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YPF enfrenta el desafío del gas natural licuado

YPF concretó la tercera exportación y, por primera vez, llevó al gas de Vaca Muerta a Europa. Sin embargo, el segmento requiere nuevas regulaciones. El incremento de las retenciones daña los ingresos de un mercado de pequeños márgenes.

El avance de Vaca Muerta y de nuevos productos derivados, como es el gas natural licuado (GNL), generan una gran oportunidad no sólo para YPF y la industria petrolera sino para el conjunto del país, al ser una nueva fuente generadora de las divisas que tanto faltan. Sin embargo, estos nuevos desarrollos requieren de un encuadre normativo que se ajuste a sus necesidades y que evite que, por ejemplo, un incremento en los derechos de exportación generales, termine frustrando los grandes planes.

El martes pasado, en el último día hábil del 2019, YPF marcó un nuevo hito al realizar la primera exportación de GNL que llegará en cuestión de días a Europa, para tener a Barcelona como su destino final.

En junio, se realizó la primera exportación con una prueba piloto que sumó 30.000 toneladas, y que marcó el inicio del trabajo del barco fábrica, la barcaza Tango FNLG que cuenta con un contrato con Exmar por diez años.

En noviembre, se dio la segunda exportación adquirida por Petrobras para alimentar al norte de Brasil. Este envío marcó el inicio de un ciclo regular de exportaciones que desde YPF se espera continuar hasta mayo cuando, con la llegada del frío del invierno, se incremente la demanda de gas dentro de Argentina.

La llegada del gas de Vaca Muerta al viejo continente, con esta tercera exportación, marca a todas luces que se transita el camino para el despegue de Vaca Muerta, el segundo mayor recurso de shale gas del mundo.

El primer desafío de las empresas quehacen pie en la formación no convencional es, precisamente, ampliar la demanda para evitar el cierre de pozos productores durante ocho meses del año.

Para esto, desde YPF ya se forjaron alianzas estratégicas con socios como Mitsui&Co; Mitsubishi Corporation, Cheniere y Golar LNG.

Se trata de las principales firmas globales en el mercado del GNL, dado que, por ejemplo, Golar es uno de los principales traders al trabajar con 26 operadores del mercado del gas licuado. Cheniere, en tanto, es la primera compañía de los Estados Unidos en abocarse a la exportación de este tipo de producto.

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/ypf-enfrenta-el-desafio-del-gas-natural-licuado-1221876/

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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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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Informacion

Energía Eléctrica en la República Argentina

Entre tanto se acerca el verano y los grandes usuarios aguardan por la baja estacional en los precios de la energía, la devaluación sorprende y derriba todas las previsiones que conducían a una sustancial baja en los precios de energía eléctrica.

Mientas las previsiones situaban el precio promedio anual de la EE en torno a los 70 U$D/MWh para este 2018, producto principalmente de la baja en los precios de referencia (PIST) del gas natural para la generación de energía eléctrica, la ajustes de meses previos, producto de la devaluación arremetió contra todo pronóstico. Esto llevo el precio monómico 8 U$D/MWh por encima  de los previstos 65 U$D/MWh para el mes de Septiembre, finalizando en 73 USD/MWh.

 

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Puede apreciarse, en la gráfica anterior, como el año comenzó con precios que rondaban en promedio los 75,5 U$D/MWh, transitando luego los meses de invierno, donde se suplanta el gas de usinas térmicas (ante la indisponibilidad del fluido por aumento de la demanda prioritaria) por combustibles líquidos, lo cual encarece notablemente la generación, y por consiguiente, la energía eléctrica.

Al modificarse el sendero de precios acordado por el ahora ex ministro de energía Juan Jose Aranguren, y reducir en promedio 1 U$D/MMbtu el precio del gas natural destinado a la generación de energía eléctrica, se esperaba una baja sustancial en el precio de la energía eléctrica, ya que el 65 % del parque generador de energía emplea dicho combustible para su normal operación.

