y exportar gas natural de Argentina para reducir la cantidad importada de este producto y aprovechar el  excedente resultado de la temporada de verano. Excelerate Energy y Transportadora de Gas del Sur anunciaron la firma de un memorando de entendimiento para colaborar en la evaluación de un proyecto de licuefacción en la ciudad de Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires. El Gobierno espera dejar de importar gas natural licuado (GNL) para 2021.

El objetivo del plan es estudiar la viabilidad técnica y comercial de poder exportar y licuar el gas natural producido en Vaca Muerta para lograr un desarrollo más sostenible de los recursos de gas de esquisto. Esperan que el estudio se complete a fines de 2018, luego se compartirán los resultados con funcionarios gubernamentales y de la industria para decidir si se implementa o no el proyecto.

Actualmente, el país adquiere el 100% del GNL a través de dos terminales flotantes pertenecientes a la empresa de origen estadounidense ubicadas en Bahía Blanca y Escobar. Este proceso se intensifica especialmente durante la época de invernal en la que el consumo crece.

“Será clave para promover el desarrollo de gas no convencional, ya que permitirá expandir la escala del mercado de gas, aumentando las oportunidades de exportación”, aseguró Nestor Martín, director comercial de TGS. En tanto, su par de Excelerate, Daniel Bustos, señaló: “Este proyecto mejorará significativamente la capacidad de Argentina de maximizar el uso de recursos locales al permitir un desarrollo más predecible de la producción de gas de esquisto al tiempo que reduce los costos generales de importación de GNL”.

TGS entrega el 60% del total de gas natural transportado en el país y posee un proyecto midstream dirigido al transporte y acondicionamiento de la producción de este hidrocarburo en Vaca Muerta. Recientemente, anunció una inversión de US$ 300 millones para construir el gasoducto Tramo Sur que tendrá una capacidad de transporte de 25 millones de metros cúbicos por día.

Fuente: https://www.apertura.com/negocios/TGS-y-Excelerate-analizan-construir-una-planta-para-licuar-gas-y-dejar-de-importarlo-20180912-0001.html

 

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septiembre 12, 20180

¿Qué hacer con el gas?: estudian la construcción de una planta de GNL en Bahía

Qué hacer con el gas excedente de Vaca Muerta? En busca de una respuesta a una parte de esa pregunta, Excelerate Energy LP y Transportadora de Gas del Sur SA acordaron evaluar un proyecto para construir una planta de gas natural licuado en las inmediaciones del puerto de Bahía Blanca, en el sur bonaerense.

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agosto 3, 20180

Se registró el mejor crecimiento de producción de gas

La producción de gas creció 8,2% interanual en junio último, con 132,3 millones de metros cúbicos diarios, y fue ‘el mejor mes‘para esta actividad desde agosto de 2010, informó hoy el Ministerio de Energía.

Según el reporte oficial, el primer semestre de este año fue el mejor que tiene la producción de gas desde 2010: creció 4,6% interanual.

‘También estamos recuperando la producción de petróleo‘, destacó Energía en un breve comunicado: puntualizó que, en junio, fue de 485 mil barriles diarios, 5% por encima de igual mes del año pasado.

En el primer semestre de 2018, la producción creció 1,9% con relación al mismo período de 2017.

‘Este es el resultado del esfuerzo que estamos haciendo para incrementar la producción no convencional, que en este primer semestre ya representó más del 33% de la producción de gas natural y más del 12% de la producción de petróleo‘, subrayó el Ministerio.

Además, aseguró que ‘este crecimiento se está acelerando: en el primer semestre la producción de gas no convencional (shale y tight gas) creció 34% por encima del primer semestre de 2017, y la de petróleo no convencional creció 36%‘. .

En junio último, poco después de asumir como ministro de Energía, Javier Iguacel destacó que el Gobierno ‘asumió el compromiso de impulsar un rápido desarrollo para transformar a la Argentina en un proveedor mundial de energía‘.

‘Hoy contamos con excelentes pozos horizontales con una muy buena productividad en Vaca Muerta. Y creemos que, en poco tiempo, podemos exportar parte de esa producción de petróleo.

Para eso, necesitamos que haya más jugadores, operadoras y empresas de servicios‘, consideró el ministro.

Y resaltó, también, que ‘la apertura del mercado contribuirá a incorporar tecnología y capital para seguir reduciendo los costos de desarrollo en Vaca Muerta‘.

 

Fuente:  http://www.fm899.com.ar/noticias/argentina-2/se-registro-el-mejor-crecimiento-de-produccion-de-gas-48736

 

 

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marzo 14, 20180

Promesas, dudas y otras angustias sobre el precio del gas

El secretario de Planeamiento Estratégico de Energía, Daniel Redondo, no escatimó esfuerzos en su intento por seducir a los empresarios japoneses que hace unas semanas lo escuchaban en el Palacio San Martín. Frente a los posibles inversores nipones aseguró que el gas boca de pozo llegará a 7 o 7,5 dólares el millón de BTU, valor alto según los registros internacionales y el propio precio al que hoy se abastece a los domicilios argentinos.

La realidad es que no hay certeza de cuál será el número futuro ni de que se pueda mantener ese cenit sin prolongar los subsidios a las productoras.

En su empeño por mostrar la gran oportunidad que ofrecen los hidrocarburos en la Argentina, el colaborador de Juan José Aranguren también destacó en ese seminario lo que bien saben los entendidos: que con poco más de 4 dólares, el precio actual está generosamente por encima del Henry Hub, mercado de referencia de los Estados Unidos. Dato que, obviamente, ningún funcionario destacaría ante la prensa.

