Comercialización Profesional de Energía
Guemes 4747 Piso 3 Depto E
CABA, CP 1425 Argentina
Linea directa
+5411-5199-3975

Tag: gas argentina

Latin Energy Group > Blog > gas argentina
Información de Mercado
junio 10, 20240

El ENRE modificó la normativa para usuarios electrodependientes por razón de salud: los principales cambios

El Gobierno actualizó la normativa relativa a la provisión de la Fuente Alternativa de Energía, que pueden solicitar los usuarios de Edenor y Edesur inscriptos en el Registro de Electrodependientes. Este registro permite al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) agilizar los reclamos y garantizar una respuesta rápida de las distribuidoras eléctricas ante cortes de energía. La medida se da en el marco del plan económico de ajuste del presidente Javier Milei.

Información de Mercado
junio 10, 20240

Crisis del gas: 3 datos sobre la producción, la importación y el consumo en la Argentina

  • El Gobierno nacional debió suspender este miércoles el suministro de gas a algunas industrias, estaciones de GNC y centrales termoeléctricas debido a problemas de abastecimiento por fallas en la red de distribución y demoras en la compra de gas importado.
  • El pico de producción de gas en la Argentina ocurrió en 2004. Luego, se produjo un declive que se revirtió a partir de 2015. Las importaciones se redujeron en la última década, y el GNL cobró mayor importancia que el gas comprado a Bolivia.
  • Más del 60% del gas distribuido en el país es destinado a las centrales eléctricas y la industria. El consumo residencial explicó el 24% del total consumido el año pasado.

El Gobierno nacional debió suspender este miércoles el suministro de gas a algunas industrias, estaciones de GNC y centrales termoeléctricas debido a problemas de abastecimiento por fallas en la red de distribución y demoras en la compra de gas importado.

Según informó el Ministerio de Economía, la suspensión del servicio para la demanda considerada “no prioritaria” obedeció a resguardar el abastecimiento para servicios esenciales como comercios, escuelas, hospitales y hogares. No obstante, el Gobierno señaló que la totalidad del abastecimiento se regularizará “a lo largo del día”.

En esta nota te contamos por qué se suspendió el suministro a algunos sectores, cuánto gas se produce en nuestro país, cuánto se importa y cómo se distribuye el consumo de gas en la Argentina.

 

¿Por qué se suspendió el suministro de gas?

Según informó el Gobierno nacional, la suspensión parcial del suministro de gas se debió principalmente a 3 factores: problemas en el transporte de gas dentro de la Argentina, inconvenientes administrativos que demoraron la importación de un cargamento de gas natural licuado (GNL) desde Brasil y las bajas temperaturas, que consideró “excepcional” para el mes de mayo.

En cuanto a los problemas de distribución, señaló que “hubo fallas en las plantas compresoras de San Luis y Córdoba, lo que provocó la reducción de la provisión de gas”.

Además, el Gobierno nacional alegó un “contratiempo administrativo” que impidió que un barco de la empresa estatal brasileña Petrobras descargara en el puerto de Escobar un cargamento de GNL (un tipo de gas que se transporta en estado líquido y luego se regasifica para introducir al sistema).

Según indicó la empresa estatal Energía Argentina (ENARSA), el buque se encontraba en el puerto desde el martes por la tarde, pero no inició el proceso de descarga debido a “una disconformidad del proveedor respecto a la carta de crédito, a pesar de que la misma fue emitida en los términos requeridos por el proveedor”.

Finalmente, el Gobierno indicó que se registró un aumento de la demanda debido a “las excepcionales condiciones meteorológicas del mes de mayo”, y reconoció que también existieron “demoras en las obras de infraestructura programadas por la administración anterior”.

Al respecto, Santiago Urbiztondo, economista Jefe de la Fundación FIEL y especialista en temas energéticos, señaló a Chequeado que si bien la construcción del gasoducto Néstor Kirchner aumentó en un 10% el volumen de gas transportado, quedaron pendientes obras que permitirían ampliar aún más su capacidad.

La producción de gas en el país

Como se explica en esta nota, la producción de gas en nuestro país creció casi de forma continua hasta alcanzar su pico histórico en 2004, cuando se produjeron más de 52 mil millones de metros cúbicos. Sin embargo, tras ese pico, la producción nacional de gas se redujo y en 2014 tocó su piso más bajo en más de 20 años.

 

 

A partir de 2015, la producción volvió a aumentar y, salvo caídas puntuales registradas principalmente en 2020 y 2021 (años en los que la actividad estuvo fuertemente afectada por las restricciones impuestas por la pandemia del coronavirus), continúa creciendo. En 2023, la producción total alcanzó los 48,1 mil millones de metros cúbicos.

¿Cuánto gas importa la Argentina?

Urbiztondo explicó a Chequeado que “la producción doméstica de gas alcanza y sobra para el consumo habitual, excepto en el invierno, cuando la estacionalidad del consumo es muy grande”.

El especialista señaló que la producción local de gas “alcanzaría para atender la demanda, sobre todo con los nuevos recursos de Vaca Muerta, pero falta infraestructura de transporte”. Ante este escenario nuestro país se ve obligado a importar gas en invierno.

Históricamente la Argentina importaba gas desde Bolivia, pero Urbiztondo indicó que “la capacidad de producción de gas de Bolivia se fue reduciendo”, por lo que comenzó a utilizarse como alternativa “la importación de barcos de gas licuado que se regasifican en los puertos de Bahía Blanca y de Escobar”.

 

 

De acuerdo con los datos oficiales, la importación de gas se redujo un 57% en los últimos 10 años. En 2023, además, cobró mayor importancia el peso del GNL sobre el total importado: el 52,9% provino de barcos regasificadores, mientras que el restante 47,1% fue importado desde Bolivia. En 2020, en tanto, la importación desde el país vecino había explicado el 74,5% del total.

¿Qué sectores consumen más gas?

De acuerdo con datos oficiales, más del 60% del gas que se distribuye en el país es consumido por las centrales eléctricas y la industria. 

En 2023 (último dato disponible), las centrales eléctricas consumieron 13,1 mil millones de metros cúbicos (el 32,1% del total). En tanto, a la industria se destinaron 12,8 mil millones de metros cúbicos de gas (el 31,5% del total).

 

Les siguieron el consumo residencial (al que se le destinó 9,8 mil millones de metros cúbicos, el 24,1% del total) y el GNC (utilizado como una alternativa a la nafta), que consumió 2,2 mil millones (5,5%). Completan la distribución del gas natural los comercios (3,4%); los subdistribuidores de gas (2,2%) y los entes oficiales (1,2%).

 

 

 

Fuente: https://chequeado.com/el-explicador/crisis-del-gas-3-datos-sobre-la-produccion-importacion-y-consumo-en-la-argentina/

 

 

Información de Mercado
junio 27, 20230

Cuáles son los próximos pasos para desarrollar Vaca Muerta

La finalización en tiempo récord de la obra de infraestructura más importante para el desarrollo de Vaca Muerta, el primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner, permitirá evacuar gran parte de los recursos que se encuentran en la cuenca neuquina. Para evitar nuevos cuellos de botella en la capacidad de transporte hay en carpeta – y en algunos casos en ejecución- inversiones para adecuar gasoductos y duplicar la capacidad de oleoductos existentes que demandarán más de 1700 millones de dólares sin contar la etapa II del gasoducto Néstor Kirchner, que puede costar 1500 millones de dólares.

