20/06/2018

El directorio del Enargas aprobó una resolución donde establece los criterios que deberán adoptar las empresas del sector en caso de que se produzca una crisis de abastecimiento de la demanda prioritaria de gas. 

La resolución tendrá vigencia del 1 de mayo al 30 de septiembre de este año.
Los operadores deberán seguir una serie de reglas que están contempladas en el Procedimiento Transitorio para la Administración del Despacho en el Comité Ejecutivo de Emergencia. El primer punto determina que las distribuidoras pueden declarar el estado de pre-emergencia cuando prevean que para un día operativo determinado no pueden satisfacer su demanda prioritaria, mientras que las transportistas deben hacerlo cuando prevean que pueden poner en riesgo el abastecimiento de la demanda prioritaria de uno o varios prestadores.
Una vez declarado y comunicado el estado de pre-emergencia, la prestadora deberá: gestionar la compra del volumen de gas faltante; aplicar los mecanismos de asistencia entre cargadores; aplicar los cortes necesarios a los servicios interrumpibles; avisar a la transportista para que identifique y cuantifique los contratos de transporte interrumpible que puedan ser susceptibles de cortes.
Si la que declara el estado de pre-emergencia es la transportista, debe solicitar a las distribuidoras que pudieran verse afectadas que identifiquen los contratos interrumpibles, aunque se aclara que en caso de ser necesario una efectiva restricción del servicio la misma será definida por el Comité Ejecutivo de Emergencia (CEE).
Si una vez concretados todos esos pasos, distribuidores y transportistas prevén que la demanda prioritaria igual no será satisfecha, deben declarar el estado de emergencia y convocar al CEE, que estará integrado por un representante de las transportistas, las distribuidoras y de cada cargador que por su situación geográfica y conformación de demanda tenga o pueda tener incidencia para resolver la situación. Además, podrá participar un representante de la subsecretaría de Recursos Hidrocarburíferos. Si bien el Enargas integrará el CEE, tendrá una participación neutral
En caso de emergencia, las prestadoras deben informar a las transportistas la demanda prevista en sus respectivas áreas de licencia, en forma detallada por segmento de mercado, discriminando consumos interrumpibles y firmes e identificando las posibles reducciones a realizar para el día operativo de la emergencia y más allá de ese lapso.
El punto 6 del reglamento establece un régimen de compensaciones y da a los transportistas y distribuidoras la responsabilidad de identificar a los “cargadores, comercializadores y consumidores que no hubiesen ajustado su consumo” en función de lo autorizado en el Comité Ejecutivo de Emergencia. Estipula, además, una fórmula polinómica para calcular las penalidades económicas que deberán abonar los actores que tomen del sistema más gas del permitido por el ente regulador.

20/05/2018

Se trata del gasoducto Nord Stream 2, que ya sembró discordia entre Europa, Estados Unidos y Rusia. Todavía hay que superar muchos obstáculos antes de que más gas ruso pueda llegar a Europa. 

El gasoducto Nord Stream 2 permitiría llevar gas natural desde el norte de Siberia, a través del Mar Báltico, hasta Europa Occidental. Con 55 mil millones de metros cúbicos adicionales por año, podría transportar casi el doble de gas ruso a Europa occidental. Según el plan, el gas debería fluir a través de los nuevos tubos a partir de fines de 2019. Pero aún quedan muchos obstáculos por superar.
El proyecto causó polémicos debates y tensas relaciones entre Europa, Estados Unidos y Rusia. Polonia, Ucrania y los estados bálticos, en cambio, se muestran críticos con el proyecto. Recordemos que en 2006 y entre 2008 y 2009, Rusia ya había cerrado el grifo de gas a Ucrania debido a las tensiones políticas entre ambos países.
Por su parte, la Comisión Europea teme que el gasoducto aumente la dependencia del gas natural ruso. En Alemania hay controversia al respecto, pero en general se considera una buena manera de expandir la infraestructura de gas en Europa. Sin embargo, crecen las voces críticas: “Para Rusia, la energía y la economía también son armas políticas”, dijo Elmar Brok, europarlamentario del partido conservador CDU.
El presidente ucraniano, Petro Poroshenko, pidió a Alemania que abandone los planes para la construcción de Nord Stream 2, ya que significaría un “bloqueo económico y energético” al que su país tendría que hacer frente. Pero, por otro lado, para Yuri Witrenko, director general de la compañía ucraniana Naftogaz, “sin el tránsito de gas a través del territorio ucraniano, aumenta la probabilidad de un conflicto entre Rusia y Ucrania”.
“Nunca vi un proyecto comercial tan intensamente debatido al más alto nivel de la política europea”, aseguró Maros Sefcovic, vicepresidente de la Comisión Europea de Energía, para quien este proyecto polariza a la Unión Europea.