En el mes de Agosto, producto en primera instancia de un factor estacional, sumado a la baja del precio (y mayor disponibilidad) del gas natural y un significativo restraso en el TC ya que CAMMESA abona a un plazo de 75 días, se observó un notable descenso en el precio monómico, siendo para dicho mes de 62,5 U$D/MWh

Entre tanto los precios de energía comenzaban a descender, la macroeconomía hizo su aporte (negativo por supuesto), al producirse una devaluación del orden del 50 % en la moneda, lo que impacto directamente en el precio de la energía para el mes de Septiembre. Al producirse una devaluación de tal magnitud, CAMMESA se ve obligado a abonar notas por diferencia de cambio en sus contratos de energía, lo que automáticamente traslada a usuarios a través del precio monómico. Para el mes en cuestión, CAMMESA debió abonar notas de débito por un monto cercano a los 4.000 millones de pesos, lo que se tradujo en un aumento de aproximadamente 8 U$D/MWh en el precio monómico del mes de Septiembre.

Energia base pesos

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Tarifas de gas: eliminaron descuentos por menor consumo y recortaron beneficios sociales

El Gobierno nacional eliminó el descuento del 10% en las tarifas de gas para los que consumían menos que en otros períodos, aumentó el “recargo” para compensar a las empresas gasíferas, recortó la tarifa social para los sectores más vulnerables y modifció los beneficios para las “entidades de bien público”, como los clubes de barrio o las ONG solidarias que colaboran con el Estado.

Según la Resolución 14/2018 firmada por el secretario de Energía Javier Igaucel y publicada este jueves en el Boletín Oficial, este combo de medidas que entran en vigencia el primero de octubre próximo permitirá reducir hasta $ 2.350 millones de los gastos energéticos previstos para el 2019, por lo cual esa diferencia será afrontada por los usuarios.

En concreto, quedó sin efecto la una bonificación del 10% en el precio del Gas Natural por redes y del Gas Propano Indiluido por redes para todas las categorías de usuarios Residenciales que registren un ahorro en su consumo igual o superior 20% con respecto al mismo período del año 2015.

Para la Casa Rosada, el “esquema de incentivos” aplicada con la “normalización” de precios iniciada en 2016 para fomentar un “uso eficiente” del gas en los hogares ya logró provocar una “señal real de escasez” del recurso y una caída en la demanda, por lo que el descuento ya no tiene razón de ser.

Además, ante los inminentes aumentos anunciados para el mes que viene, se eliminaron los topes porcentuales de aumentos máximos previstos en comparación con las facturaciones del año anterior. Esos topes mitigaban el impacto de los tarifazos y prohibían cobrar incrementos mayores al 300% para los usuarios R1-R23; de 350% para los R31-R33; de 400% para los R34 y de 500% SGP.

“Los límites de incremento así previstos carecen en la actualidad de efectos prácticos, toda vez que las variaciones tarifarias no tienen una significatividad tal que tornen operativo el tope en la factura antes previsto para la mayoría de los usuarios residenciales”, explicaron.

La Resolución 14 también elevó el valor del excedente de gas consumido por los beneficiarios de la tarifa social. La normativa mantiene la bonificación del 100% del “bloque de consumo base” que le corresponde a cada familia según la zona donde vive, pero ordenó que desde ahora deberán pagar 100% del precio del gas que consuman por encima de los metros cúbicos subsidiados. Antes, solo pagaban el 75% del valor del consumo extra.

Asimismo, se modificaron las “tarifas máximas” para las entidades de bien público, que eran equivalentes a las de la categoría “Residencial”, con una reducción del consumo de 15% o mayor. Desde octubre, a estas entidades se les aplicará el cuadro tarifario para usuarios con reducción del consumo igual o superior al 10%. 

En este punto, la Resolución sostuvo que “el espíritu del esquema de bonificación por ahorro en consumo no fue proporcionar una forma de subsidio adicional a usuarios que por su situación socio-económica particular tuvieran dificultad en el pago del servicio público, sino reducir progresivamente los subsidios al sistema de gas natural, transmitiendo a la demanda una señal real de la escasez del recurso”.

Para solicitar la “Tarifa Diferencial” las Entidades de Bien Público deben inscribirse en el Centro Nacional de Organizaciones de la Comunidad. “El CENOC es el organismo de la Nación en el que se inscriben aquellas Organizaciones de la Sociedad Civil (OSC) de todo el país que buscan darle visibilidad a su trabajo, y aquellas que participan o desean participar de manera articulada en planes, programas y proyectos impulsados desde el Estado nacional orientados a la promoción de políticas de inclusión y desarrollo social”, aclararon en la web del ministerio de Carolina Stanley.