Las operadoras coinciden en cuáles serán las obras necesarias para seguir aprovechando el potencial de los 36.000 kilómetros de esa roca que en algún momento fue un mar y contiene el segundo reservorio de gas y el cuarto de petróleo no convencional del mundo. En gas, el próximo paso es la reversión del gasoducto norte que permitirá abastecer al norte del país y convertirse en una opción para exportar a Brasil. Estratégicamente aguardan la construcción de plantas de GNL.

En petróleo la apuesta más inmediata es la de ampliar la capacidad de transporte del ducto Oldelval y de Puerto Rosales en Bahía Blanca, así como la reactivación del ducto Otasa para evacuar hacia Chile. Podrían estar listas en un periodo de tres a cinco años. “Se avanzó mucho, y con los proyectos que hay va a crecer todavía más”, celebra el ejecutivo de una de las empresas en diálogo con PáginaI12.

Dame gas

En términos estratégicos son dos los proyectos que el sector público y privado destacan como realmente significativos para el aprovechamiento del gas de Vaca Muerta: el gasoducto Néstor Kirchner para abastecimiento interno, con los beneficios de ahorro fiscal por el abaratamiento de los precios internos del gas que impacta en las tarifas, y de divisas por sustitución de importaciones, y el proyecto de tratamiento de una planta de Gas Natural Licuado (GNL) para exportar el gas con valor agregado en el país. “En términos de gas es importante que haya gasoductos, pero es estratégico que el país ponga la mirada en construir plantas de GNL. Para dar la misma discusión de lo que pasa con el litio, evitar ser exportador de commodities”, aseguran fuentes privadas a PáginaI12.

Existe un acuerdo estratégico entre la estatal YPF y la petrolera estatal de Malasia, Petronas, para desarrollar un proyecto integral de GNL que incluye la construcción de una planta. Por la magnitud de la inversión requerida – 10.000 millones de dólares, la más importante de los últimos 30 años en la matriz energética nacional- está esperando ser tratado en el Congreso un proyecto de Ley que crea el Régimen de Promoción del GNL.

Con la etapa I del gasoducto Néstor Kirchner terminada, obra financiada íntegramente por el Tesoro Nacional gracias a fondos propios y la recaudación del impuesto a las grandes fortunas, el ejecutivo busca financiamiento para el segundo tramo que permitirá llevar el gas desde Salliqueló en la provincia de Buenos Aires hasta San Jerónimo en Santa Fe. La inversión, que se calcula en más de 1500 millones de dólares, tiene primeros financistas: la pública Enarsa que ejecutó el primer tramo, destinará lo recaudado por el transporte de gas para financiar el segundo tramo. También está confirmado un aporte del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil por 689 millones para tubos y chapas de acero realizadas en ese país y podría sumarse la empresa Power China.

En lo inmediato, el próximo paso para el desarrollo del sistema de gasoductos es la reversión del gasoducto norte, una obra clave para abastecer a las provincias del noroeste afectadas por la declinación productiva del gas en Bolivia. Se trata de dar vuelta las bombas que hoy hacen presión para que el gas baje desde Bolivia y agregar algo más de caños. En los despachos oficiales calculan que la obra podría estar lista en menos de un año (ponen como fecha tentativa mayo del año que viene), y buscan financiamiento para cubrir una inversión total de 713 millones de dólares. La Cooperación Andina de Fomento (CAF), el Banco de Desarrollo de América Latina, aportará 540 millones de dólares, una parte chica de entre 70 y 80 millones los podría poner la Transportadora Gas del Norte que luego cobrará a cuenta de los recaudado por operar el ducto. El resto podría salir del Tesoro.

La importancia de la obra de reversión radica no solo en el abastecimiento interno, sino que también será importante para poder exportar gas a Brasil. “Si se quisiera exportar a corto plazo a Brasil, se podría llegar vía Bolivia a través del reversal norte”, aseguran fuentes de Energía. Transredes, la red de gasoductos de Bolivia, se encuentra muy desarrollada para la región pero muchos productores prefieren no depender de la coyuntura política del país vecino. Para la exportación a Brasil existe hoy el gasoducto A. Brasileira-Uruguayana, que se conecta con el norte y saca el gas a través de la provincia de Corrientes. Sin embargo, hacen falta obras para contactar la zona por parte de ambos países.

Petróleo

El aumento de la capacidad de transporte de petróleo es otra de las necesidades para el sector en momentos en que la producción no convencional de la cuenca alcanza mes a mes records históricos. Para evacuarlo, existen tres proyectos: la reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa), la duplicación de Oleoductos del Valle (Oldelval) y de la terminal portuaria Puerto Rosales. A largo plazo, se plantean los proyectos Vaca Muerta Norte y Sur, junto con la construcción de un puerto de aguas profundas en Río Negro para permitir la entrada de barcos con mayor capacidad de transporte de barriles.

Desde principios de mayo las principales operadoras están evacuando crudo hacia el lado del Pacífico a través del Otasa, un caño binacional de 425 kilómetros que llega a un pico de 2000 metros de altura para cruzar la Cordillera, y luego baja hasta Talcahuano en Chile. El oleoducto se construyó hace treinta años y dejó de operar en 2006, pero su rehabilitación permite sumar el transporte de unos 110.000 barriles adicionales de crudo de Vaca Muerta. En mayo las operadoras están exportando casi 3 millones de dólares diarios -entre 40 y 60 mil barriles, que es un un tercio de la capacidad del ducto-.

La empresa Oldelval, responsable del ducto que transporta el crudo de Vaca Muerta hacia las refinerías en Buenos Aires, invertirá alrededor de 750 millones de dólares para duplicar la capacidad de un caño que se encuentra saturado – incluso piensan en planes de triplicar la misma, aunque sin un proyecto concreto-. Esta obra, que podría estar terminada para el año que viene, debe complementarse con la ampliación de la terminal portuaria de Puerto Rosales Oiltanking Ebytem que se encarga de la recepción, almacenaje y bombeo del petróleo que proviene de las cuencas patagónicas. Implica una inversión de 300 millones de dólares.

Existen en carpeta, aunque más a largo plazo, otros dos proyecto para evacuar petroleo de la cuenca neuquina: la construcción de otro oleoducto que empalme con la vía con el pacífico (Vaca Muerta Norte), y otro más de fondo que es la construcción de uno nuevo hasta Punta Colorada en Río Negro, donde se proyecta construir el puerto de aguas profundas de Argentina. Un dragado de aguas profundas permitiría entrar buques que pueden cargar hasta 1 millón de barriles (el doble de los buques que hoy pueden entrar a Puerto Rosales en Bahía Blanca, desde donde se exporta el petróleo). En el sector privado estiman que en cinco años podrían estar concluidas las obras.