Con las tarifas que serán convalidadas este mes por el Enargas, el gas para los usuarios domiciliarios habrá trepado entre un 85% y un 100% en un año. Golpe duro para la economía doméstica, que los reguladores buscan atenuar con alguna de las fórmulas sugeridas por las distribuidoras gasíferas, primeras en la línea para atajar la furia de los consumidores.

O ellas mismas financian los consumos de invierno a pagar en cuotas o se diseña algún esquema para aplanar la tarifa, de modo que se eviten los saltos en la época de más demanda. Un anestésico para el pinchazo inevitable.

Las mayores tarifas a aplicar desde abril serán el último capítulo para mejorar la ecuación de transportistas y distribuidoras, tal como se dispuso en la Revisión Tarifaria Integral de cada sector. Después habría subas que respeten la inflación mayorista, mientras se ejecutan las prometidas inversiones que mejoren el servicio.

Hay un argumento más para que el Gobierno avale recomposiciones que le hacen un flaco favor a su imagen. Sólo cuando esos últimos ajustes estén firmes, los accionistas de las distribuidoras (TGN, TGS y Metrogas) que reclaman una indemnización al Estado por los perjuicios de la pesificación y congelamiento tarifario desistirán definitivamente de esas demandas ante el Ciadi.

Pero las subas también responden al propósito de mejorar la remuneración de los productores, que sin esa zanahoria no ponen una moneda para explorar o producir. Aunque en teoría están fuera del segmento regulado, sus precios hoy están sujetos a un sendero ascendente que delineó el Gobierno y que llevaría ese valor a 6,80 en poco más de un año. Ergo, el gas de Doña Rosa y Don Pepe seguirá subiendo también por ésto.

El precio del petróleo está liberado. El del gas aún no.

Hasta el momento, los esfuerzos fiscales para animar la producción con planes estímulo no fueron muy exitosos. Como destaca el último informe del Instituto Argentino de la Energía, la producción viene derrapando a pesar del Plan Gas, ya extinto pero con abultadas deudas públicas aún pendientes.

Con YPF y PAE a la cabeza, las productoras esperan cobrar por ese programa entre u$s 1300 y u$s 1500 millones a partir del año próximo, incluyendo punitorios por la demora en el cobro. Energía no estaría muy dispuesta a incluir este concepto ni a entregarles un bono en dólares que puedan bancarizar, como anhelan esas acreedoras. Pero sí a honrar esa obligación, tal como prometió Aranguren públicamente.

Aunque se trata de una administración confiable para las empresas, el antecedente de esa mora y el rojo fiscal inquieta a las empresas que producen gas no convencional bajo la resolución 46, que da garantía estatal de un valor de 7,5 dólares hasta el 2021.

No dudan de la voluntad oficial de cumplir sino de sus posibilidades de hacerlo.

Para los productores optimistas, con el desarrollo del gas no convencional sobrará tanto que aquel precio bajará a la mitad y el mercado lo pagará con gusto u$s 3 el mayorista. Para las voces empresarias más cautas, eso sólo es posible si dan varias condiciones, además del precio subsidiado: posibilidad de almacenamiento y transporte o de exportar sí o sí el gas que acá sobra en el verano.

Si algo de esto no ocurre, Vaca Muerta puede devenir de gran promesa a estrepitoso fracaso y las espectaculares inversiones en curso, levantarse en unos pocos meses. Un escenario que consagraría a la Argentina como nación dependiente del gas foráneo, mediante importaciones a pagar no se sabe muy bien por quién.

Por principio, el macrismo postula que el usuario debe afrontar lo que realmente cuesta el bien o servicio, duela lo que duela. Y que el Estado no debe intervenir ni con la fijación de precios ni con subvenciones. Pero las exigencias de los inversores para soltar dólares y la incapacidad de los consumidores para digerir el ajuste desafían su teoría.

Fuente: https://www.cronista.com/columnistas/Promesas-dudas-y-otras-angustias-sobre-el-precio-del-gas-20180313-0007.html

 

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febrero 6, 20180

El despegue del gas doméstico, la clave para la recuperación petrolera

En el 2017 la demanda de gas se ha estancado (por cuestiones climáticas e incidencia de la recomposición tarifaria), pero también se ha estancado la oferta (vencen este año planes plus para la producción convencional y están pendientes inversiones comprometidas en gas no convencional). La producción ya había crecido un 4% en el 2015, y en el 2016 creció un 4.9%. Si se despejan algunas incertidumbres asociadas a los precios del gas convencional, la producción nacional de gas en el 2018 va a volver a crecer y, en poco tiempo, de las restricciones de oferta pasaremos a la búsqueda de oportunidades para hacer crecer la demanda local y externa. Hay posibilidades de agregar valor petroquímico al gas, de analizar proyectos de almacenaje subterráneo, de profundizar la sustitución en el transporte, y están las oportunidades del mercado regional con el que ya tenemos interconexiones existentes.

La recuperación productiva nacional del gas se explica principalmente por el comportamiento de la Cuenca Austral y de la Cuenca Neuquina. El mayor aporte productivo del sur está relacionado con el desarrollo de un yacimiento convencional off shore (Vega Pléyade). La recuperación de la producción neuquina viene del aporte de nueva producción no convencional (tight y shale gas).