Por último, la medida incrementó de 2,58% a 2,96% el recargo sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que se cobra de más en cada factura. El artículo 75 de la Ley N° 25.565 establece que este “recargo” se debe destinar al pago de viejas deudas del Estado nacional con distribuidoras de gas, a subsidiar a la garra social y solventar a las empresas que aplican “tarifas diferenciales” en Tierra Del Fuego, Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Rio Negro, La Pampa, Carmen de Patagones y Malargüe.

En esta línea, la Secretaría de Gobierno de Energía remarcó que los beneficios en el gas eran “medidas excepcionales” que buscaban “mitigar” el impacto en las economías familiares de las re adecuaciones de tarifas, una vez finalizado el período de emergencia.

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Según la Resolución 14/2018 de la Secretaría de Gobierno de Energía, se dejan sin efecto el artículo 10 de la Resolución No 212 del 6 de octubre de 2016 y los artículos 3°, 6° y 9° de la Resolución N° 474 del 30 de noviembre de 2017, ambas del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA.

RESOLUCIÓN Nº 212 DEL 6 DE OCTUBRE DE 2016

ARTÍCULO 10. – Instrúyese al ENARGAS a que, en el ejercicio de sus facultades, disponga las medidas necesarias a fin de que, el monto total, impuestos incluidos, de las facturas que emitan las prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes de todo el país, que los usuarios deban abonar por consumos realizados a partir de la fecha de entrada en vigencia de los precios de gas en PIST establecidos en la presente resolución, no superen los montos máximos equivalentes a los porcentajes que se indican a continuación, considerados como porcentajes de incremento sobre el monto total, impuestos incluidos, de la factura emitida al mismo usuario con relación al mismo período de facturación correspondiente al año anterior:

  • Usuarios R1-R23: 300%
  • Usuarios R31-R33: 350%.
  • Usuarios R34: 400%.
  • Usuarios SGP: 500%

    Los límites de incremento establecidos precedentemente sobre los montos finales facturados se aplicarán siempre que el monto total de la factura supere la suma de DOSCIENTOS CINCUENTA PESOS ($ 250).

    RESOLUCIÓN N° 474 DEL 30 DE NOVIEMBRE DE 2017

    ARTÍCULO 3°.- Determínase una bonificación del DIEZ POR CIENTO (10%) en el precio del Gas Natural por redes y del Gas Propano Indiluido por redes para todas las categorías de usuarios Residenciales que registren un ahorro en su consumo igual o superior al VEINTE POR CIENTO (20%) con respecto al mismo período del año 2015.

    ARTÍCULO 6°.- Requiérese al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) que, en el marco de sus competencias, realice los procedimientos que correspondan a los efectos de que, para los usuarios beneficiarios de la Tarifa Social, la bonificación por ahorro que se indica en el Artículo 3° de la presente sea calculada sobre el precio del gas que efectivamente deban pagar en cada tramo de consumo según se indica en el Artículo 4°.

    ARTÍCULO 9°.- En todos los casos, la facturación resultante de la aplicación de los nuevos cuadros tarifarios deberá respetar los límites establecidos en el Artículo 10 de la Resolución N° 212 de fecha 6 de octubre de 2016 de este Ministerio.

    RESOLUCIÓN N° 218 DEL 11 DE OCTUBRE DE 2016 (TERCER PÁRRAFO DEL ARTÍCULO 1°)

    ARTÍCULO 1° – A los fines de la aplicación del Régimen Tarifario Específico para Entidades de Bien Público creado por la Ley N° 27.218, se instruye al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) a incorporar en los cuadros tarifarios de los servicios de distribución de energía eléctrica y de gas natural, respectivamente, la categoría “Entidades de Bien Público”, fijando para dicha categoría, tarifas máximas equivalentes a las correspondientes a la categoría “Residencial” de dichos servicios, de acuerdo a los rangos de consumo que correspondan.

    En el caso del servicio de distribución de energía eléctrica, la categoría que se agregue a los cuadros tarifarios deberá asimilarse, en sus componentes fijo y variable, a la categoría Tarifa T1-R “Pequeñas Demandas de Uso Residencial” correspondientes al rango de consumo de la entidad que solicita el beneficio.

    En el caso de las tarifas de gas por redes, la tarifa que se agregue a los cuadros tarifarios deberá observar la misma estructura de valores unitarios máximos y rangos de consumo que el conjunto identificado como “Tarifa Residencial” correspondiente al cuadro tarifario establecido para usuarios con reducción del consumo igual o superior QUINCE POR CIENTO (15%).