Fuente: https://www.pagina12.com.ar/561369-cuales-son-los-proximos-pasos-para-desarrollar-vaca-muerta

 

Información de Mercado
junio 27, 20230

Gasoducto Néstor Kirchner: sigue la apertura del caño y el gas atraviesa Río Negro

El gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPSK) sigue su habilitación parcial y por tramos, tal cual estaba previsto, y hoy se iniciará la tercera etapa de llenado. Atravesará la provincia de Río Negro para luego adentrarse de lleno en La Pampa.

En línea con el calendario oficial que fijó la empresa estatal Energía Argentina (Enarsa, exIeasa), el gasoducto comenzará a llenarse hoy con el gas de Vaca Muerta entre los kilómetros 61 al 89, proceso que culminará antes del próximo jueves 29.

La puesta en marcha de la estación de medición, la apertura de la válvula y las primeras dos etapas de llenado se realizaron con éxito. La empresa Transportadora Gas del Sur (TGS), que es la operadora del caño, avanza de manera sostenida con la puesta en operación y hasta ahora todo marchó como estaba estipulado.

La fecha para el acto de inauguración se pactó para el domingo 9 de julio y antes del acto protocolar restan tres etapas más de habilitación, sin contar con la que empieza hoy. La obra permitirá ampliar el transporte de gas en unos 11 millones de metros cúbicos por día, desde Vaca Muerta.

Gasoducto Néstor Kirchner: como sigue el cronograma de habilitación

El tercer tramo de habilitación del caño que comenzará hoy, se completará antes del jueves 29, y es que ese mismo día iniciará el llenado del cuatro tramo. A diferencia de los tres primeros tramos que se llenaron, que fueron de unos 30 kilómetros cada uno, el cuarto será más largo.

Según indicaron desde Enarsa, el próximo jueves se llenarán 56 kilómetros del caño, entre kilómetro 89 al 145.

Los último dos tramos de llenado serán el mes que viene: el primero de julio empezará el martes 4, será de 140 kilómetros y, el último, se realizará el sábado 8, y será el más largo: el gas recorrerá 285 kilómetros.

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/energia/gasoducto-nestor-kirchner-sigue-la-apertura-del-cano-y-el-gas-atraviesa-rio-negro/

 

Información de Mercado
noviembre 18, 20220

Martínez Álvarez, titular de Tenaris: “Argentina puede producir un gas competitivo, eficiente y abundante a 3 o 4 dólares por MMBTU”

El presidente de Tenaris para el Cono Sur, Javier Martínez Álvarez, se refirió al impacto global que tuvo el conflicto bélico en Ucrania. En este sentido, aseveró que “los países europeos van a buscar fuentes alternativas de abastecimiento, y frente a esto Argentina tiene la posibilidad de acompañar el problema que se le presenta a Europa y convertirlo en una oportunidad de desarrollo”.

En el análisis que realizó en el Energy Day -un evento exclusivo de EconoJournal– Martínez Álvarez exhibió que “Argentina puede producir un gas competitivo, eficiente y abundante a 3 o 4 dólares por MMBTU”. “Podemos generar un proyecto de licuefacción que nos permita exportar y así ayudar a los países europeos, pero también pensar en industrializar ese gas, generar una iniciativa de transformación industrial”, agregó.

En ese sentido sumó: “Si aprovechamos esta oportunidad que se nos presenta, solucionaríamos muchos de los problemas de divisas que tenemos como país. Es un desafío, pero existe una necesidad muy grande y se ha comprobado que el recurso de Vaca Muerta es competitivo”. “Vivimos en una zona tranquila, sin conflictos bélicos y esto ahora entra en la ecuación y resulta una ventaja. Argentina debe trasmitir credibilidad”.

En cuanto a los consensos políticos que tienen que darse para aprovechar la ventana de oportunidad que se presenta, marcó que “hay una comprensión de la política argentina y de la ciudadanía sobre cómo la energía puede contribuir al desarrollo del país”. “Vaca Muerta siguió creciendo en condiciones adversas, evidentemente tiene un potencial interesante. Este podría ser un extraordinario momento para dictar leyes”.

Proyecciones

El presidente de Tenaris para el Cono Sur afirmó que “hay dos proyectos para conectar Loma Campana con Puesto Hernández que habilitarían potencialmente la exportación de 100.000 barriles hacia Chile, sumado a que la duplicación de Oldelval agregaría 230.000 barriles, por lo cual podrían ser 350.000 barriles adicionales”. “Con esto Argentina llegaría a producir 1 millón de barriles, que darían entre 8 y 10 billones de dólares por año en exportación, y cambiaría la ecuación energética y la macroeconomía del país”.

Junto con esto planteó que “estas iniciativas tendrían que venir con un cúmulo de inversiones en Neuquén y reglas de juego claras que den previsibilidad”.

Gasoducto Néstor Kirchner y Proyecto Duplicar

Tenaris, la compañía perteneciente al Grupo Techint, tiene a su cargo la provisión de tubos con costura para el gasoducto Néstor Kirchner. Martínez Álvarez manifestó que “este proyecto es un desafío extraordinario. Lo ideal hubiera sido lanzarlo en un proceso de dos años. Estamos movilizando todos nuestros recursos para llegar a término”.

A su vez, detalló que “a las 24 horas de recibir la adjudicación y el primer pago del proyecto, estábamos dando la orden para lanzar la producción de acero y el contrato con la planta que lo lamina. Estamos fabricando los tubos en dos plantas, en la de Valentín Alsina y en otra en Brasil. Hicimos una inversión de ocho millones de dólares”. “La planta de Valentín Alsina tiene que producir un 30% arriba de lo que jamás produjo las 24 horas, durante los siete días”, precisó.

Además, contó que para esta obra, desde la compañía «contratamos a más de 300 personas, y tres cuartos de la totalidad del personal son jóvenes de la zona, que comenzaron a trabajar en la industria”.

No obstante, advirtió que “hay problemas de logística, faltan camiones. Para mover esos tubos tenemos que estar sacando un camión cada siete minutos desde nuestra planta, las 24 horas”.

De igual forma, el ejecutivo de Tenaris dio a conocer que “en paralelo se va a estar llevando a cabo un oleoducto, pero el mundo sigue siendo complejo en cuanto al abastecimiento de productos”.

Aún así destacó que, respecto a la ampliación del transporte de crudo, el proyecto de Oldelval– que permitirá ampliar la evacuación de 36.000 m3 a 72.000 m3, no ve grandes dificultades por parte de la compañía, pero sí “en el avance de la obra porque el sistema de construcción, de tendido de caños está estresado”.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2022/11/martinez-alvarez-titular-de-tenaris-argentina-puede-producir-un-gas-competitivo-eficiente-y-abundante-a-3-o-4-dolares-por-mmbtu/

 

 

Información de Mercado
diciembre 3, 20210

El fin de las ventas de gas a Argentina: construirán el ducto Néstor Kirchner

La pasada semana, el Gobierno argentino anunció una millonaria inversión para la construcción del gasoducto Néstor Kirchner que permitirá transportar gas a las provincias del norte de ese país, región que actualmente se abastece con gas boliviano.

Según el analista en hidrocarburos Álvaro Ríos, la decisión del Gobierno argentino tiene relación con la reducción de envíos por parte de Bolivia, lo cual se ha convertido en una tendencia como resultado de la caída de la producción.