Enojo en Estados Unidos

A pesar de los enfrentamientos, Bruselas y Moscú son conscientes de que se necesitan mutuamente. Rusia necesita un mercado de petróleo y gas, y Europa de fuentes de energía confiables. El gobierno alemán rechaza los temores de una mayor dependencia del gas ruso. La parte rusa del consumo alemán de gas es poco más de un tercio.
Estados Unidos también se opone al plan del gasoducto y amenaza con multas a las cinco empresas energéticas de la Unión Europea: Engie, OMV, Shell, Uniper y Wintershall, que cofinancian el gasoducto.

20/05/2018

Aranguren anunció nuevos proyectos para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta y resaltó el repunte en la producción de gas. 

El ministro de Energía, Juan José Aranguren, participó de un seminario sobre el desarrollo masivo de Vaca Muerta organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) en la ciudad norteamericana de Houston, Texas.
Allí anunció que el próximo mes de junio se aprobarán diecinueve proyectos para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. De ellos, dieciséis se encuentran en Neuquén, dos en Río Negro y uno en Santa Cruz.
Cuatro de esos emprendimientos serán desarrollados por YPF: Huincul (tight gas); El Orejano (shale gas); Aguada de la Aren (shale gas) y Río Neuquén (tight gas). Los proyectos restantes son los de Aguada Pichana Oeste/Aguada de Castro (Pan American Energy, shale gas), Agua de Cajón (Capex, tight gas), y Centenario Centro (Pluspetrol, tight gas).
Aranguren resaltó que otros cinco proyectos fueron habilitados a acceder al precio de incentivo, dispuesto por el Ministerio de Energía para estimular la producción, y que para este año es de US$ 7,50 por millón de BTU. Estos son: Fortín de Piedra (Tecpetrol); Aguada Pichana Este/Rincón La Ceniza (Total); Campo Indio Este El Cerrito (CGC); y Estación Fernández Oro y La Rivera I/II (YPF).
La nueva licitación para explorar en bloques “off shore” será lanzada en las próximas semanas. Según trascendió, estarían interesadas la noruega Statoil, la china CNOOC y la malaya Petronas.
Algunas áreas vinculadas a Vaca Muerta “están pendientes de habilitación” por parte de las autoridades, comentó el ministro. Se trata de Loma Negra (Capex, tight gas); Las Tacanas (YPF, shale gas); Cerro Las Minas (YPF shale gas), y Rincón del Mangrullo (YPF, mezcla de ambos tipos de hidrocarburos). Otros proyectos como La Calera (Pluspetrol, shale gas) y Punta Semillosa (Tecpetrol, tight gas), llevarán aproximadamente un mes más. “En el caso de los hidrocarburos no convencionales, como consecuencia de los desarrollos tecnológicos nuestro país está muy bien ubicado para replicar lo que pasó en Estados Unidos”, afirmó Aranguren.

Crecimiento de la producción

“La producción de gas natural aumentó 3,4% interanual en el primer trimestre de este año, el crecimiento más grande que se registra desde 2011, y para los primeros cuatro meses ya estimamos que subieron 4,1% interanual”, reveló Aranguren.
La producción de gas no convencional de Vaca Muerta alcanzará en 2019 los 35 millones de metros cúbicos diarios, según la proyección que realizó el ministro de Energía, Juan José Aranguren, al destacar el desarrollo que están logrando las empresas en el yacimiento.

20/05/2018

El gasoducto del Noreste comenzó a ser llenado con gas natural en un primer tramo de 90 kilómetros de extensión entre las localidades santafesinas de Santo Tomé y Videla.  