Una primera lectura de los datos físicos puede sugerir que, aunque el gran potencial de recursos gasíferos está entre los no convencionales (el 77% de los recursos de Vaca Muerta son gasíferos), no hay que descartar sorpresas en la geología relacionadas con nuevos yacimientos convencionales. Para ello es fundamental que las compañías que invierten y asumen riesgos tengan señales de largo plazo en los dos determinantes clave de la renta: los precios y los costos. El gas natural todavía no tiene un precio de referencia internacional. Cuando los flujos de gas por barco (GNL) se intensifiquen habrá un mercado internacionalizado y allí surgirán referencias internacionales para el gas, como las que hoy existen en el mercado petrolero.

Si la Argentina desarrolla su potencial, puede interactuar en ese mercado global del gas que se viene con compras y ventas; pero, por el momento, como importadora, es tomadora de los precios del gas importado o de los precios de los combustibles que lo sustituyen. La oferta local fue estimulada con precios que remuneran la producción incremental pero, en promedio ponderado (gas nuevo y viejo), recibe alrededor de US$ 5.10 por millón de BTU (por debajo del costo del GNL regasificado). Ya se definió un horizonte de precios decrecientes para estimular la producción de Vaca Muerta (converge a 6 dólares en el 2020) y hay planes de contractualizar la oferta y de avanzar en una liberación gradual de precios donde compitan las distintas cuencas. El reto mayor está en los costos. Allí se trabaja en acuerdos de productividad para reducirlos y estimular inversiones. De la inversión local y extranjera depende la consolidación de este proceso.

Y es de la recuperación del gas desde donde vendrá el empuje de la recuperación petrolera. La producción petrolera viene cayendo desde 1998, y este año tendrá una caída pico de entre el 7 y el 8%. La caída sistemática de la producción petrolera durante tantos años se debe a la baja exploración petrolera, a su vez relacionada con la política errática de precios que tuvo el sector a partir de la implantación de retenciones a la exportación y el divorcio con las referencias de precios internacionales. La intervención discrecional y los precios políticos llevaron a explotar lo que estaba en producción sin la debida reposición de reservas (varias bombillas en el mismo mate). La baja exploración y la baja tasa de recuperación de reservas in situ consumieron el stock de reservas probadas y afectaron los niveles productivos. Cuando los precios internacionales cayeron, el “barril criollo” intentó palear la caída e incentivar producción. Hoy el barril medanito cotiza 55 dólares (en 3 años bajó un 30%) y el Gobierno ha explicitado la intención de acoplar los precios internos a los internacionales.

Con referencias internacionales de precios de las que seremos tomadores (y que preanuncian un barril de entre 50 y 60 dólares), no hay otra opción que trabajar en productividad y costos, de manera que la actividad asegure renta a apropiar y a repartir para estimular inversiones. En las cuencas maduras es posible reducir la declinación mejorando la recuperación asistida.

La producción de petróleo no convencional se beneficiará de las instalaciones, infraestructura y curva de aprendizaje del gas no convencional. Esto reducirá costos y sumará nuevos desarrollos productivos de shale oil. Si ganamos la batalla del gas natural, tenemos grandes posibilidades de reactivar la producción petrolera. Así fue en los Estados Unidos.

Por último, pero no menos importante, despejadas las señales de precios y con costos que viabilicen el negocio, hay que aumentar la inversión exploratoria. Las reservas del talud continental en una plataforma marítima subexplorada todavía son un mito que la investigación geológica deberá despejar.

 

Fuente: http://www.apertura.com/economia/El-despegue-del-gas-domestico-la-clave-para-la-recuperacion-petrolera-20180205-0001.html

 

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enero 12, 20180

Demanda Industrial: tropezón no es caída, lenta recuperación

Si bien el mayor problema de este sector siempre ha sido la limitación de consumo debido al segmento prioritario, su consumo en invierno ha crecido desde el 2012 hasta el 2016. ¿Qué paso ese año que frenó su escalada? Varios factores influyeron: en primer lugar, fue un invierno frío, y el residencial ha respondido a las bajas temperaturas con mayor consumo. Esto, rápidamente, llevaría a pensar que hubo más restricciones que años anteriores. Sin embargo, como ya hemos visto, el 2016 presentó mayor disponibilidad, ¿entonces? La realidad es que la mayor responsable del bajo consumo es la variable endógena: la actividad industrial en el 2016 presentó uno de los valores más bajos de los últimos tiempos.

En el 2017 se comienza a revertir la tendencia, la industria muestra signos de recuperación de la actividad, y registra consumos récord para los meses de junio y julio. Nuestro pronóstico es que, dado las buenas temperaturas, el consumo industrial continúe su auge y aproveche la mayor disponibilidad relegada por el residencial. Un dato crucial para el sector industrial, que respalda los consumos récord, es que en el 2017, las industrias casi no tuvieron restricciones de consumo en invierno. Esta variable permitió que las industrias incurran en menores sobrecostos en combustibles alternativos, como GNL, Fuel Oil o Gas Oil.

A continuación la comparativa de consumo para el sector industrial:

 

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enero 12, 20180

Demanda Residencial: Derrumbe del consumo

Como hemos remarcado anteriormente, este sector es el que regula al resto ya que tiene prioridad de abastecimiento. Sin embargo, su comportamiento no es caprichoso y responde casi exclusivamente al factor climático. Para estudiar el impacto del invierno tomaremos como parámetro de temperatura mínima promedio para la ciudad de Buenos Aires suministrados por la estadística de censo de la ciudad (hasta el 2016) y por los partes diarios del ENARGAS (para el 2017).

Como podemos ver en el siguiente gráfico, los inviernos del 2014 y 2015 han registrado temperaturas superiores a la de años anteriores a lo largo del invierno, lo que ha implicado un consumo de gas moderado para el sector en comparación con otros períodos.