  • FUENTE: http://www.ambito.com/934913-tarifas-de-gas-eliminaron-descuentos-por-menor-consumo-y-recortaron-beneficios-sociales

     

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    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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    Información de Mercado

    ¿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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    El impacto de Vaca Muerta – Duplicarán en 5 años la producción de petróleo y gas

    Entre las proyecciones de mediano plazo del Gobierno para Vaca Muerta figura duplicar en cinco años la producción de gas y de petróleo. En el primer caso llegaría a 260 millones de metros cúbicos por día, lo que permitiría exportar 100 millones diarios. En el caso del petróleo, la producción diaria sería de un millón de barriles y se exportaría la mitad, según los datos que maneja Javier Iguacel, ministro de Energía.

    Desde esa cartera indican que si las tasas de crecimiento se mantienen, 500.000 personas podrían emplearse en actividades asociadas a VacaMuerta. En el primer trimestre de este año 75 personas por día encontraron trabajo en la cuenca neuquina. Así, al cabo de cinco años, las exportaciones del sector energético aportarían US$15.000 millones a la balanza comercial argentina.

    Pese a las turbulencias económicas, los avances de Vaca Muerta se muestran firmes.A tal punto que la semana pasada Iguacel anunció que a partir de septiembre se volverá a exportar gas a Chile después de once años de suspensión de estos envíos. Semanas antes había anticipado que el precio estímulo que el Gobierno ideó para el sector ya entró en tiempo de descuento.Se refería a la resolución 46 que establece un valor de US$7,50 por cada millón de BTU para este año y que irá bajando hasta llegar a US$6 en el 2021, su último año de vigencia. Detrás de esta decisión está la necesidad del fisco de bajar el gasto público y la convicción de que el negocio ya es tan prometedor que aun sin esta zanahoria, las petroleras seguirán invirtiendo.

    Argentina ocupa el segundo lugar después de China en recursos no convencionales de gas y el cuarto en petróleo no convencional tras Rusia, Estados Unidos y China. El año pasado se desembolsaron US$4.500 millones en la cuenca neuquina y este año se alcanzarían los US$15.000 millones. El grueso de las inversiones está por venir. Las estimaciones indican que se requerirán inversiones de US$20.000 millones anuales durante al menos 20 años.

    “La tendencia está dando sus frutos a un ritmo que este año sorprendió. A marzo de 2018, la producción de gas no convencional representó el 30% de la producción nacional y el 52% de la producción de la cuenca neuquina. Si actualizamos los datos a junio de 2018, ya representa el 60% de la producción neuquina”, sostiene el ingeniero Roberto Carnicer, director del Área de Energía y Oil&Gas de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral.

    La luz amarilla en la región es el financiamiento, especialmente para las empresas pequeñas y medianas —alrededor de 2.000— que prestan servicios en la zona. Con las tasas actuales en torno al 45%, incluso para quienes apuestan a la energía no convencional es difícil conseguir buenas condiciones financieras.

    También es necesario una mejora en la infraestructura. Hoy los gasoductos que llegan hasta Vaca Muerta tienen capacidad para 8 millones de m3 de gas. Solo Tecpetrol ya produce 9 millones de m3 y prevé llegar a los 22 millones para fines de 2019.

    Las inversiones que vienen

    Hay más de 30 operadores en Vaca Muerta, entre ellos Pampa Energía, Tecpetrol, Pan American Energy, Shell, Wintershall, Pluspetrol, Exxon, Total y Schlumberger. Junto con sus socios, YPF lleva invertidos US$8.400 millones. Estos son otros proyectos en desarrollo:

    Pampa Energía: tendrá una concesión a 35 años en el área El Mangrullo. La compañía realizará una inversión inicial de US$205 millones y destinará otros US$2.289 millones al desarrollo masivo.

    ExxonMobil: la mayor petrolera privada del mundo anunció una inversión de US$200 millones para ampliar la producción de petróleo y de gas en la cuenca neuquina.

    Total, Pan American Energy y Wintershall: en alianza con YPF, firmaron un acuerdo para desarrollar hidrocarburos no convencionales en las áreas Aguada Pichana y Aguada de Castro. Esto supone inversiones US$1.150 millones hasta 2021.

    Schlumberger: también en asociación con YPF, la compañía trabajará en un proyecto piloto de shale oil con una inversión inicial cercana a los US$400 millones.