El Gobierno de Alberto Fernández destinará al menos 400 millones de dólares para la construcción del gasoducto que consta de dos tramos. Las autoridades del vecino país prevén que el proyecto genere ahorros anuales totales de 2.690 millones de dólares.

En opinión de Ríos, el Gobierno argentino optó por hacer un enorme esfuerzo económico para concretar la construcción del gasoducto y, de ese modo, evitar la fuga de dólares en la importación de GNL y fuel oil.

Además, el analista considera que las autoridades argentinas apuraron la decisión de construir el gasoducto a raíz del incumplimiento por parte de Bolivia en los envíos de gas de exportación, que durante el mes de octubre no superaron los volúmenes mínimos acordados.

“Bolivia les puede enviar cada vez menos gas. Yo estimo que el próximo año no vamos a poder enviar más de 7 u 8 millones de metros cúbicos día (MMm3d) y el subsiguiente año será 6 o 5 MMm3d”, dijo Ríos.

Asimismo, mencionó que los volúmenes de gas que Bolivia dejará de exportar a en los próximos años a Argentina pueden ser tomados por Brasil.

Según datos de YPFB, actualmente la producción de gas natural en Bolivia es de 45 MMm3d.

Foro busca reducir importaciones

El Foro de Biocombustibles, que se desarrollará hoy en Santa Cruz, posibilitará la búsqueda de alternativas para identificar las potencialidades que tiene Bolivia para elaborar ese tipo de carburantes y reducir la importación de diésel y gasolina, lo que permitirá al Estado ahorrar en gastos de subvención, informó el vocero YPFB, Juan Carlos Ortiz.

“El foro surge por la necesidad de reducir la alta erogación de divisas y los crecientes subsidios por la importación de diésel y gasolina en el país. A la fecha, importamos 2/3 del consumo total de diésel y gasolina, que representa alrededor de 1.500 millones de dólares al año de subvención, es una cantidad significativa porque representa poco más del 15 por ciento de las importaciones totales del país”, explicó Ortiz.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20211203/fin-ventas-gas-argentina-construiran-ducto-nestor-kirchner

 

 

 

Información de Mercado
octubre 6, 20210

Argentina ahora vende gas a Chile y Brasil

Argentina está ahora en condiciones de vender gas a los vecinos Chile y Brasil gracias al Plan de Gas y al potencial de Vaca Muerta, se anunció.

De hecho, ha estado sucediendo desde el viernes pasado. El nuevo estado de cosas permite que Argentina aproveche la actual crisis energética, que Argentina puede ahora aprovechar mientras los precios alcanzan los US $ 30 por millón de BTU en Europa y Asia.

Al mismo tiempo, el costo de la electricidad en Argentina ronda los US $ 70 el megavatio-hora, mientras que en Europa ha alcanzado los US $ 200, “un nivel inalcanzable para Argentina, sin generar una crisis económica” de proporciones desconocidas, explicó el Secretario de Energía, Darío Martínez.

“Los subsidios a la electricidad se dispararían hasta alcanzar los 18.000 millones de dólares y el costo de la energía para la industria casi se cuadruplicaría, generando quiebras y paralización de la actividad. Y si se tuviera la intención de transferir esos costos a la gente, las facturas deberían multiplicarse por siete”, lo que absorbería una gran parte de los ingresos de los hogares, según el funcionario.

La firma estatal Integración Energética Argentina (Ieasa, antes Enarsa) también cerró un acuerdo de exportación de gas con Brasil, un país muy necesitado de energía debido a la sequía y la falta de agua en las represas hidroeléctricas, que representan el 62%. de su producción eléctrica.

La operación será compleja y permitirá valorar el buque regasificador instalado en el puerto de Escobar.

La ex Enarsa importará Gas Natural Licuado (GNL), lo regasificará y lo inyectará para consumo de la termoeléctrica Ámbar Uruguaiana, que el grupo brasileño J&F Investimentos compró a la argentina Saesa.

Fuente https://es.mercopress.com/2021/10/06/argentina-ahora-vende-gas-a-chile-y-brasil
Información de Mercado
julio 21, 20210

¿Vuelve a crecer la producción de gas en Argentina?

Las señales del número de etapas de fractura de los meses de mayo y junio fueron superiores en un 70% a las de su pico histórico (julio 2019).

“El índice de fracturación es directamente proporcional al crecimiento de la producción y su efecto comenzará a plasmarse en dos o tres meses, si continuamos con esta tendencia”, explica Roberto Carnicer, director del Área Energía de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral.

En esta edición del informe se incluyen, además, dos artículos de profesores de otras áreas vinculadas al sector: “Información Legal y Regulatoria”, de Francisco Romano (Facultad de Derecho), y un “Panorama Monetario”, de Federico de Cristo (Facultad de Ciencias Empresariales). Y como novedad, se entrega un apartado con todo el análisis de la demanda de hidrocarburos y energía de Brasil.

Una vez más, la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral entrega el informe de producción de petróleo y gas en el país, que trabaja junto con la empresa HUB Energía y cuenta, además, con la colaboración de alumnos de la Facultad para su elaboración. Así proporcionan los resultados del crecimiento de la producción de Gas Natural No Convencional y el estado de situación de la comercialización internacional de Gas Natural Licuado (GNL), incluyendo datos de precios internacionales de crudo y de gas natural.

Las señales del número de etapas de fractura de los meses de mayo y junio fueron superiores en un 70% a las de su pico histórico (julio 2019). Según Roberto Carnicer, director del Área Energía de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, el índice de fracturación “es directamente proporcional al crecimiento de la producción y su efecto comenzará a plasmarse en dos o tres meses, si continuamos con esta tendencia”.

Carnicer repasó los aspectos centrales a los que se debe la evolución de la producción en este último tiempo:

-“¿A qué podemos atribuir esta posible y rápida recuperación? Principalmente, al Plan Gas.Ar y al haber definido un precio de gas en boca de pozo en dólares y de largo plazo (al menos 4 años) que surge de una subasta para abastecer el 70% de la demanda argentina. Donde el Estado responde per sé ante la necesidad de subsidiar el precio a la demanda”.

-“¿Cuál es el mayor temor? Su incumplimiento. ¿Cuál es su mayor reaseguro? Que si se deja de fracturar se cae la producción”.

-“Una señal de previsibilidad implica una inmediata recuperación. La Argentina, necesita identificar su objetivo energético y planificar para evidenciar los medios para su concreción”.

-“La mezquindad de nuestra dirigencia política, sustentada en pensamientos maquiavélicos, se manifiesta en períodos pre-electorales, dejando de cumplir con su obligación de servir a quienes democráticamente les han transferido su poder. Esperemos que, en este período, se manifieste la responsabilidad de nuestros dirigentes en la redacción de leyes que permitan planificar el crecimiento energético”.

-“Actualmente, está en análisis la redacción de una ley de promoción de inversiones hidrocarburíferas. Los temas más difíciles de definir son: el precio del gas y petróleo para el mercado interno; la libre disponibilidad de la producción (abastecimiento interno); la libre disponibilidad de las divisas y la estabilidad fiscal. Pero si analizamos la historia, los problemas que surgen provienen de los errores de la economía, y especialmente en no tener moneda estable. El precio de gas y del petróleo para el mercado interno es un problema por nuestras devaluaciones de moneda, como transferir al consumidor el precio de un commodity”.