 

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Luego de los templados inviernos del 2014 y 2015, el 2016 registró un invierno muy frío, especialmente para los meses de mayo y junio, donde se registran los consumos récord, para luego estabilizarse en la media para julio, agosto y septiembre. Hay que recordar que el año pasado, se anunció el primer aumento tarifario para el sector en el marco del “sendero de precios” impulsado por el gobierno. Sin embargo, esto no pareció afectar al nivel de consumo.

El 2017, con tarifas aún más caras que el 2016, registró uno de los inviernos más benévolos en términos de temperatura con un comportamiento muy similar al del 2015 para los meses de mayo y junio y denostando un récord mínimo de consumo para el mes más frío del año: julio. Para agosto y septiembre, podemos ver, continúan las altas temperaturas, por lo que prevemos que el consumo continúe debajo de media histórica para este sector.

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diciembre 14, 20170

El Gobierno convocará a empresas a invertir en exploración offshore de petróleo y gas

El Gobierno lanzará, a mediados de año, una licitación para buscar petróleo y gas en el mar, una actividad poco desarrollada en el país.

Así lo anunció este miércoles el ministro de Energía, Juan José Aranguren, en un almuerzo con los principales empresarios de la industria petrolera, en ocasión del Día del Petróleo y Gas.

Aranguren anticipó que en julio lanzará “la Ronda 1 del plan de exploración offshore”. En esa ocasión Energía licitará la búsqueda de petróleo y gas natural en tres cuencas: la Austral, la Malvina Oeste y la Cuenca Argentina. Las dos primeras se ubican hacia el sur del país, mientras que la última se extiende desde el sur de Buenos Aires hasta el límite con Uruguay.

Según fuentes oficiales, se trata del “primer gran plan de exploración mar adentro en veinte años”. Durante el gobierno de Cristina Kirchner, el Gobierno intentó llevar adelante exploraciones con Enarsa e YPF, pero no arrojaron resultados.

Aranguren anticipó que lanzarán una convocatoria para contratar a una consultora internacional que prepare la ronda de licitaciones, con la idea de lanzar una de ellas por año. La adjudicación de los pliegos sería hacia fines de 2018.

Lo escuchaban, entre otros, los presidentes de YPF, Miguel Gutiérrez, de Shell, Teófilo Lacroze, y de PAE, Alejandro Bulgheroni. También había referentes de toda la industria del petróleo y el gas.

En la actualidad, existen dos exploraciones offshore en Argentina. La compañía de origen francés Total tiene la explotación de Vega Pléyade, en Tierra del Fuego, y ENAP Sipetrol opera Magallanes, en el límite entre Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Aranguren, que presidió Shell Argentina hasta mediados de 2015, se guardó el anuncio del inicio de exploraciones offshore para el final de su discurso ante los barones del petróleo. Antes celebró el regreso de las reglas del mercado al sector. “Se acabó el tiempo en el que el Gobierno decía qué y cuándo invertir. Eso está en manos del sector privado, siempre que cumplan con los marcos regulatorios”, dijo.

Fuente: https://tn.com.ar/economia/el-gobierno-convocara-empresas-invertir-en-exploracion-offshore-de-petroleo-y-gas_839882

 

gas natural
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octubre 11, 20170

Los aumentos que se vienen después de las elecciones: luz, gas y naftas

El Gobierno prevé una serie de aumentos de precios en los servicios públicos y los combustibles. Algunos son por quita de subsidios y otros por el ajuste de tarifas congeladas que debían aplicarse durante el año, pero que se evitó efectivizar para no generar una reacción negativa durante la época electoral. Otros son aumentos programados, pero todos golpean al bolsillo y se aplicarán después del 22 de octubre.

Gas

El ministro de Energía, Juan José Aranguren, tiene previsto convocar a una audiencia pública para un nuevo aumento en el precio del gas. Se realizaría a mediados de noviembre (en la semana del 13 al 17). En esa misma fecha se reconocerá otro incremento para transportistas y distribuidoras del producto así como el ajuste por precios mayoristas por el período abril-noviembre. Se estima que con todo esto, el alza total sea de más de 40% en las tarifas al público.

Según el cronograma original, el precio del gas, que tiene una incidencia del 60% en la factura sin impuestos, pasará desde USD 3,77 fijados en abril pasado, a USD 4,19, lo que significa un alza del 11,1% en dólares.

Al mismo tiempo, la cartera que conduce Aranguren deberá estimar el valor del dólar para el período diciembre-marzo, para que se determine el precio en pesos a trasladar a las tarifas. Hoy, el tipo de cambio se ubica en $17,02 y se prevé que se ajustará hasta los $17,5, un alza del 14% aproximadamente.

Luz

Una resolución de febrero pasado estableció dos aumentos de la luz al año para los hogares en la Ciudad y el conurbano bonaerense. Los casi 5 millones de clientes de Edenor y Edesur recibirán a partir de noviembre el nuevo ajuste de tarifas, mientras que quedará otro pendiente para febrero de 2018.

Aunque aún no está calculado el impacto en las facturas residenciales, está claro que el Gobierno buscará achicar el déficit fiscal lo más posible y los subsidios a la energía eléctrica de los hogares argentinos son un blanco perfecto

En paralelo al quite de subsidios, las distribuidoras ya cuentan con permiso especial para adecuar sus márgenes de ganancias, con una fórmula de actualización que debe aplicarse cada seis meses, y que este año coincidirá con el alza de noviembre.

