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Información de Mercado
octubre 7, 20200

Petroleras advierten que en los próximos dos años Vaca Muerta debería enfocarse en la exportación de petróleo

Altos ejecutivos de la industria petrolera analizaron la crisis del país y los efectos de la pandemia en el sector y coincidieron en que el foco de Vaca Muerta en el corto plazo estará puesto en las exportaciones de petróleo. Al mismo tiempo, explicaron que la producción de gas en la cuenca Neuquina, que venía siendo el principal de desarrollo de las operadoras en los no convencionales, tendrá lugar recién a partir del año 2023.

Se trata de la visión de Sean Rooney, presidente de Shell Argentina, Javier Martínez Álvarez director General de Tenaris, del Grupo Techint, y Daniel de Nigirs, Country Manager de ExxonMobil. Los tres directivos participaron del evento virtual “La energía en proyección: una mirada al futuro para la Argentina”, que organizó AmCham (Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina), en el marco del ciclo creado en conjunto con Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).

Las declaraciones de los ejecutivos de Shell, ExxonMobil y Tenaris se dan en momentos previos a que el gobierno lance un nuevo programa de incentivo a la producción de gas (Plan Gas 4) que, según afirmó recientemente el propio ministro de Economía Martín Guzmán, “se conocerá en pocos días”. El objetivo del programa es frenar la caída en la producción. Si esta tendencia no se revierte, podría faltar gas en el mercado local en el próximo invierno.

El corto plazo de Vaca Muerta

Javier Martínez Álvarez de Tenaris indicó: “yo era muy optimista con el gas, creía que era la gran oportunidad que tenía el país. En el corto plazo, para los próximos dos años, la Argentina tendría que cambiar y enfocarse muy fuertemente hacia el petróleo como alternativa exportadora”. Y agregó: “veo la oportunidad del gas nuevamente para dentro de dos años y esto es por las grandes inversiones de capital que requiere la producción de gas”.

Además, el presidente de Tenaris remarcó que “tenemos que evitar que el gas se convierta en un problema y que se pierda la capacidad de producción e intentar autoabastecer las necesidades del país. Las expectativas hacia adelante van a depender de las reglas y la previsibilidad para el sector”. “El gas es la energía de transición en un mundo que va limpiando su matriz energética y esto debería ser a mediano y largo plazo”, añadió.

Por su parte, el presidente de Shell, Sean Rooney, destacó las exportaciones de crudo de la Argentina durante la pandemia y sostuvo que “durante los próximos dos años van a haber importantes exportaciones de petróleo. Luego, tendremos exportaciones de gas en forma de Gas Natural Licuado (GNL)”. En otro pasaje de su intervención, Rooney remarcó que “el potencial del recurso de Vaca Muerta está, pero hoy Permian (una de las cuencas de hidrocarburos no convencionales de Estados Unidos) está produciendo 30 veces más. En los últimos años vimos cambios de leyes, de políticas, cambios de confianza que van en contra de las inversiones en energía”

Por último, Daniel de Nigris de ExxonMobil indicó que “una de las cosas que mantuvo la actividad este año fueron las exportaciones. Varios operadores de la cuenca Neuquina mantuvimos la producción de crudo y exportamos. Por eso, vemos como una oportunidad muy positiva para un plazo corto o mediano la exportación de crudo, con un alto nivel de ingreso y mejora fiscal para el país y con la infraestructura que ya está disponible”.

Resaltó además que “los acuerdos laborales alcanzados en 2017, la flexibilidad para importar equipamiento y el diálogo alcanzado son aspectos importantes que continúen para lograr un marco regulatorio estable porque es lo que tiene que dar soporte a un desarrollo intensivo de los no convencionales”. Y agregó que “se requiere llegar a un alto nivel en la escala porque eso es lo que nos baja los costos y nos mantiene competitivos, pero esto requiere de inversión de largo plazo”. “Necesitamos un esquema fiscal competitivo, acceso al tipo de cambio, reglas claras y permitir a los accionistas remitir los dividendos sin restricciones”, concluyó.