    Tecpetrol: la compañía del grupo Techint anunció una inversión de US$2.300 millones en Neuquén para producir casi el 10% del gas que se extrae en el país.

    Shell:hará una inversión de US$1.500 millones. La empresa holandesa proyecta pasar de los 4.000 barriles diarios de crudo que genera hoy a 40.000 barriles en la Cuenca Neuquina en 2020.

    Pluspetrol:junto con YPF desarrollarán un plan conjunto de exploración en el área La Calera con una inversión total de US$2.209 millones.

     

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    Fuente: https://www.clarin.com/economia/economia/duplicaran-anos-produccion-petroleo-gas_0_SkXBm0pLm.html

     

     

    Información de Mercado

    La oposición logró el dictamen del proyecto que frena el aumento de tarifas y podría llegar al Senado la semana que viene

    Durante el plenario de comisiones del Senado de Derechos y Garantías, de Presupuesto y Hacienda y de Minería y Energía, los bloques del Frente para la Victoria y Argentina Federal lograron la firma de un dictamen de mayoría del proyecto de la oposición para limitar las subas de tarifas.

    Las firmas para el dictamen que suscribieron el Bloque Justicialista y el FPV se juntaron una por una, en medio de idas y vueltas de los senadores. Entre las firmas se encuentra la de la ex presidente Cristina Kirchner, y a último momento sumó su rúbrica el salteño Rodolfo Urtubey, para darle mayoría.

    En ese sentido, un grupo de legisladores peronistas del bloque federal firmaron el dictamen pero manifestaron sus diferencias. Entre ellos está el hermano del gobernador de Salta, Juan Manuel Urtubey, quien previamente se expresó en contra del proyecto, lo que había puesto en duda la firma que le faltaba al justicialismo, pero finalmente firmó el proyecto de la oposición en disidencia parcial. En la misma línea se manifestaron Guillermo Snopek de Jujuy, Dalmacio Mera de Catamarca y Carlos ‘Camau’ Espinola de Corrientes.

    A pesar de estas diferencias en el peronismo, el proyecto que ya tiene media sanción de la Cámara de Diputados podría ser tratado en el recinto la semana que viene. Sin embargo, esto está por verse, ya que desde el Bloque Justicialista que lidera Miguel Pichetto extendieron la propuesta que le habían hecho al oficialismo para que presente su propia iniciativa en torno al aumento de tarifas.

    Es que ayer, el gobernador de Salta Juan Manuel Urtubey le había presentado al oficialismo un proyecto que consiste en rebajar el IVA de las facturas de forma gradualcon el objetivo de compartir el costo fiscal entre la Nación y las provincias.

    Esto está siendo analizado por el oficialismo, que además logró avanzar con un despacho de minoría que también promueve disminuir lo que se cobra del IVA sobre las facturas.

    Al respecto, la secretaria parlamentaria del oficislimo en el Senado, Silvia Elías de Pérez, dijo que Cambiemos “impulsa un dictamen que reduce las alícuotas del IVA para usuarios y consumidores residenciales y para pymes, de manera de abaratar el costo total de las facturas de los servicios públicos”. En un comunicado, Elías de Pérez sostuvo: “No estamos dispuestos a acompañar un proyecto que solo busca un veto, que es inconstitucional, que va en contra de las potestades jurisdiccionales de nuestras provincias, no estamos dispuestos tampoco a incumplir los contratos de nuestro país como ha pasado durante tantos años llevándonos a tener una falta de confianza de los que tienen que invertir y no estamos dispuestos a incumplir los marcos regulatorios”.

    Hay gobernadores que responden al bloque del justicialismo y que han acercado al Poder Ejecutivo una propuesta concreta de manera de encontrar una salida conjunta entre provincias y el Estado nacional para este tema“, dijo durante el debate el jefe del interbloque de Cambiemos en el Senado, Luis Naidenoff.

    Fuente: https://www.infobae.com/politica/2018/05/22/la-oposicion-logro-el-dictamen-del-proyecto-que-frena-el-aumento-de-tarifas-y-podria-llegar-al-senado-la-semana-que-viene/

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    Los nombres de los 32 proyectos de energías renovables en construcción en Argentina

    La Compañía Administradora del Mercado Eléctrico ya ha firmado todos los contratos adjudicados en las rondas de licitación 1 y 1.5 del Programa RenovAr, lanzadas en 2016. ¿Cuáles son las empresas que avanzaron en obras? Según el cronograma, todas deberán inyectar energía como máximo en 2019. Varias plantas están previstas para inaugurar durante el segundo semestre de este año.