El presidente de la Asociación de Defensa de los Derechos de Usuarios y Consumidores, Osvaldo Bassano, recordó que ya desde el año pasado está establecido un aumento para esta época. “El valor final de la factura tendrá un incremento de entre 40 y 110%”, estimó en diálogo con Luis Novaresio en radio La Red.

Combustibles

A fines de septiembre el Ministerio de Energía le comunicó a todos los actores del mercado de hidrocarburos que “con relación al Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina”, y en función de la dinámica de las cotizaciones externas, decidió liberar el precio de los combustibles, que “estaba previsto para el transcurso de 2017, mediante un sendero de convergencia que permitiera preservar las fuentes de trabajo y los ingresos de las provincias productoras de petróleo”.

A partir de ahí, las empresas petroleras quedaron habilitadas para modificar el precio de venta de sus combustibles para el consumo del mercado automotor a partir de octubre. Pero ya trascendió que las petroleras estarían dispuestas a “estirar” una medida tan impopular para evitar mal humor antes de las elecciones. Así, el ajuste llegaría recién en noviembre. Bassano estimó que el incremento rondaría “entre el 8 y el 10 por ciento”.

Hoy, en las estaciones de servicio de la Capital Federal y el conurbano el litro de la nafta premium se paga en promedio a $23, mientras que la “súper” ronda los 20 pesos.

Bassano dijo que también están previstos otros aumentos en las facturas de telefonía fija y móvil, y en el agua. En este último caso, señaló que desde el Gobierno “tenían la intención de aumentar un 40 o 50% en octubre, pero aún no está definido”.

De esta forma, los aumentos del último trimestre serán escalonados, entre octubre y diciembre, con el objetivo de atenuar –lo más posible– el impacto en los índices de inflación.

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2017/10/05/los-aumentos-que-se-vienen-despues-de-las-elecciones-luz-gas-y-naftas/

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noviembre 10, 20160

Conclusiones y Principales Tendencias del Sector Gasifero

Oferta: El mercado de gas natural contará con mayor oferta de gas natural y estables volúmenes de importaciones. Considerando una demanda residencial más cautelosa por el aumento tarifario, para misma temperaturas que el año 2015 o aún para temperaturas frías como las de este 2016, la disponibilidad para el sector de generación e industrial será mayor.
Existen dos variables que pueden afectar severamente esta condición:
– menores importaciones de Bolivia, que Bolivia no pueda cumplir los volúmenes comprometidos, tanto por menor disponibilidad o pro problemas técnicos en los yacimientos como lo que han tenido este año.
– una cambio en la política de subsidios, el cual busque reducir la disponibilidad de gas para el sector industrial, llevando a los mismos a consumir combustibles alternativos. Esto permitiría al gobierno requerir menos en Gas Oil en el parque de generación.
Déficit: Las perspectivas estables en materias de volúmenes de importaciones junto a la baja en los precios de referencia internacionales de los combustibles alternativos (integran la fórmula del precio en el contrato con Bolivia) y el menor costo de los barcos de GNL, dan un perspectiva favorable para el año entrante, con expectativas de crecimiento en los déficits en función del precio internacional del crudo. Como hemos observado, esta situación puede cambiar radicalmente en función de lo que suceda con respecto a lo que suceda en el mercado internacional del crudo.
Tarifas: El gobierno ya estableció, el sendero de reducción gradual de subsidios, es decir, de incrementos a los precios del gas de boca de pozo en los segmentos residenciales, comercios y pymes. De cumplir con los objetivos planteados, se espera que el precios para todo los segmentos estén en el orden de los 6.7 USD/MMBTU para el 2019.
Precios Industriales: El plan gas que permite vender parte de la producción de gas a 7.5 US$/MMBTU, y el aumento de la recaudación por mayores precios de gas en las tarifas del residencial, con la previsión de incrementos semestrales, sumados a la gran mejora en los precios al segmento eléctrico, establece un salto considerable en los ingresos del productor que sumandos a la mayor oferta, permiten inferir un escenario de precios industriales estables, con leves aumentos para las siguientes campañas.

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octubre 26, 20160

El deficit del Sector: Escenario Favorable!

Recordando el comienzo y la generación de los déficits en el sector eléctrico y gasífero, el sector de generación, fue el pionero en su creación y gestación, donde su crecimiento fue exponencial desde el año 2008 al año 2012, pasando de 800 MMUSD a 6000 MMUSD en ese periodo, para luego manteniéndose estable y empezar a decrecer gracias a los menores precio de importación.
A partir del año 2011, el déficit gasífero comenzó a escalar a tasas exponenciales, producto de los incrementos en los volúmenes de importaciones y los mayores precios del GNL y el gas de Bolivia. La mayor disponibilidad de gas importado, permitió estancar el déficit eléctrico y contener el incremento de utilización de combustibles alternativos para generar energía eléctrica. Luego esta tendencia vuelve a cambiar, gracias a un cambio internacional favorable por la baja en el crudo, comenzando en el 2014 y acentuándose en el 2016, generando así un impacto positivo en los costos de los combustibles importados por el país.

A continuación mostramos la evolución de los costos de importación de gas de Bolivia, de chile y GNL, el cual incluye el costo de regasificación.

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En el siguiente gráfico mostramos la evolución histórica del déficit gasífero en millones de dólares, segmentado por origen de importación.