 

 

Fuente https://econojournal.com.ar/2020/10/petroleras-advierten-que-en-los-proximos-dos-anos-vaca-muerta-deberia-enfocarse-en-la-exportacion-de-petroleo/

 

 

 

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com
agosto 28, 20200

Grecia y Turquía libran una peligrosa disputa por el gas

Se enfrentan por una reserva gasífera en el Mediterráneo oriental. Ankara decidió seguir con la misión de un barco explorador en la zona que reivindica Atenas Las tensiones territoriales y energéticas entre Grecia y Turquía seguían ayer en un tono elevado y mientras el Gobierno de Atenas urge a la Unión Europea (UE) a aplicar sanciones al país vecino, Ankara anunció que su buque sísmico continuará explorando en busca de gas y petróleo en el Mediterráneo oriental. Coincidiendo con la reunión en Berlín de los ministros de Relaciones Exteriores de la UE, en la que esta crisis figura entre los […]

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Información de Mercado
marzo 25, 20190

Invierno 2019

En el marco del desarrollo masivo que se ha visto en los últimos tiempos de Vaca Muerta, con el consecuente aumento en la producción de Gas Natural (fundamentalmente Shale y Tight Gas), pude observarse una marcada sobreoferta del fluido en los meses de verano. Consecuencia de esto último, desde el gobierno nacional se autorizaron (y siguen autorizando) exportaciones al vecino país de Chile, YPF busca a fines del corriente 2019 comenzar a exportar GNL desde Bahía Blanca y ya se visualizan intentos de apertura de nuevos mercados como puede ser el caso de Uruguay.

El gobierno Nacional, en un acto encabezado por el presidente Macri en el mes de Octubre de 2018, despidió al barco regasificador que se encontraba emplazado en Bahía Blanca -que llego por el año 2008 para sortear una crisis de desabastecimiento y permaneció allí por 10 años- motivado por un fuerte crecimiento en la producción de Gas Natural, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y más precisamente por yacimientos como Fortín de Piedra.

Foto 1

Si se observa el gráfico de producción para el año 2018, puede apreciarse como a partir del mes de Mayo, acompañado por el aumento de demanda Residencial, la entrada en operación de nuevos proyectos llevo a la producción a valores en torno a los 120 MMm3/Día, pero luego, conforme se alejaba el invierno, la falta de demanda del fluido condujo a reducir operaciones, y en niveles en torno a los 100 MMm3/Día para los meses de verano, la demanda interna no es capaz de absorber dicha producción.

La pregunta que nos convoca es: ¿Ante el notable aumento en la producción de Gas Natural en 2018, podrán cubrirse los picos de invierno?

Para el invierno 2018 la importación de Gas de Bolivia fue de aproximadamente 20 MMm3/Día y la importación de GNL de 24 MMm3/Día (un total de 44 MMm3/Día). Teniendo en cuenta que para este 2019, la capacidad de procesar GNL será de máximo 15/20 MMm3/Día (ya no se encuentra el barco de Bahía Blanca) y Bolivia se encuentra hoy inyectado en el orden de 8 MMm3/Día, a primera vista denota un faltante de Gas del orden de los 11 MMm3/Día. Esta cuenta un tanto grotesca no visualiza la capacidad de los productores de cubrir este faltante, pero de no entrar en operación proyectos de magnitud, no se podrá cubrir dicha diferencia.

Estableciendo un pronóstico optimista, el invierno 2019 traerá aparejado cuanto mucho una oferta de Gas igual a su demanda (o levemente menor), ocasionando si de cara al verano grandes sobrantes.

El desafío a corto/mediano plazo radica en como compensar esta estacionalidad tan marcada, logrando cubrir la demanda en los meses de invierno (sin la necesidad de recurrir al GNL) y generando nuevos mercados para los grandes excedentes de verano.

Tomando la producción esperada para este invierno de unos 120 MMm3/Día y situando a las importaciones totales (Bolivia + GNL) en torno a los 34 MMm3/Día, tendremos una oferta total para este invierno de unos 154 MMm3/Día, en contraste con los 162 MMm3/Día ofertados para el año 2018. La pregunta que viene a la mente del lector es ¿volverán los cortes? Y en caso de que vuelvan ¿será la industria o la generación quien se vea afectado?

Una posible salida sería volver a los volúmenes históricos de Gas de Bolivia, rondando los 20 MMm3/Día para el invierno y así cubrir el faltante, pero luego de las tensiones generadas en el transcurso del año por el contrato de largo plazo celebrado entre ambos países habrá que ver si es posible.

foto nota Fran

Por estos tiempos, según trascendidos el proyecto compartido por YPF y Pluspetrol entraría en operación para el mes de Septiembre de 2019, inyectando al sistema unos 5 MMm3/Día, lo que se sumara al ya existente excedente de verano.

Por estos tiempos, todo indica que observaremos un invierno más tenso que el anterior, y un verano de aun mayores excedentes.