     

     

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    La Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA) ya firmó todos los contratos con las compañías adjudicadas entre las subastas 1 y 1.5 del Programa RenovAr.

    En total, son 59 proyectos, de los cuales 31 iniciaron el proceso de construcción y 5 están habilitados comercialmente, inyectando energía al sistema.

    Se agregan tres que fueron renegociados de la gestión anterior, en el marco de la Resolución 202: La Florida, Solares de la Punta y Cerro del Sol.

    Puntualmente en relación a las subastas, de los 32 proyectos que presentan algún grado de avance de obras, 10 corresponden a parques solares, 9 a granjas fotovoltaicas, 8 entre biomasa y biogás, y otros 5 a Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos.

    El grado de avance en el proceso de construcción, en líneas generales varía en función de las fechas de ingreso en operación comercial (COD) comprometidas en los contratos.

    Cauchari, por ejemplo, el parque solar de 300 MW  adjudicado en la Ronda 1 (figura como 3 proyectos de 100 MW), postergó su fecha de inauguración prevista para mayo de este año al 11 de marzo de 2019. Sin embargo, figura en el listado, dado que realizó obras civiles, el campamento y los caminos que conducen al poblado ubicado a 4.000 metros de altura, en Jujuy.

    Otras centrales corren a buen ritmo. Un ejemplo es el parque solar Iglesia, en San Juan, que pronto empezará a instalar los módulos. Según pudo saber este medio, la semana pasada ingresaron más de 400 contenedores con equipos de Jinko Solar. Debe estar listo para el 31 de agosto de este año, según se comprometió por contrato.

    La empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) recibirá el próximo 25 de marzo las 28 turbinas Vestas de 3,6 MW para el Parque Eólico del Bicentenario. Ingresarán por Puerto Deseado, noreste de la Provincia de Santa Cruz y al sur de la amplia entrada del Golfo San Jorge.

    Segundo semestre 

    Sobre el total de las centrales que están en construcción, de acuerdo a la información del Ministerio de Energía y Minería, 11 deberán estar habilitadas comercialmente durante 2018.

    En relación a los parques eólicos, figuran Corti, con fecha programada para el 24 de junio; Achiras, en Córdoba para el 4 de octubre; y La Castellana el 20 de agosto.

    Y en lo que respecta a granjas fotovoltaicas, figuran Tinogasta para el 10 de septiembre; La Cumbre el 5 de septiembre; Saujil el 18 de septiembre; Nonogasta el 25 de octubre; Iglesia, el 25 de septiembre; Las Lomitas el 31 de agosto; Caldenes del Oeste el 2 de junio.

    Una central de biogás también inyectará este año: Ricardone, el 26 de junio.

     

    Fuente: https://www.pv-magazine-latam.com/2018/03/20/los-nombres-de-los-32-proyectos-de-energias-renovables-en-construccion-en-argentina/

     

     

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    Argentina: brilla Mendoza con 5 nuevos parques de energía solar

    La energía solar tiene un alto potencial de generación en Argentina y Mendoza esta aprovechando al máximo su potencial con la construcción de cinco parques solares

    INVERSION/ENERGIA LIMPIA XXI. Más energía solar y más empleos en Mendoza en este 2018. Con la firma del contrato, en el primer semestre de este año comenzará la construcción de los parques ubicados en General Alvear, Lavalle, La Paz, Luján de Cuyo y San Martín.
    Con la rúbrica de los contratos entre la Empresa Mendocina de Energía SA (Emesa) y Cammesa, comienzan a avanzar los plazos para la entrada en operación comercial de cada planta, que varía entre doce y treinta meses como plazos máximos. Se trata de 5 parques solares por un total de 82,5 MW en Lavalle, Luján de Cuyo, La Paz, San Martín (PASIP) y General Alvear.