-“La libre disponibilidad de la producción para exportar es un problema por la exigencia de abastecer el mercado interno: porque el precio para el mercado interno podría ser fuertemente más bajo por no tener una moneda estable”.

-“La libre disponibilidad de las divisas también es, entre otros, un problema de moneda. Al tener doble tasa de cambio, los ingresos si pudieran ser convertidos en dólares, ¿a qué tasa se convertirían?”.

-“La discusión de la ley de promoción de inversiones nos permite poner en blanco y negro e identificar nuestra realidad de incumplimientos, que casi se han convertido en estructurales por su habitualidad -muchos de ellos ajenos al sector- y que, lamentablemente, podrían superar a la ley en sí misma. Pero la nueva ley debe ser viable, y respetar su viabilidad en el tiempo”.

-“En resumen, el ejemplo de un decreto que establece reglas claras y que se respete obtiene sus frutos. Esperemos que la nueva ley responda a estos criterios. Recordemos que el país necesita definir qué objetivo energético pretendemos para el mediano y largo plazo, establecer su planificación, y legislar para su concreción”.

PRODUCCIÓN DE GAS

Entre algunos de los principales datos que proporciona el informe laborado por el área de Energía de la Facultad de Ingeniería, se destacan los siguientes en cuanto a la producción de Gas Natural:

  • La producción total país de gas en mayo 2021 fue de 121,25 MMm3/día, presentando un 3% menos respecto del mismo mes del 2020.
  • La producción no convencional total país en mayo 2021 fue de 54,40 MMm3/d, presentando un incremento del 3% respecto al mismo mes del 2020 y representa el 44,86% del total país.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
Respecto a la evolución de la producción de petróleo, el informe indica:

-La producción de petróleo total país en mayo fue de 81,44 Mil m3/día, presentando 13% más respecto del mismo mes del 2020.

-La producción de Petróleo no convencional total país en mayo 2021 fue de 24,35 Mm3/d, presentando un aumento del 56% respecto al mismo mes del 2020 y representa el 29,9% del total país.

 

 

 

Fuente: https://economis.com.ar/vuelve-a-crecer-la-produccion-de-gas-en-argentina/

 

Información de Mercado
febrero 23, 20210

Argentina lanzará segunda licitación por gas natural

Argentina se apresta a lanzar la segunda licitación correspondiente al Plan Gas 4 para incrementar la producción de gas natural durante el invierno austral y reducir los volúmenes de GNL importado.

Con ello, la Secretaría de Energía busca evitar un mayor drenaje de las escasas reservas de libre disponibilidad con las que cuenta el Banco Central.

“Esta segunda ronda tiene por objeto básicamente obtener el mayor volumen posible de gas argentino para el pico invernal para ahorrar la mayor cantidad de gas importado posible, generando simultáneamente un ahorro de divisas y una disminución del costo fiscal”, señaló el titular de la cartera, Darío Martínez, en un comunicado.

El objetivo del gobierno es utilizar la licitación que realizará la estatal mayorista de electricidad, Cammesa, por orden y cuenta de energética estatal Ieasa, para intentar incentivar la producción entre mayo y septiembre mediante el subsidio del precio, lo que le resultaría más barato que las importaciones, que cuestan al menos US$2 por millón de BTU (MBTU).

De esta forma, buscará cubrir con producción local parte de la brecha de 24,8 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) que surge entre los 134M3/d que estima será la demanda durante este año y los 109Mm3/d que espera generar el país, incluida la primera ronda del Plan Gas 4.

Según los pliegos de la licitación, las empresas deben suministrar 3,50Mm3/d en mayo, 12,5Mm3/d en junio, 17,6Mm3/d en julio, 10,4Mm3/d en agosto y 3,21Mm3/d en septiembre desde la cuenca Neuquina. De la cuenca Austral deberían provenir 6,01Mm3/d en mayo, 8,46Mm3/d en junio y en julio, 8,72Mm3/d en agosto y 6,00Mm3/d en septiembre.

Sin embargo, la Secretaría de Energía advierte que los volúmenes de mayo podrían quedar vacantes, dada la cercanía que existe entre la fecha de adjudicación y la estipulada de entrega.

A su vez, las compañías deberán detallar mes a mes su capacidad de suministro para estos cuatro años, con la salvedad de que los volúmenes totales en millones de metros cúbicos que ofrezcan entre 2022 y 2024 no podrán superar en más de un 20% a los de 2021, ni ser inferiores en junio, julio y agosto a los de mayo y septiembre.

Las compañías interesadas tienen hasta el 24 de febrero para realizar consultas y hasta el 2 de marzo para presentar sus ofertas. Los sobres se abrirán ese mismo día y al siguiente se realizarán las vistas de las propuestas entregadas. Una comisión evaluadora se tomará hasta el 5 de marzo para analizar la documentación y se adjudicarán los contratos el 10 del mismo mes.

El gobierno planea pagar hasta US$3,50/MBTU por la diferencia entre los montos que oferten las empresas y el promedio que se abone para cubrir las tarifas.

Para esta nueva convocatoria, la Secretaría de Energía estableció que las compañías deberán proponer un precio igual o inferior al del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) estipulado en la licitación del 29 de diciembre, multiplicado por un coeficiente de 1,30.

La primera ronda fracasó en su intento de conseguir los volúmenes que se necesitarían para el invierno, ya que tan solo se recibieron tres propuestas —de Total Austral, YPF y Tecpetrol—por total de 3,60Mm3/d a un promedio de US$3,58/MBTU.

Una primera prueba del comportamiento de los precios en el mercado nacional se realizará durante el concurso que realizará Cammesa el 24 de febrero para el aprovisionamiento correspondiente a marzo.

Por el momento, el gobierno no ha podido incrementar la producción de gas natural, ya que en enero esta cayó 11,5% a 115Mm3/d frente a los 130Mm3/d alcanzados en el mismo mes del año anterior, pese al programa de incentivos Plan Gas, según la Secretaría de Energía.

La contracción no hace más que continuar con la tendencia que mostró el país en 2020, cuando la generación del gas se redujo 8,45% a los niveles de 2017. La producción llegó a 124Mm3/d en comparación con los 135Mm3/d de 2019.

Para cubrir la brecha invernal, Argentina importa gas desde Bolivia, quien será la encargada de proveerle al menos 14Mm3/d durante el invierno y 10Mm3/d el resto de los meses, según la quinta adenda del convenio de venta de fines del año pasado.

“Tomaremos todas las decisiones necesarias para compensar de la mejor forma posible el declino de la producción boliviana, la baja hidraulicidad de nuestras cuencas y el empalme del declino de la producción nacional con la puesta en marcha del Plan Gas”, explicó Martínez.

El resto será cubierto con la importación de GNL que arribe a los puertos de Escobar y Bahía Blanca. Para esto, Ieasa —a través de YPF— convocará una licitación internacional con el fin de contratar un barco regasificador entre el 1 de junio y el 31 de agosto.

El año pasado, la energética estatal compró un promedio anualizado de 4,45Mm3/d en 31 embarques que llegaron al puerto del noreste de la provincia de Buenos Aires, para los que desembolsó US$189 millones.