La empresa Integración Energética Argentina S.A. (IEASA) creada el año pasado por el Gobierno Nacional a partir de la fusión de las estatales Enarsa y Ebisa, convocó a “posibles oferentes y otros actores del mercado” para conformar el pliego que se aplicará en la licitación para la prestación del servicio de operación y mantenimiento del GNEA.
El GNEA es un gasoducto troncal de 24 pulgadas de diámetro y 1.484 kilómetros de longitud que se inicia al este de Salta (límite con Bolivia, conectado al ducto Juana Azurduy), pasa por Formosa, Chaco y finaliza en el sur de la de Santa Fe. Permite que unos 378 mil usuarios potenciales puedan tener acceso al gas natural mediante 1.530 kilómetros de derivaciones, con cañerías de menor diámetro, que conectan el ducto troncal con 168 localidades ubicadas a lo largo de todo su recorrido. Su puesta en marcha, permitirá un mayor y mejor desarrollo económico y social de la región.
El gasoducto tiene una capacidad inicial de transporte de gas natural de 2,5 millones de metros cúbicos diarios, pudiendo elevarse esta capacidad -mediante la construcción de plantas compresoras- a 11,2 millones y tiene por objetivo suministrar gas para el consumo residencial, industrial, y de plantas de generación eléctrica térmica, reforzando el sistema nacional existente.
El gas es suministrado por Bolivia, e ingresa por el Gasoducto Norte (operado por TGN) hasta la planta compresora en San Jerónimo, en Santa Fe.
Actualmente, los equipos avanzan con los trabajos en los tramos comprendidos entre San Justo y Silva, para seguir por Florencia, en el norte santafesino. En este tramo la expansión de la red de derivación domiciliaria estará a cargo de la distribuidora Litoral Gas. Una vez concretados estos tramos, los trabajos comenzarán en las localidades chaqueñas de Basail, Margarita Belén y La Leonesa, continuando con el llenado del ducto.

Licitación

IEASA presentó el pliego para la licitación de la operación y el mantenimiento del gasoducto, con el objetivo de permitir “mejorar el pliego, específicamente en cuanto a la concurrencia, igualdad de condiciones, precisión en alcance, efectividad en costos y reducción de posibles incertidumbres”. El plazo vence a fines de este mes.
La licitación está prevista para el último trimestre del año, y quien resulte adjudicatario deberá operar y mantener las instalaciones correspondientes al ramal de alimentación de la Central Termoeléctrica Brigadier López, el Gasoducto de Interconexión Juana Azurduy, y el Gasoducto del Noreste Argentino en todos sus tramos, con sus correspondientes instalaciones soterradas y de superficie, ubicadas en las provincias de Salta, Formosa, Chaco y Santa Fe.
El servicio será por un plazo de cinco años, y, si IEASA lo permite, puede prorrogarse por dos años más.

20/05/2018

La petrolera proyecta un desarrollo petroquímico en el polo lindero al puerto bahiense. Apunta a canalizar la mayor producción gasífera que genera la cuenca.

 YPF trabaja en el desarrollo de un gran proyecto petroquímico en el complejo de Bahía Blanca para monetizar la creciente producción de gas que proyecta en sus operaciones de Vaca Muerta, para lo cual se encuentra en la búsqueda de un socio.
Al mismo tiempo, la empresa comenzó a analizar las oportunidades económicas de licuefacción del gas natural (GNL) para su exportación estacional durante los meses de verano, a través del puerto de Bahía Blanca.
Así lo reveló el vicepresidente ejecutivo de gas y energía de YPF, Marcos Browne, en un encuentro con inversores, al señalar que la expansión del polo petroquímico bahiense “es una de las demandas incrementales más importantes del gas natural que se podrá desarrollar en Argentina en los próximos cuatro años”.
“Trabajamos en un proyecto petroquímico en el complejo de Bahía Blanca para monetizar el gas natural a través del desarrollo de la capacidad de producción de polietileno”, afirmó Browne.
Según el ejecutivo, con las inversiones upstream y las expectativas de producción “la demanda industrial deberá unirse a este tipo de procesos”.
La compañía, de mayoría accionaria estatal, está en el proceso de decidir quién es el socio ideal para ese desarrollo.