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Entrando en los detalles de la generación de déficit, las importaciones de GNL, Gas de Bolivia y Gas de Chile componen los egresos. Estos precios que no son compensados por los consumidores de gas natural, los cuales en todos los casos pagan precios inferiores, dependiendo de la categoría. Gracias a la disminución de los costos en los últimos años, y que los volúmenes se han mantenido estables principalmente 2015 y 2016, los déficit estimados han disminuido en casi 2,500 millones de dólares en 2015 y otros 2.200 millones de dólares en 2016, resultando así un subsidios estimado en 627 millones de dólares en conceptos de importación de gas natural para el presente año.
Dentro de los ingresos se consideró la recaudación del Decreto 2067 y 1982, las asignaciones de gas importado a Generación eléctrica (2008-2015 2,68 US$/MMBTU, y a 5,2 USD/MMBTU para el 2016), ventas a Industriales, asignaciones de GUI / PUI (13.29 US$/MMBTU y 7.5 US$/MMBTU), y asignaciones al residencial de baja recaudación.
Para completar el tema de los subsidios que el Estado Nacional con respecto al gas natural, se debe considerar los subsidios que reciben los productores por los Plan Gas (tanto 1 y 2). La diferencia entre el precio acordado por el ministerio de energía y lo que los productores reciben, el Estado Nacional lo eroga como subsidio. En 2014 y 2015 estos montos estuvieron cerca de los 1.000 millones de dólares, y para el 2016 se estima en los 600 millones de dólares.

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octubre 17, 20160

Tendencias de Corto plazo para la Produccion de gas Natural

Neuquén
En la cuenca Neuquina se esperan niveles de crecimiento más conservadores para los proximos años si lo comparamos con los experimentados período 2013-2016, dado quelos niveles de inversión se han reducido significativamente en el corriente año, por lo que creemos que la cuenca Neuquina mostrará un crecimiento del oTendencias de Corto plazo para la Producción de gas Naturalrden del 2 o 3 MMm3/día para el 2017.

Austral
En la cuenca Austral, considerando las restricciones volumétricas por la campaña de perforación y una expectativa moderada sobre el resultado de las perforaciones, nos lleva a realizar un previsión de crecimiento de l orden de 1 MMm3/día para la cuenca Austral para el año 2017.

Norte
En la cuenca norte, se espera una leve caida de la producción para lo siguiente años dado el declive natural de los pozos en explotación. En este año no se han realizado inversiones en la misma, por lo que la tendencia de decrecimiento se va a seguir observando en los próximos años.

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septiembre 28, 20160

Gazprom desembarca en gas e invierte US$ 300 millones

La estatal rusa Gazprom invertirá US$ 300 millones en la zona de Allen, Río Negro, en el marco de un acuerdo con YPF. Gazprom es una de las principales empresas de energía del mundo y tiene sus ojos en el rico yacimiento de gas no convencional (tight gas) que se ubica en el área de Fernández OroAllen. Los rusos, dedicados tradicionalmente al gas convencional, estarían planificando aprender de la experiencia argentina para luego trasladarla a otros países.
La noticia generó de inmediato reacciones en el Alto valle de Río Negro centro de la fruticultura del país. Los productores se debaten entre permitir el ingreso pleno de la actividad industrial o rechazarla por los posibles efectos que tendría en sus productos -peras y manzanas- y en la salud de los vecinos.
Según trascendió, la petrolera rusa le comprará a YPF el 50% de un área en una cifra que aún no fue confirmada. En 2014 la compañía nacional adquirió la totalidad de los activos locales a Apache por US$ 800 millones. Este sector gasífero es uno de los de mayor proyección en la Patagonia.
“En octubre habrá novedades. Se están dando las puntadas finales en base al memorando de entendimiento firmado el año pasado”, señaló a Télam el representante comercial de la Federación Rusa en Argentina, Sergey Derkach.
El proyecto nació en septiembre del 2015, cuando YPF y Gazprom firmaron un Acuerdo Marco para el desarrollo asociado de proyectos de gas en el país, durante la gestión del ex CEO Miguel Galuccio.
Desde el gobierno de Alberto Weretilneck aseguraron a Clarín que aún no hay información oficial. “Tenemos el dato de modo informal, pero luego deberá pasar por la provincia para que se haga efectiva la división. A fines del 2014 se renegociaron estos contratos y las firmas deberán respetar los niveles de inversión comprometidos”, dijo una fuente de la provincia.
Gazprom posee las mayores reservas de gas natural en el planeta y el 70% del stock ruso. También es el único productor de gas natural licuado (GNL) de Rusia. La Argentina importa más del 10% del gas licuado que necesita y la empresa rusa podría ser una alternativa de compra. Pero en la zona están en guardia: “La actividad avanza sin control ni planificación. Hay que defender la matriz frutícola”, dijo la senadora Magdalena Odarda.

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Fuente:http://www.ieco.clarin.com/Gazprom-desembarca-invierte-US-millones_0_1658234190.html

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agosto 3, 20160

Radiografia del gas en la Argentina: de donde viene, que cantidad y cuanto se gasta

fuente: http://www.lanacion.com.ar/1923797-radiografia-del-gas-en-la-argentina-de-donde-viene-que-cantidad-y-cuanto-se-gasta

Como la producción local no alcanza, el país recurre a Bolivia, a Chile y a buques transoceánicos para satisfacer su demanda; el problema de los costos

Con una producción local en baja y una demanda interna creciente, la Argentina tuvo que multiplicar su importación de gas para abastecer sus necesidades. En diez años, el país pasó de ser exportador del hidrocarburo a importador neto. En 2005 se exportaron más de 6 millones de metros cúbicos (Mm3) y apenas 88.642 Mm3 en 2015, según el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas. En esa década, las compras al exterior crecieron más de un 550%. Se pasó de comprar 1.734.946 Mm3 en 2005 a superar los 11.388.077 Mm3 en 2015, con el consecuente impacto negativo para su balanza comercial.