    “El día de hoy cerramos un ciclo que nos acerca al inicio de las obras. Logramos que estas inversiones en energía renovable tengan en cuenta el desarrollo de una cadena de proveedores locales, que genere mano de obra y permita comenzar a concretar el nacimiento de una nueva industria para Mendoza”, comentó el subsecretario de Energía, Emilio Guiñazú. Energía Limpia XXI resalta que Mendoza no solo cuenta con excelentes recursos para las energías renovables, como la solar y la eólica, sino que las autoridades locales han sabido aprovechar las condiciones favorables del mercado y el gobierno Federal. La firma de estos contratos se enmarca en la Resolución 437-E/2017, por la cual se invitó a los titulares de los proyectos, que resultaron adjudicatarios de la rondas 1 y 1.5 del programa RenovAr, a optar por la aplicación del régimen de cómputo de componente nacional previsto por la Resolución conjunta N°1 de este Ministerio y el Ministerio de Producción.

    Se debe destacar que en promedio, los parque solares aportarán energía entre US$47,25 y US$48,75 por MW incorporado al sistema interconectado nacional.
    Hay que recordar que el parque solar de San Martín, que se ubicará dentro del Pasip, generará 1,89 MW;el de Luján de Cuyo, 1,25 MW; el de La Paz, 16 MW; el de General Alvear, 20 MW, y el de Lavalle, 20 MW. También de estos proyectos, Mendoza ya tiene en construcción cuatro pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) en los departamentos de Luján, Junín y Guaymallén; posee contrato firmado por el parque solar en Anchoris y por el parque eólico El Sosneado, en San Rafael, y espera por la firma de cinco PCH ubicadas en Maipú, Luján y Capital y dos parque solares más en Luján y Tupungato.

    FUENTE: https://energialimpiaparatodos.com/2018/03/01/argentina-consolida-potencial-con-5-nuevos-parques-de-energia-solar/

     

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    Información de Mercado

    GNC

    El GNC sigue su sendero de aumentos (y reducción de subsidios) con el objetivo 6.80 USD/MMBTU.

    A continuación el sendero previsto por el gobierno nacional:

     

     

     

     

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    Demanda Agrupada

    A continuación mostramos la evolución de los costos del gas en boca de pozo para todos los segmentos:

     

     

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    Información de Mercado

    Tarifa Social

    Tarifa Social

    Todo el análisis previo es válido para el usuario que no ha accedido a la tarifa social. Considerando estos dos últimos casos, la tarifa social abarca a 2 MM de un total aproximado de 8.1 MM de usuarios (osea, el 25%).

    Recordemos que la tarifa social representa únicamente un subsidio completo sobre el gas en boca de pozo, osea no paga el gas propiamente dicho, pero paga el transporte y la distribución. Por ende, el aumento escalonado sobre el T&D que mencionamos antes del 30%, si impacta sobre este segmento. De todas maneras, recordemos que el impacto sobre el total de la factura, considerando su peso relativo, es del 7% para el 2017.

    Industrial

    Hemos conversado de este segmento en lo que respecta a precio de gas en boca de pozo (que está desregulado), y en parte, a lo que hace a las tarifas  de transporte y distribución (que sí están reguladas por el Estado). Este sector, en el 2017 ha sufrido un ligero ajuste de precio en boca de pozo, similar a la evolución 2015-2016. Sin embargo, la sorpresa para este año, fue la Revisión Tarifaria Integral, que ajustó los valores del transporte y la distribución. En abril del 2017, el aumento para las distribuidoras Metrogas, Gas Natural Fenosa y Litoral, sobre los clientes P3 Unbundling, FD, ID y G, fue del 34%; compuesto por un 50 % de aumento de transporte y un 40% de aumento de la distribución. Lo que permitió que el impacto no fuera tan severo fue que se mantuvieron los costos de los fideicomisos, que enjuagaron el aumento.

    Sin embargo, para lo que viene del 2018, se esperan nuevos aumentos, que hemos calculado según la fórmula de la resolución y con una inflación de 1.8% mensual, del 50% para diciembre 2017 (65% transporte, 70% distribución, mismos fideicomisos); y 35% (40% transporte y 40% distribución, mismos fideicomisos) para abril 2018 -siempre comparándolos contra el período inmediato anterior al del aumento.

    A continuación exhibiremos los valores en USD/MMBTU para la factura de TRANSPORTE&DISTRIBUCIÓN&FIDEICOMISOS para los usuarios P3 unbundling, G, ID y FD, con los escalones de ajuste (los aumentos están siempre calculados versus las tarifas del 2016):

     

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    A continuación detallamos en gráficos la información expuesta en la tabla anterior para la distribuidora Metrogas:

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    Generación

    Se mantuvo el precio promedio de generación en 5.2 USD/MMBTU a partir del aumento del 2016.

     

     

    Información de Mercado

    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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