Esta cifra podría multiplicarse en 2021, ya que el año pasado hubo una caída del consumo por la cuarentena impuesta por el gobierno, a lo que se suma el colapso del precio del GNL al desplomarse la demanda mundial.

Para este año, el mercado espera valores en torno a los US$5,50/MBTU, a los que hay que sumarle un incremento de los costos del barco regasificador que deberá atracar en el puerto de Bahía Blanca,

 

 

fuente: https://www.bnamericas.com/es/noticias/argentina-lanzara-segunda-licitacion-por-gas-natural

 

 

 

 

 

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com
septiembre 2, 20200

Desarrollan una batería para celulares que podría durar años

Una empresa californiana anunció un diseño conformado por nanodiamantes que mejoraría no solo el rendimiento de los dispositivos móviles. La empresa NBD, con sede en el estado norteamericano de California, reveló este martes el desarrollo de las baterías de nanodiamantes (NDB, según sus siglas en inglés) que podrían durar años en un dispositivo móvil. NBD es una batería voltaica alfa, beta y neutrónica basada en diamantes a partir de residuos nucleares reciclados que ofrecen una “energía verde y de por vida al dispositivo”. “NBD es una solución segura, de alta potencia, ecológica y versátil para la creciente demanda de energía”, indica la compañía en […]

La entrada Desarrollan una batería para celulares que podría durar años se publicó primero en RunRún energético.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado
septiembre 2, 20200

Martinez encaró gestión: Gobernadores, Barril Criollo, Plan Gas, y un acuerdo para Vaca Muerta.

Por Santiago Magrone

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, encaró su gestión atendiendo una agenda de temas que requieren definiciones en los próximos días y para cuya resolución está en consulta con gobernadores, empresarios y sindicalistas del sector, según sea el caso.

Esto, mientras termina de definir quienes lo secundarán en la tarea diaria al frente de las subsecretarías (de Energía Eléctrica y de Combustibles) y en las Direcciones nacionales específicas.

En lo que va de la semana mantuvo contactos con varios gobernadores, entre ellos los de La Pampa, Rio Negro, Santa Cruz y Neuquén. Aunque tienen temas en común, sobre todo en el rubro hidrocarburos, cada una tiene su agenda energética en otros rubros. También se contactó con representantes de empresas petroleras, con YPF a la cabeza.

Uno de los temas en consideración es el de la continuidad o no del esquema del Barril Criollo, para la comercialización de crudo entre productoras y refinadoras locales, atendiendo con ello además los ingresos por regalías para las provincias petroleras.

El precio de dicho barril fue establecido temporalmente en 45 dólares y su vigencia perduraría hasta el caso en que el crudo Brent, tomado como referencia, alcanzara o superara ése precio y se mantuviera estable durante diez días consecutivos. Esto es lo que ocurrió y ahora el Brent se ubica entre 45 y 46 dólares el barril, con destino incierto.

Pero el esquema también establece una revisión trimestral del precio sostén, de modo que no debería descartarse su continuidad.

De esta discusión con Nación participan gobiernos provinciales y empresas, aunque los gremios petroleros también están atentos a las decisiones por el interés de preservar niveles de actividad y de empleos.

Energía depende ahora del ministerio de Economía, cartera a cargo de Martín Guzman que deberá considerar también el costo fiscal de la puesta en práctica de otro esquema en discusión,  heredado del ministerio de Desarrollo Productivo, para promover la producción de gas en yacimientos convencionales de todas las cuencas, y en el reservorio no convencional Vaca Muerta, de la Cuenca Neuquina.

“El Secretario está a trabajando en este tema para terminar de delinear el Plan” indicaron fuentes consultadas por E&N. En manos de Matías Kulfas fue diseñado para un periodo de cuatro años (hasta el 2024), con subsidios aplicados contra compromisos de inversión y de producción por cuencas.

El objetivo es contar con volúmenes de gas suficientes en el invierno 2021 para minimizar importaciones,  satisfacer una demanda interna que se espera crezca conforme se reactive la economía productiva, y contar con saldos exportables a países limítrofes.

La semana pasada, el Secretario de Energía fue recibido en Olivos por el Presidente Alberto Fernández quien remarcó “la importancia de que las definiciones en materia energética incluyan una visión federal y de desarrollo”, resaltando “la necesidad de que haya un seguimiento de gestión y políticas desde el territorio”. En ese sentido, se confirmó que la Secretaria tendrá su sede central en el edificio de Hacienda y un asiento en Neuquén, provincia de la cual, además, es políticamente oriundo Martinez.

Tras dicha reunión, Martínez (ex presidente de la Comisión de Energía en Diputados) expresó su coincidencia con el Presidente “en la necesidad de armonizar los distintos intereses de los actores del sector, conscientes plenamente del mandato político y socioeconómico que tenemos. Transitaremos, el camino del diálogo para potenciar el trabajo conjunto y colectivo tras los objetivos que nos planteamos”, manifestó.

En este contexto cabe mencionar que Martínez también se abocó a realizar gestiones en procura de un acuerdo entre las empresas productoras y los gremios del sector, particularmente el Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, La Pampa y Rio Negro, que dirige Guillermo Pereyra, para preservar niveles de actividad y de empleos en dicha cuenca.

A tal efecto quedó conformada una mesa de trabajo integrada por varias operadoras entre las que se cuentan YPF, PAE, Tecpetrol, Vista, el gremio que dirige Guillermo Pereyra, y representantes del gobierno provincial neuquino.

En un contexto internacional de bajos precios para el petróleo y el gas natural, de abundancia de oferta y de menor demanda por la caída de la actividad económica mundial a consecuencia de la Pandemia del Covid-19,  en la mesa de discusión está planteado el interrogante sobre las chances de reactivar la producción en Vaca Muerta: Inversiones, precios, subsidios, empleos, condiciones laborales y salariales son las claves en procura de una solución, al menos transitoria, hacia un escenario que podrá mejorar para el sector si se avanza hacia la reactivación general.

Ya está circulando un borrador y se estima que dicho acuerdo será formalizado en los próximos días.

Información de Mercado
agosto 6, 20200

Guillermo Nielsen: “Necesitamos seguir produciendo petróleo y gas en la Argentina”

El presidente de YPF, Guillermo Nielsen, sostuvo que “necesitamos seguir produciendo petróleo y gas en la Argentina y eso tiene ciertos requisitos”.

“El sector energético necesita valores para invertir y seguir produciendo, porque YPF, que es el gran productor de petróleo y gas de la Argentina, se financia con el precio del surtidor, de lo que produce. Hay que evitar lo que pasó en años anteriores: si no podemos invertir terminamos importando petróleo y gas. Es una frazada corta, muy difícil de optimizar”, dijo Nielsen en declaraciones a Radio 10.

“Se necesitan inversiones todos los años para seguir abasteciendo el mercado de gas y de petróleo”, afirmó y agregó que “si no podemos invertir terminamos importando petróleo y gas. Es una frazada corta, muy difícil de optimizar”.