En ese contexto, también se ampliaron las fronteras. Además de Bolivia, único proveedor en 2005, Argentina debió recurrir a otras fuentes para abastecerse. Primero fueron los buques cargados con Gas Natural Licuado (GNL), que se incrementaron año a año desde 2008 hasta la actualidad. Luego se sumó Chile, país que años atrás compraba gas a la Argentina. Hoy, Bolivia se mantiene como el principal proveedor, aunque su oferta no alcanza para abastecer el consumo de hogares e industrias en la Argentina.

El gran proveedor

El gas boliviano es el más barato entre las importaciones argentinas, con un precio de US$ 3,02 por millón de BTU. El contrato entre ambos países establece que YPFB, la compañía petrolera boliviana, debe entregar a la Argentina 16,4 Mm3 de gas por día entre octubre y mayo, e incrementar su oferta hasta los 19,9 Mm3 diarios entre junio y septiembre, meses con bajas temperaturas, cuando la demanda se incrementa.

Los registros de importación, no obstante, muestran que el suministro mensual del hidrocarburo proveniente de Bolivia estuvo por debajo de los volúmenes pautados en 2016. En enero, por ejemplo, el promedio del suministro diario fue un 6,5% menor al pautado, mientras que en marzo fue un 11,9% inferior.

La brecha se agudizó a partir de mayo, cuando el suministro estipulado debía crecer. Si bien ese mes, la entrega diaria promedio estuvo un 3,3% por debajo de lo pautado por el contrato, en junio fue un 11% menor, mientras que entre el 1° y el 21 de julio (últimos datos disponibles), la cantidad de gas diario que ingresó desde Bolivia fue un 19% menor a los 19,9 Mm3 esperado.

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Problemas técnicos en algunos pozos y jornadas de mantenimiento que suspendieron la producción algunos días fueron algunos de los argumentos esgrimidos para explicar esta situación, que incluso llevó al Gobierno argentino a limitar la comercialización de GNC en estaciones de servicio y el suministro de gas a industrias para mantener la demanda en hogares.

“En Bolivia los pozos tienen sus años y pierden productividad”, aseguran en el sector, donde apuntan a Brasil como otro factor determinante. La situación climática en ese país provocó que las cuencas hídricas estén bajas, un factor que complica la generación en sus centrales hidroeléctricas e impone una mayor demanda de gas para suplirlo. “Si Brasil compra más gas, Bolivia elige venderles más a ellos que a la Argentina”, explica una fuente oficial.

En total, la importación de gas boliviano en el primer semestre fue de 2862,1 Mm3, poco más del 52% del total del hidrocarburo que compró la Argentina en el período.

Importación Transandina

El convenio firmado por Enarsa y ENAP (Empresa Nacional de Petróleo de Chile) establece una importación total de 362 Mm3 de gas entre el 17 de mayo y el 31 de agosto. A diferencia de Bolivia, que produce gas, Chile importa energía para abastecer su demanda interna: compra cargamentos de gas licuado de petróleo en barcos provenientes del sudeste asiático, los regasifica en sus plantas procesadoras y utiliza parte de ese volumen para exportación.

El ingreso del gas a la Argentina, que pagará un total de US$ 95 millones por este contrato, se efectúa mediante dos gasoductos: Gas Andes y Norandino. Según los términos del convenio, por el primero de ellos ingresarán 276 Mm3 (un cargamento de 90 Mm3 y dos de 96Mm3), a un precio de US$ 7,20 el millón de BTU. En tanto, por el segundo gasoducto se importarán 86 Mm3 (un cargamento), a US$ 6,90 el millón de BTU.

La importación comenzó el 17 de mayo y se extenderá, según lo firmado por Enarsa y ENAP (Empresa Nacional de Petróleo de Chile), hasta el 31 de agosto. Según los datos del Enargas, desde el 17 de mayo hasta el 30 de junio ya se había importado el 42 por ciento del total pautado en el contrato. Fueron 152,4 Mm3 de gas (57% por Gas Andes y 43% vía Norandino)

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En barco

Qatar, Trinidad y Tobago, Nigeria o Australia son algunos de los países desde donde procedieron los barcos con cargamentos de gas natural licuado (GNL) contratados por la Argentina en lo que va de 2016. En esta modalidad, se licitan y compran buques que transportan el hidrocarburo, que amarran en los puertos de Escobar y Bahía Blanca, donde se regasifica el cargamento para volcarlo a la red. Ambas terminales tienen una capacidad máxima de regasificación diaria de 17 Mm3.

El precio por importar gas en esta modalidad es variable, de acuerdo con cada licitación, aunque según se desprende de los datos del Enargas, el promedio pagado en 2016 es de US$ 5,05 el millón de BTU en Bahía Blanca y US$ 5,30 en Escobar.

De acuerdo con los datos del organismo, en el primer semestre de 2016 la Argentina importó 2416 Mm3 de gas en esta vía (45% del volumen total de importaciones). De esa cantidad, 1308,8 Mm3 ingresaron vía Escobar (25 buques), con desembolsos totales por US$ 259,3 millones, mientras que por Bahía Blanca se adquirieron 1107 Mm3 (13 barcos) por US$ 223,2 millones.

A su vez, están programados arribos hasta fines de agosto, con licitaciones que ya fueron concretada, aunque desde el Enargas sostienen que la importación de gas vía buques podría extenderse hasta octubre, dependiendo de la evolución de la demanda interna.