 

 

 

Información de Mercado
diciembre 21, 20170

Cuencas Productivas del País

A continuación exhibiremos las principales cuencas productivas del país y sus participaciones relativas en la producción nacional; luego analizaremos en detalle cada una de ellas.

mapa

(*) La cuenca Neuquina incluye Cuyana
(**) La cuenca Austral incluye Golfo San Jorge

 

Cuenca Neuquina

La cuenca responsable en la mayor oferta de gas natural en los últimos 3 años, ha sido la cuenca Neuquina, luego de consecutivas reducciones en su producción (2007-2013). Esta tendencia decreciente se revirtió completamente, creciendo casi 4 MMm3/día en promedio por año para el período 2013-2016, lo que representa un incremento del 8% anual. Sin embargo, en el 2017 se registra la primera caída desde su reactivación (-1.6% interanual), acompañando la tendencia nacional. A continuación el gráfico de su evolución en MMm3/día promedio:

 

 

 

Captura2

YPF: Líder de la reactivación

Si observamos los productores responsables de la producción bruta de la cuenca podemos notar que el impulsor del cambio ha sido YPF con una participación preponderante tanto en la cuenca neuquina (50%) como en la cuyana (80%). A continuación la producción bruta 2013-2016:

 

Captura3

 

 

 

Captura4

Además este productor continúa su tendencia de crecimiento registrando variaciones interanuales del 26% para el 2014, 8% para el 2015 y 2016; y un 10% en lo que va del 2017. Este fenómeno se da como consecuencia de la intervención estatal de la compañía que ha impulsado a la mayor producción, exploración y explotación de pozos de todo el país. A continuación observaremos la evolución porcentual intermensual de la compañía para el período 2012-2017:

Captura5

En lo que va del 2017 vs 2013, YPF lleva acumulado un 60% más de producción bruta:

Captura6

Si analizamos los pozos productivos de mayor impacto de este productor encontramos Loma la Lata (con un rendimiento decreciente), Cupen Mahuida (NQN, gas no convencional –tight-, rendimiento creciente), Rincón del Mangrullo (NQN, gas no convencional –tight-) y el Orejano (NQN, gas no convencional-shale) con gran potencial para producción.

Captura7

Por otra parte, si analizamos los pozos disruptivos en el período 2016 vs 2015 destacamos en orden de mayor a menor volumen productivo: Rincón del Mangrullo (NQN, gas no convencional, 102%); El Orejano (NQN, gas no convencional, 90%); Estancia Cholita (SCR, gas convencional, 231%); Barrosa Norte (NQN, convencional, 218%); Rio Neuquén (NQN, gas no convencional, comienza producción en 2016); y Loma Campana (NQN, gas convencional, 84%).

Si analizamos lo que va del 2017 vs 2016 (7 meses del 2017 vs año completo 2016), destacamos, ordenados de mayor a menor volumen productivo: Rio Neuquén, con un 300% de aumento; el Orejano, 25%; y finalmente, Aguada la Arena (NQN, gas convencional), 250%.

Como conclusión, podemos decir que los pozos de mayor producción corresponden a gas no convencional, lo que implica un cambio de tendencia en el paradigma productivo argentino. Este cambio, sin embargo, se está dando a nivel mundial a partir del agotamiento de las reservas de gas convencional. De todas maneras, este cambio es favorable para Argentina, ya que dispone de la segunda reserva más grande de shale gas a nivel mundial, con principal foco en la cuenca neuquina (explotación Vaca Muerta).

Cuenca Austral

La segunda cuenca más importante del país, la cuenca Austral – que para nuestro análisis englobará a San Jorge – ha denostado un repunte productivo para el año 2016, luego de 4 años de mermas (período 2012-2015). Para el año corriente, vemos una merma en la producción (-2% vs 2016) que acompaña la tendencia nacional. Es importante destacar que en el 2017 esta cuenca ha sufrido varias interrupciones en su inyección debido a los trabajos de reparación del Gasoducto San Martin, coordinadas, en algunos casos, con los mantenimientos de productores como Wintershall, Total o Sipetrol. Esto explica, en gran parte, la merma de esta cuenca. A continuación el gráfico de su evolución en MMm3/día promedio:

cuenca Noroeste

Para evidenciar lo antes expuesto, exhibiremos como se compone la tendencia de la cuenca a partir de las fluctuaciones entre los principales productores. Sin embargo, podemos ver que la producción del principal productor de esta cuenca, PAE, muestra un declive no compensado por el resto de los actores:

cuenca noroeste 1

 

Tendencias del Corto Plazo

ultimo

 

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Información de Mercado
julio 27, 20170