 

Fuente https://www.ambito.com/economia/ypf/guillermo-nielsen-necesitamos-seguir-produciendo-petroleo-y-gas-la-argentina-n5122581

 

 

Información de Mercado
julio 28, 20200

Argentina elevó la importación de gas de Bolivia

El volumen de gas natural que desde Integración Energética Argentina (Ieasa), la ex Enarsa, se importa desde Bolivia se incrementó desde fines del mes pasado por encima del valor máximo fijado para esta época del año por la actual adenda del contrato.

De acuerdo al texto, entre junio y agosto el compromiso de entrega es de 18 millones de metros cúbicos por día. Sin embargo desde el 25 de junio la inyección que realiza YPFB ha sido superior, con un promedio de 19,5 millones de metros cúbicos a diario.

Este gas extra que ingresa desde el Altiplano responde en gran medida al incremento en la demanda que marcaron las olas de frío que han afectado al país en los últimos días, pero también refleja la caída en la producción nacional de gas.

La inyección extra de gas está prevista en la cuarta adenda del contrato con Bolivia y fija pros y contra para el país.

En el caso positivo, el acuerdo marca que ese gas adicional se cobrará a razón de un plus de 80 centavos de dólar sobre el valor del gas natural licuado (GNL) importado por Ieasa.

Esto es una ventaja dado que el valor internacional del GNL descendió drásticamente en los últimos meses y permitió a la ex Enarsa adquirir los cargamentos de este año al precio más bajo desde el inicio de las importaciones, a un valor promedio de 2,87 dólares por millón de BTU

Pero hay un punto en contra del país. Es que si las inyecciones adicionales superan durante los cinco meses que el contrato define como invierno, que van de mayo a septiembre, los 45 millones de metros cúbicos, Argentina debe entregar como compensación un avión de fabricación militar al gobierno boliviano.

De momento, con un poco menos de un mes de inyecciones adicionales, el volumen extra que ha recibido Argentina permanece por debajo de este nivel de exigencia, pero podría ser todo un problema si, tal como ocurrió el año pasado, las importaciones adicionales se extienden por más tiempo.

Esta llamativa cláusula de la adenda se activó el año pasado y desde el gobierno que entonces comandaba Evo Morales se reclamó a Argentina el cumplimiento de la prenda: un avión Pampa III, construido en la Fábrica Argentina de Aviones Militares (Fadea).

La entrega en cuestión no se realizó dado que si bien los Pampa III son fabricados en Córdoba los planos de estos aviones son israelíes y desde ese país se negó a Argentina la posibilidad de entregarle un avión de su diseño a Bolivia.

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/argentina-elevo-la-importacion-de-gas-de-bolivia-1434099/

 

 

 

 

Información de Mercado
mayo 11, 20200

La crisis golpea a la industria del gas: principal transportadora del país sufre el corte de la cadena de pagos

Si bien en lo que va del año lleva acumulada una ganancia por $3.401 millones, Transportadora de Gas del Sur (TGS), sufre una fuerte caída de ingresos por menores ventas en los segmentos de comercialización y transporte.

Propiedad del grupo Pampa Energía que controla el empresario Marcelo Mindlin, la compañía advierte que su operatoria se encuentra afectada por un clima de volatilidad e incertidumbre “sin precedentes” que hicieron que los precios de los commodities y los mercados bursátiles sufrieran importantes caídas”.

De hecho, la excepcional situación en la cual se encuentra desarrollando sus actividades en el mercado petrolero luego del impacto de la pandemia del Covid-19 en el sector la obligó a efectuar ajustes necesarios para garantizar la continuidad de sus operaciones.

“El brote de COVID-19 provocó un colapso global en la demanda de productos y servicios como consecuencia de las medidas adoptadas por los países para detener la propagación de la enfermedad”, aseguran los ejecutivos de TGS en un documento enviado a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires para dar a conocer los resultados de su primer balance trimestral de este año.

Según el informe, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la empresa muestran haber sido afectados por mayores atrasos en la cobranza de las facturas de sus principales clientes de transporte de gas natural y también por la caída de las ventas debido al abrupto derrumbe de los precios de referencia internacionales.

Si bien el transporte de gas natural está incluído dentro de los servicios esenciales, en su balance trimestral TGS reporta una utilidad neta de $3.401 millones, contra una de $3.546 millones del primer trimestre del 2 0 19.

Es decir, $145 millones menos, variación que principalmente se debe a menores ingresos por ventas, mayores cargos por depreciaciones, entre otros factores.

En este marco, desde TGS se estima que la economía mundial y la Argentina enfrentarán un importante escenario recesivo que afectará sus operaciones y su situación financiera.

Con el objetivo de mitigar ese impacto y garantizar la continuidad de sus actividades, la transportadora resolvió poner en marcha un plan de urgencia basado en:

• Adoptar las medidas provistas por el Gobierno para garantizar la salud de su personal y de las comunidades donde lleva a cabo susactividades.

• Reducir las inversiones de capital y los gastos operativos y administrativos , sin afectar las tareas de seguridad que le permiten operar el sistema de gasoductos.

• Implementar todas las medidas de s alud pública necesarias para para hacer viable la operación en el Complejo Cerri.

• Suspender la ejecución de obras que no afectan la integridad del sistema de gasoductos.

• Llevar a cabo un control diario más exhaustivo de la evolución del flujo del efectivo a para optimizar s u uso y proteger el valor.

De manera adicional, TGS continúa efectuando erogaciones de fondos por $2 .7 42 millones en bienes de capital para continuar operando su sistema de gasoductos y finalizar las inversiones en el área de Vaca Muerta. También mantiene su plan de recompra de acciones propias aprobado durante el año pasado y por el cual ya gastó $1 .3 73 millones.

“Considerando nuestra posición financiera actual y las medidas tomadas anteriormente, estimamos contar con los recursos suficientes para satisfacer nuestras necesidades actuales de capital de trabajo y pagar nuestra deuda financiera de corto plazo sin tener que recurrir a fuentes externas de financiamiento”, se sostiene en el documento.

Pero a pesar de estas medidas, sus ejecutivos consideran que la escala y duración de este inestable escenario siguen siendo inciertas y podrían continuar afectando los resultados de sus operaciones, flujo de caja y condición financiera, “lo que dependerá de la gravedad d e la emergencia de salud y el éxito de las medidas gubernamentales tomadas o las que puedan tomarse en el futuro”.

Mientras tanto, entre enero y marzo pasado la empresa reportó ventas totales por $12.121 millones en comparación con los $13.675 millones obtenidos en igual período del año pasado, representando una disminución de $1.554 millones.

En el caso de los ingresos en el segmento de transporte de gas natural, se lograron principalmente de contratos en firme, y representaron un 4 4% y 43% del total de los ingresos por ventas netas, respectivamente.

En el caso de los volúmenes totales despachados registraron una caída del 6% o 17.558 toneladas respecto del primer trimestre del 2019 debido a las menores cantidades exportadas de propano y butano. Este efecto fue parcialmente compensado por mayores volúmenes de butano destinados al mercado local y de gasolina natural exportados.

Con respecto a su deuda financiera neta, ascendió a $23.963 millones mientras que a fin del año pasado llegaba a $24.443 millones, en ambos casos totamente denominada en dólares.