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Cotejando precios (por millón de BTU)

US$ 3,02 paga la Argentina el gas importado a Bolivia

US$ 6,90 a US$ 7,20 es el precio del gas importado de Chile

US$ 5,05 a US$ 5,30 es, en promedio, lo que cuesta importar gas en barco

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Información de Mercado
julio 18, 20160

La produccion de gas cayo casi 20% en la ultima decada

http://www.cronista.com/economiapolitica/La-produccion-de-gas-cayo-casi-20-en-la-ultima-decada-20160717-0015.html
17/07/2016
De acuerdo a un informe de IDESA, entre los años 1990 y el 2004 la producción de gas se duplicó, mientras que entre 2004 y 2015 se contrajo en casi un 20%.
La producción de gas cayó casi 20 por ciento en la última década, de acuerdo a un informe realizado por IDESA en base a datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas.
De acuerdo a la entidad, entre los años 1990 y 2004 la producción de gas aumentó de 23 a 52 mil millones de metros cúbicos anuales, mientras que entre 2004 y 2015 se redujo de 52 a 43 mil millones de metros cúbicos anuales.
Los datos muestran que entre los años 1990 y el 2004 la producción de gas se duplicó, mientras que entre los años 2004 y 2015 se contrajo en casi un 20%.
“Semejante involución llevó a que actualmente se produzca un nivel equivalente a hace 16 años atrás, cuando la población y la actividad económica eran mucho menor. Esto da una idea de la escasa disponibilidad de gas para el consumo de las familias y las empresas”, analiza el informe.
De acuerdo a IDESA, “la caída en la producción de gas se explica por la irracional política tarifaría que se aplicó en los últimos años. El congelamiento de precios en un entorno de alta inflación desalentó inversiones induciendo una fuerte caída de la producción”.
“En paralelo, el consumo no sólo aumentó al ritmo del crecimiento demográfico sino que fue artificialmente exacerbado debido a que familias y empresas tomaron decisiones asumiendo que el gas era casi gratis. Al insistir tozudamente en mantener los precios ridículamente bajos se llevó el consumo de gas a niveles muy superiores a la cada vez más reducida producción”, agregan.

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Información de Mercado
julio 1, 20160

Gas licuado: Argentina invierte en produccion nacional para sustituir importaciones

Fuente: http://mundo.sputniknews.com/americalatina/20160628/1061335894/argentina-gnl.html
26/06/2016

Gas licuado: Argentina invierte en producción nacional para sustituir importaciones
La empresa pública argentina de energía, Enarsa, canceló una licitación para el suministro de nueve cargamentos de gas natural licuado previstos para el verano debido a los elevados precios que cobran los países proveedores del hidrocarburo.
El país rioplatense planea invertir en la producción nacional y disminuir las importaciones de combustibles y materias primas, opina el portal de negocios ruso,
A finales de 2015, las importaciones de recursos energéticos en Argentina superaron a las exportaciones en 6.500 millones de dólares. Sin embargo, el Ministerio de Energía y Minería anunció que planea aumentar la producción nacional de petróleo en un 23% hasta el año 2025.
Además, el Gobierno de Mauricio Macri espera poder dejar de importar totalmente el gas natural licuado (GNL) en los próximos 5 o 6 años. Los planes de Argentina no son vistos con buenos ojos por los países proveedores del hidrocarburo, como Trinidad y Tobago, EEUU y Australia, quienes ponen el foco, principalmente, en la demanda energética de Argentina y su vecino, Brasil, destaca el medio.
Argentina importó 1,32 millones de toneladas de GNL entre enero y mayo de este año, un 17,5% menos que en el mismo periodo de 2015. De acuerdo con el pronóstico de Global Gas Analytics, se estima que las importaciones argentinas de recursos energéticos sean un 9% menores en 2016 en comparación con el año anterior. El descenso debe continuar y en 2017 alcanzará un 10%, apuntó la entidad analista.
El Ejecutivo argentino está tomando medidas para apoyar a los productores nacionales de gas. Un precio mínimo garantizado —7,5 dólares por BTU, que es una unidad de energía utilizada en el mercado mundial— del combustible ha sido establecido y el Estado va a costear la diferencia si los productores venden su gas en el mercado interno a un precio más bajo, consideran los autores.
El país suramericano cuenta con una extensa red de gasoductos, la cual sigue expandiendo con inversiones públicas y privadas. Las principales zonas productoras son las provincias de Neuquén, Santa Cruz, Salta y la Isla Grande de Tierra del Fuego, que ahora experimentan un incremento gradual en la producción. Como ejemplo, Vestifinance señala que la producción de gas natural en el país creció unos 5,8% en el primer trimestre de 2016.

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noviembre 17, 20120

Fuerte caida del consumo de Gas Natural en el sector Industrial

El Enargas ha publicado recientemente los datos de consumo de gas natural para los diferentes consumidores del sistema. Observando la evolución de la demanda industrial, la misma muestra una caída en promedio 2 MMm3/día comparándola contra el año 2011. En términos porcentuales esta caída representa el 6% y se ha acentuado notablemente en el mes de septiembre. Consultados algunos actores del sistema, estos bajos consumos se mantuvieron en el mes de octubre y más aún en los primeros días de noviembre. El segmento de generación eléctrica logrado capturar esa disponibilidad adicional de gas bajando los costos de operación del sistema mediante sustitución de combustibles alternativos.

La política de cuidados de divisas será clave para la disponibilidad del sector industrial durante los meses de verano.