20/02/2019

Las idas y venidas del Gobierno en el área que maneja Lopetegui demoran un proyecto del Ejecutivo azteca. 

Una inversión mexicana de 2.500 millones de dólares se encuentra paralizada y al borde del naufragio por las idas y vueltas del Gobierno nacional en el área de Energía, asegura el sitio La Política Online (LPO).
El proyecto en cuestión estipula la construcción de dos centrales de ciclo combinado y una terminal de gas natural licuado y es llevado adelante por el gobierno de México.
La iniciativa fue desarrollada por el Consorcio mexicano liderado por la empresa de energía estatal CFE, con costos un 40% menores a los precios que actualmente paga la Argentina y con tecnología de punta y se encuentra en análisis de las autoridades del área de energía argentina desde comienzos de 2017, afirma LPO.
Sin embargo, fuentes cercanas a las negociaciones revelaron que desde hace meses el proyecto circula por despachos oficiales sin que se terminen las aprobaciones formales por lo que la inversión corre peligro. Furiosos por las demoras, los mexicanos están pensando en retirarse.
Según LPO el proyecto contaba con la aprobación del ex ministro Juan José Aranguren, a quien luego sucedió Javier Iguacel quien, a su vez, fue reemplazado en diciembre por Gustavo Lopetegui. Es una obra que se encuentra enmarcada en la Resolución 420-E/2016 de Cammesa y dentro del convenio país-país que tienen la Argentina y México.
En las idas y vueltas internas del área de energía, los mexicanos quedaron en un limbo burocrático y en la actualidad carecen de un interlocutor formal que termine de aprobar el proyecto.
La propuesta consiste en la instalación y operación de dos centrales de ciclo combinado de 840 Mw cada una (una en Córdoba y otra en Entre Ríos) y de la instalación de una planta regasificadora de gas natural licuado sobre la Hidrovía del Río Paraná en las costas de la provincia de Buenos Aires, con capacidad de procesar 17 millones de metros cúbicos por día y posibilidad de reversión a tres de licuefacción a partir de proceso de refrigerante mixto, con un ciclo de preenfriamiento para el supuesto de decidir la exportación de producto excedente para los períodos de valle de consumo de gas natural producido en la Argentina.
En México aseguran que la configuración y sitios de emplazamiento de los componentes de la solución planteada permiten el emplazamiento inmediato de las instalaciones y su operación necesitando solo su conexión al sistema eléctrico y de provisión de gas a los que se conectan y sin requerir ampliaciones adicionales de envergadura al Sistema de Transporte Eléctrico o al Sistema de Transporte de Gas al que se vinculan, de modo de que su implementación técnica no requiere de inversiones en infraestructura adicionales o a cargo de terceros.

20/02/2019

Según estimaciones del sector, generará ingresos anuales por más de U$S 20 millones. 

Anunciaron, el pasado 4 de febrero, el arribo de la barcaza licuefactora que le permitirá al país, por primera vez en su historia, comenzar a exportar gas natural licuado (GNL) e industrializar el gas argentino. El buque llegó al puerto de Bahía Blanca, donde tras distintas pruebas técnicas comenzará a operar a partir de abril próximo.
Según se indicó, el proyecto permitirá generar ingresos por más de 20 millones de dólares por año, lo que representa el 10% de las exportaciones totales de combustibles y energía, equivalente a las exportaciones del complejo ovino o arrocero.
La barcaza, que operará tras un acuerdo por 10 años, cuenta con una capacidad de almacenamiento de 16.100 metros cúbicos de GNL y de licuefacción de 2,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural y su producción anual es equivalente al consumo de un millón de hogares.
La llegada de dicha barcaza permitirá comercializar el gas de Vaca Muerta a los más de 40 países importadores de GNL y se trata del primer proyecto flotante de exportación de GNL en América Latina y el tercero en el mundo, que incluirá a Argentina dentro del selecto grupo de países exportadores como Malasia, Qatar, Nigeria y Rusia, entre otros.

20/01/2019

Ambos países acordaron estudiar la exportación de gas boliviano hacia Perú y la construcción de un gasoducto desde Bolivia hasta el puerto peruano de Ilo en el oceáno Pacífico, según informó el gobierno de Lima.

El Ministerio de Energía y Minas de Perú afirmó en un comunicado que el ministro Francisco Ísmodes, y el ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Sánchez, llegaron al acuerdo en una reunión en la ciudad boliviana de San Cruz.
La evaluación se llevará a cabo por una mesa de trabajo de ambos países que entró en funciones tras la reunión bilateral.
La mesa dará prioridad al examen de las posibilidades y requerimientos para la exportación de gas natural y GLP a las localidades del sur de Perú, que contemple la construcción de redes domiciliarias, así como la construcción de un ducto desde territorio boliviano al puerto de Ilo.
La posibilidad de exportar gas boliviano al sur de Perú fue manifestada en noviembre por el ahora gobernador de la región peruana de Puno, Walter Aduviri, un líder índigena aymará que declaró su admiración por el mandatario de Bolivia, Evo Morales.
Este asunto no es nuevo: el expresidente peruano, Ollanta Humala, ya había tratado con Morales la posibilidad de unir el gasoducto peruano de Camisea con el ducto de Bolivia, pero la propuesta no avanzó.
Trascendió, también, que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) participará de la licitación del proyecto “Siete regiones”, una iniciativa que busca la construcción del sistema de distribución de gas natural por redes de ductos en las ciudades de Cusco, Puno, Ayacucho, Huancavelica, Apurímac, Ucayali y Junín.