Por su parte los fondos aplicados a las actividades de inversión as cendieron a $8.325 millones, reflejando un aumento de $3 .445 millones respecto de igual período del año pasado, principalment debido a los mayores pagos para adquirir colocaciones de fondos no consideradas equivalentes de efectivo.

 

 

Fuente: https://www.iprofesional.com/negocios/315894-gas-en-crisis-mayor-transportadora-sufre-caida-de-ingresos

 

Información de Mercado
abril 28, 20200

Subasta argentina de gas natural para generación arroja precios récord

El administrador del mercado mayorista argentino, Cammesa, adjudicó a través de la plataforma en línea Megsa contratos interrumpibles de gas por 63 millones de metros cúbicos (Mm3) a un precio mínimo récord de US$1,67 por millón de BTU (MBTU) para abastecer a generadoras eléctricas durante mayo.

La mayor parte del suministro quedará a cargo de las provincias de Tierra del Fuego y Neuquén, pero también de Chubut y Santa Cruz, provincias en la cuenca Noroeste.

Como informó BNamericas anteriormente, la subasta arrojó un precio máximo de US$2,67/MBTU para el gas producido en la provincia de Neuquén, US$2,55/MBTU para el gas de Chubut, US$2,31/MBTU para el gas de Tierra del Fuego y US$2,36/MBTU para el gas de la provincia de Santa Cruz.

Sorprendentemente, el precio promedio adjudicado a boca de pozo (sin costos de transporte) fue menor que el precio promedio de la licitación de suministro de abril (US$1,76/MBTU). Normalmente, la demanda interna y los precios aumentan en mayo, en comparación con el período octubre-abril.

La caída de los precios podría estar vinculada a la cuarentena nacional, que ha deprimido la demanda de electricidad y gas natural. Las proyecciones de menor producción industrial y menor demanda eléctrica se mantendrán mientras continúen las medidas de confinamiento, lo que a su vez reduce la demanda de gas natural.

Los precios del gas argentino han estado cayendo sostenidamente durante el último año, principalmente debido a la sobreoferta interna en los meses no invernales. En respuesta, los productores han anunciado recortes de inversión con miras a bajar la producción durante el año.

Sin embargo, el sector de gas natural no se ha visto tan afectado como el petrolero, donde la demanda se ha contraído por la baja en el tráfico de vehículos y aviones. Las existencias de petróleo han aumentado tanto que tres grandes refinerías detuvieron sus operaciones porque se quedaron sin espacio de almacenamiento.

La refinería Plaza Huincul de YPF, que procesa la producción no convencional de la formación Vaca Muerta; la refinería Dock Sud de la filial Raízen de Shell; y la planta Campo Durán de Refinor en la provincia de Salta, empresa mixta entre YPF, Pampa Energía y Pluspetrol, han suspendido la producción hasta que puedan despachar sus inventarios, informa la prensa local.

SUMINISTRO DE GAS EN MAYO

Argentina mantiene un contrato de suministro con Bolivia. Las importaciones de gas complementarían la producción local para cubrir la demanda de invierno, ya que los volúmenes despachados aumentan a partir de mayo. Los precios extremadamente bajos de la subasta de Cammesa sugieren que las empresas creen que habrá sobreoferta durante el mes. Por lo tanto, los actores del sector tendrán que trabajar más para vender su gas en ese contexto.

En marzo, Argentina contrató 11 cargamentos de GNL a través de la energética estatal Ieasa. Del total, 10 fueron adjudicados a Trafigura, que tiene un acuerdo con Qatar Gas para cubrir sus compromisos, y un despacho fue asignado a la francesa Total, según la prensa local.

El primer envío, que debe realizarse la primera semana de mayo, influirá en el volumen de gas disponible durante ese mes.

Ieasa adjudicó precios históricamente bajos en dicha licitación, en la que las ofertas ganadoras oscilaron entre US$2,9 y US$3,4 por MBTU. El año pasado, los precios promediaron US$6/MBTU.

La menor demanda esperada a nivel mundial, combinada con la crisis internacional del precio del petróleo, ha ejercido presiones a la baja sobre el precio del GNL, cuyos productores la han tenido difícil para encontrar compradores y evitar la sobreoferta.

 

Fuente: https://www.bnamericas.com/es/noticias/subasta-argentina-de-generacion-a-gas-natural-arroja-precios-record

 

 

 

 

Información de Mercado
agosto 15, 20190

Según YPFB, el país tiene 900 TCF de gas no convencional

A YPFB no le inquieta que Argentina o Brasil aumenten su producción de gas natural. El presidente de la petrolera estatal, Óscar Barriga, reveló que el país tiene 900 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas no convencional y al menos 130 TCF de gas convencional que están a la espera de ser adjudicadas para su explotación en los próximos años.

“Identificamos nuevos prospectos exploratorios y lo único que debemos hacer es garantizar que las inversiones en exploración mantengan el ritmo, eso hace que el recurso natural se convierta en reservas y después en producción”, sostuvo Barriga.

Según el ejecutivo, el gas no convencional estaría en la zona denominada Chaco TAC, donde no se ha realizado todavía la perforación exploratoria. El otro prospecto exploratorio identificado está en la Cuenca Madre de Dios, entre los departamentos de Pando, Beni y La Paz.

“Ya están identificados y en los próximos meses, a través de convenios de estudio y posteriormente contratos de servicios petroleros, vamos a tener los primeros pozos en áreas que no son tradicionales”, afirmó Barriga.

 

 

Fuente: https://www.google.com/search?q=gas+argentina&tbm=nws&ei=eVZVXammKvK75OUP3MeM0AU&start=20&sa=N&ved=0ahUKEwjpxom29oTkAhXyHbkGHdwjA1o4ChDw0wMIYQ&biw=1920&bih=969&dpr=1

 

 

Captura11

 

 

 

 

 

Información de Mercado
agosto 15, 20190

Prevén posible incumplimiento de contratos de venta de gas con Argentina

La Gobernación tarijeña anunció que la caída del peso argentino podría afectar el acuerdo contractual de venta de gas.

En el caso de Bolivia, existe un contrato vigente con Argentina por la exportación de gas hasta finales del año 2020.

“Podríamos tener algún tipo de problema para el cumplimiento de lo que está estipulado en el contrato, primero con los volúmenes de exportación y segundo con el precio”, aseveró el secretario de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, Freddy Castrillo.

El funcionario explicó que la preocupación acerca del contrato firmado con Argentina, se sitúa en torno a su ejecución.

El efecto económico repercutiría en los ingresos percibidos por Bolivia en materia de hidrocarburos, y a su vez, en el departamento de Tarija, tomando en cuenta que gran parte de los recursos que ingresan, provienen de la venta de este recurso natural.

El analista en hidrocarburos, Gabriel Gaite Úzqueda, afirmó que Argentina accedió al financiamiento de organismos internaciones para no sufrir una depresión económica de mayores proporciones.

“Ellos tienen unas buenas reserva, el Fondo Monetario Internacional (FMI) les otorgó un crédito de $us 50 mil millones, tienen un colchón económico”, aseguró

 

 

 

 

 

Fuente: https://www.elperiodico-digital.com/2019/08/15/preven-posible-incumplimiento-de-contratos-de-venta-de-gas-con-argentina/

 

Captura