YPFB acuerda venta de gas y urea a Paraguay

En el marco del VII Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2017, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, y el ministro de Industria y Comercio de Paraguay, Gustavo Leite, suscribieron un memorando de entendimiento para la venta de gas y urea, además de la construcción de un gasoducto.
Al margen del acta con paraguay, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmó otros seis convenios para la comercialización de gas natural y urea, así como para el inicio de trabajos de exploración. Durante la jornada de hoy, previa conclusión del evento, los ejecutivos de la estatal petrolera firmarán otros cinco acuerdos de entendimiento con similares características.
El acuerdo con Paraguay permitirá la comercialización de gas natural y urea, además de la construcción de un gasoducto que conecte la zona del Chaco boliviana con la zona de consumo de Paraguay, es decir, Asunción.
En lo que respecta al gas, este acuerdo establece que ambos países generarán y promoverán sinergias para profundizar el análisis de la factibilidad técnica y económica para inversiones recíprocas y la venta de gas hacia Paraguay, sin embargo, se aclara que Bolivia debe, en primer lugar, cumplir con el abastecimiento interno y los compromisos con terceros (contratos de venta con Brasil y Argentina).
Al respecto, el ministro de Industria y Comercio de Paraguay, Gustavo Leite, informó que su país pretende utilizar el gas boliviano para la generación de energía, por lo que indicó que se efectuarán los estudios correspondientes para determinar si es más factible la compra de gas para la generación de energía en Paraguay o, en su defecto, la compra directa de energía desde Bolivia.
Por otro lado, YPFB y Petropar (estatal petrolera de Paraguay) suscribieron un memorando de intenciones para establecer una cooperación con miras a la comercialización de Gas Licuado de Petróleo (GLP), para la operación de una planta de engarrafado y para la venta de urea.
El presidente de YPFB, Óscar Barriga, también suscribió un memorando de entendimiento para la venta de gas natural y GLP a Refinor SA de Argentina. Al respecto, el embajador de ese país en Bolivia, Normando Álvarez, dijo que existe la intención de ampliar los volúmenes de gas natural que actualmente Argentina compra de Bolivia. Además, aseguró que el contrato con Refinor establece la compra de al menos 260.000 toneladas de GLP por año, lo que representa un alrededor de 5 millones de dólares en dicho periodo. El contrato tendrá una vigencia de cinco años.
YPFB también firmó otros dos convenios para el estudio del área de Río Salado con las empresas Shell de Holanda y Pluspetrol de Argentina. Con esta última también suscribió un convenio de confidencialidad para la exploración del bloque Vitacua y Ceiba. En esta área también realzará trabajos exploración la empresa rusa Gazprom, con la que Yacimientos firmó un acuerdo de intenciones.
Hoy se suscribirán otros cinco documentos de esta misma naturaleza.

SOBRE ARGENTINA
El gerente de exploración internacional de YPF Argentina, Francisco Dzelalija, aseguró que ese país tiene el interés de ampliar la compra de gas de Bolivia, al considerar que la demanda de ese país tiene una tendencia creciente.
“Contamos con un mercado potencial importante. El consumo de gas natural se va a incrementar. Toda la zona norte de Argentina va a seguir necesitando gas”, dijo. Por otro lado, destacó que YPF está cerca de concluir la negociación para la firma de la Ley de Aprobación para iniciar operaciones de exploración en el bloque Charagua.

fuente: http://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20170726/ypfb-acuerda-venta-gas-urea-paraguay

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Informacion, Información de Mercado
febrero 20, 20130

Negociacion Electrica y Gas Natural Mayo 2013

Si tu empresa consume Energía Eléctrica o Gas Natural y los proveedores de servicios comenzaron a llamarte con incrementos de precios, nos dudes en consultarnos. Desde Energía y Mercados tenemos una solución que se adapta a tus necesidades sin incremento de costos.

Energía y Mercados conoce en detalle y realiza reportes estadísticos para el Mercado Eléctrico y el mercado de gas que a la empresa negociar efectivamente o formar parte del pool de compra y obtener beneficios significativos en las negociaciones contractuales. Consumidores firmes, interrumpibles, GUMAS, GUMES y otros disponen de reportes por especiales por cuenca o por campaña que les permiten negociar con su proveedor con más herramientas.

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negociacion contratos

Informacion, Información de Mercado
agosto 18, 20120

Precios de Gas Campana Mayo 2012 Fuente MEGSA Actualizado Agosto 2012

En mayo de cada año, la industria consumidora de gas natural renuevan gran parte de los contratos a termino. A continuación brindamos los precios para el segmento industrial y para el segmento comercializador extraídos desde la pagina del MEGSA.


gas-natural-precios

Desde Energía y Mercados seguimos permanentemente los indicadores de precios de las industria para poder asistir profesionalmente a nuestros clientes. Realizamos desde la pagina del Mercado Electrónico de gas seguimiento de los volúmenes marginal y relevamos algunos contratos para evaluar la dispersión de precios.

Creemos que la industria debe pagar un precio justo y la mejor manera de realizarlo es manteniéndonos permanentemente actualizados, manteniendo relaciones con productores, comercializadores y con las estadísticas disponibles.