20/01/2019

Tras muchos años de espera, 10.000 familias finalmente cuentan con las obras necesarias para poder conectar sus domicilios a la red de gas natural. Esto es posible a partir del trabajo de ampliación que IEASA realiza en el gasoducto Cordillerano Patagónico. Entre septiembre y diciembre de 2018 ya se otorgaron 1.891 conexiones.
Recientemente se culminó la construcción de 141 kilómetros de caños nuevos en 13 loops y se avanza con la obra de la nueva planta compresora adicional de Río Senguer. Con la misma inversión prevista desde el inicio del proyecto, IEASA cumplió con el objetivo propuesto que era ampliar la capacidad del sistema, pero además incrementó de 10.000 a 22.000 las familias que podrán contar con el servicio de gas natural.
El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico es abastecido a través de dos puntos de inyección: el primero ubicado en el paraje de Collón Curá (gas proveniente de Plaza Huincul), y el segundo, en el extremo sur, en la zona de Esquel (gas proveniente del Golfo de San Jorge). Abastece con gas natural 25 localidades de tres provincias -Neuquén, Rio Negro y Chubut-.
Los trabajos se ejecutaron debido al sostenido crecimiento de la demanda del servicio de distribución de gas natural por redes, que hacían que el sistema se encuentra operando al 100% de su capacidad, por lo que no contaba con disponibilidad para la incorporación de nuevos consumos sin la ejecución de obras de infraestructura, que permitieran asegurar su normal operación.
Con estas nuevas obras la capacidad del gasoducto Cordillerano/Patagónico transportaría y distribuirá 3M m3/día.

20/01/2019

La cartera de Nicolás Dujovne, presupuestó el costo del programa de estímulo al gas no convencional en US$ 650 millones para 2019, prácticamente la mitad de lo que estaba previsto. 

El ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, quiere una readecuación del millonario programa de subsidios al gas que se produce en Vaca Muerta. Su instrucción es clara: se debe recortar el presupuesto que demandan las compensaciones que reciben los productores por invertir en el desarrollo de yacimientos no convencionales. En definitiva, se trata de reducir el costo que tiene la aplicación de la resolución 46/2016 firmada por el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren. La pregunta que surge es cómo llevarán adelante ese recorte, sin que desemboque en un freno en la inversión.
La regulación prevé que las empresas productoras que pongan en producción campos no convencionales de gas que no estaban en producción o que amplíen la oferta de yacimientos existentes, recibirán una compensación directa equivalente a la diferencia entre un precio estímulo que varía año a año (arrancó en US$ 7,50 por MMBTU en 2018 y bajará a 6 dólares en 2021) y el precio promedio de venta real del gas en el mercado argentino.
Hasta el momento, existen ocho proyectos aprobados bajo el paraguas de la resolución 46 que, de no mediar modificaciones en esa norma, requerirán una partida presupuestaria de entre 1000 y 1200 millones en 2019.
Desde Hacienda aseguran que no existen fondos disponibles para hacer frente a esas erogaciones, por lo que la Secretaría de Energía deberá buscar una adecuación que viabilice el funcionamiento del programa en el actual contexto de restricción fiscal.
A mediados de octubre pasado, el entonces secretario de Energía, Javier Iguacel realizó una adecuación reglamentaria del programa, de forma tal que el Estado reconociera el pago de subsidios para la producción de gas aprobada por la Secretaría de Energía al 1 de septiembre de 2018. Al momento de solicitar la cobertura del Estado, las empresas debieron presentar una proyección estimada de la oferta que esperaban inyectar en el sistema a partir del desarrollo de Vaca Muerta. Luego, con el paso del tiempo, fueron corrigiendo esas proyecciones en función de los buenos resultados obtenidos por los pozos perforados en Vaca Muerta.
Fuentes del sector privado aseguran que se trató de una declaración no vinculante a modo de hoja de ruta, dado que la resolución 46 afirma que las empresas recibirán bonificaciones económicas por toda la producción de gas inyectada al sistema, sin límites de cupo.
El dinero disponible para financiar el programa, según los números del Ministerio de Hacienda, ronda los US$ 650 millones. Para alcanzar esa meta, la propuesta consiste en reconocer subsidios sólo para la producción inicial de gas declarada por las empresas al momento de solicitar la aprobación de los proyectos. Es decir, se tomarían en cuenta las primeras producciones presentada por los privados y no se contemplarían las actualizaciones posteriores. A su vez, el pago de las bonificaciones que contempla el programa se concentraría durante el invierno y se reducirían significativamente durante el verano.
Eso es un problema para la mayoría de los productores, entre los que figuran YPF, PAE, Total, Wintershalll. Pero el más afectado será Tecpetrol, el mayor productor de shale gas de la Argentina. La petrolera del grupo Techint inyecta en la actualidad 16 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de shale gas a partir de un desarrollo récord de Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta, que ya representa un 12% de la oferta nacional de gas. La compañía cuenta con subsidios aprobados por una inyección de 17,5 MMm3/día de gas. Pero esa no fue la producción inicial que declaró la petrolera, que originalmente presentó un proyecto por entre 8 y 10 MMm3/día de producción de gas y rápidamente, a los pocos meses de lanzado el desarrollo, lo elevó hasta los 15 MMm3/día de shale gas.
Si prospera el proyecto de Dujovne, Tecpetrol recibirá un 40% menos de bonificaciones económicas que los que tiene aprobados. Sin embargo, para la empresa es un derecho adquirido. De ahí la complejidad en cómo llevar adelante la readecuación.
De los 20 proyectos presentados originalmente bajo el paraguas de la resolución 46, sólo ocho fueron aprobados. El resto están en suspenso a la espera de una resolución oficial, aunque lo más probable es que sean cancelados. Por ello, los empresarios afirman que cualquiera que sea la decisión de Hacienda, será leído como un cimbronazo y afectará los negocios.