20/01/2020

La baja en la producción de gas y su menor precio de comercialización se hicieron sentir en los fondos que dejan las productoras en la provincia. 

Las regalías petroleras cerraron el 2019 a la baja. La provincia del Neuquén recibió en diciembre un total de $2977 millones, lo que implicó una disminución de 3,1% respecto del mes anterior. Sin embargo, la baja en la obtención de estos recursos se hace más notoria si se la compara con el mejor momento del año: agosto y septiembre. Respecto de esos meses, se produjo una baja mensual del 26% o 1043 millones de pesos, según el registro del ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia. La comparación entre el tercer y el cuarto trimestre de 2019 marca una caída del 15%.
Agosto y septiembre plasmaron el máximo histórico en la obtención de los recursos que dejan las empresas productoras en la provincia. Fue la etapa que coincidió con el período de mayor producción de gas desde 2005 en Neuquén y otro tanto en la shale oil de Vaca Muerta.
Para explicar la notable baja respecto de ese momento, la cartera energética informó que fue producto de una disminución del 28% en el precio promedio de venta del gas natural (- 1u$s/MMbtu), a lo que se sumó una caída de la producción diaria de gas natural de un 17%, con una baja de unos 12,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).
Sobre esto último, se informó que fue producto en general de la parada de pozos ante la falta de demanda de gas natural, y la salida de funcionamiento durante unos 10 días de la planta de tratamiento de gas en el área Fortín de Piedra (Tecpetrol), por tareas de mantenimiento y acondicionamiento.
Al mismo tiempo, la provincia informó que hubo una disminución del 10% del precio promedio de venta del petróleo crudo en el mercado interno (-5,5 u$s/bbl) y en menor medida, una disminución del 3% en la cotización del dólar mayorista utilizado para el pago de las regalías hidrocarburíferas (-2 $/U$S), algo vinculado al decreto de necesidad y urgencia 566/19 del gobierno nacional anterior que estableció un precio interno a la baja para la comercialización del crudo.
Las regalías hidroeléctricas registraron una disminución respecto al mes de octubre de 2019, que fue el de mayor recaudación, de $8,4 millones. Fue por una baja en la generación de energía hidráulica y por la salida de funcionamiento de la central hidroeléctrica Planicie Banderita, “considerando que las regalías hidroeléctricas percibidas en cada mes corresponden a la generación eléctrica de dos meses previos”, aclaró el ministerio.
Así, los ingresos en todos los segmentos de las regalías en el cuarto trimestre del año 2019 ascendieron a $9.361 millones, esto es un -15% (-$1.614 millones) en relación a los ingresos del trimestre anterior ($10.975 millones).
La progresión del último trimestre del 2019 en regalías de petróleo fue la siguiente: $1384,2 millones (octubre); $1506 millones (noviembre) y 1559 (diciembre).
En gas fue $1689,3 millones (octubre), $1351,7 millones (noviembre) y millones $1209,6 (diciembre).

20/01/2020

El gobierno Nacional oficializó la designación de Sergio Lanziani al frente de la Secretaría de Energía. 

El presidente Alberto Fernández firmó, junto al jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, el Decreto 8/2019, publicado en el Boletín Oficial. Lanziani dependerá de Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo.
El decreto dice: “Dáse por designado a partir del 20 de diciembre de 2019, en el cargo de Secretario de Energía del Ministerio de Desarrollo Productivo, al Ingeniero nuclear Sergio Enzo Lanziani”.
Lanziani es ingeniero nuclear y antes de ocupar la cartera energética nacional estaba al frente del Ministerio de Energía de Misiones.
Al cargo de la cartera misionera, inició una demanda a la Nación por las regalías de la represa Yacyretá y logró que el entonces presidente Mauricio Macri le reconozca este derecho al descontarle el 30% de la factura que paga Misiones a la distribuidora nacional Cammesa. Así le ahorro a la provincia unos 2.000 millones de pesos anuales.
El nuevo secretario de Energía nació en Campo Grande, en la zona centro de Misiones, y realizó sus estudios primarios y secundarios en una escuela católica de la ciudad de Posadas.
Estudió en el Instituto Balseiro gracias a una beca y se recibió de ingeniero nuclear en la cuarta promoción. Ahora le falta poco para recibirse de abogado.

Otros nombramientos

El gobierno también designó a los cuatro funcionarios que estarán al frente de las áreas claves de la Secretaría de Energía de la Nación. Se trata del subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales; el de Energía Eléctrica, Osvaldo Arrúa; y de Planeamiento Energético, Juan Pablo Ordónez.
En la Subsecretaría de Administración de Energía, el presidente Fernández había nombrado a Maximiliano Galli, pero renunció antes de asumir el cargo por “diferencias personales y enfrentamientos” dentro del área en el que iba a desempeñarse.
Los nombramientos se efectivizaron mediante el decreto presidencial 27/2020 publicado el 8 de enero en el Boletín Oficial, que lleva la firma del presidente Alberto Fernández, y que designa formalmente a los funcionarios que ya estaban en funciones.
El subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, que contó con el respaldo de Matías Kulfas, el ministro de Desarrollo Productivo tendrá el desafío de dinamizar el desarrollo de Vaca Muerta y el upstream en general de petróleo y gas del país.
Desde la Subsecretaría de Energía Eléctrica, Osvaldo Arrúa tendrá en su órbita a las políticas en materia tarifaria, generación, transporte y distribución. Además, a su cargo estarán las direcciones nacionales de energías renovables y nuclear.
El subsecretario de Planeamiento Energético, Juan Pablo Ordónez, gestionará la información de las obras de infraestructura energética y confeccionará el balance de los escenarios energéticos y las proyecciones de oferta y demanda del país

20/01/2020

Aumentó un 3,7% interanual, sobre todo por el aumento de los recursos no convencionales que subieron más del 50% en el mismo período. 

La producción de petróleo durante noviembre aumentó un 3,7% interanual, en particular por el incremento de los recursos no convencionales que subieron 51,7% en el mismo período, mientras que la producción de gas se incrementó 3,1% gracias al mejor desempeño del shale del 29,4%.
Así se desprende del Informe de Tendencias Energéticas del Instituto Argentino de Energía (IAE) en el que se destacó que en el acumulado de los últimos 12 meses registró incrementos del 3,8% para el crudo y 5,5% para el gas, aunque en ambos casos con una desaceleración del ritmo de crecimiento del no convencional.
El incremento de la producción de petróleo en octubre fue impulsado por un incremento del 11,5% en la cuenca neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta que representa el 35% de la cuenca, mientras que la cuenca Golfo San Jorge (la productora más importante) disminuyó 2,2% interanual.
Desagregado por los principales cinco operadores, que representan el 81% de la producción total, se observó que YPF (48% de la producción total) incrementó su producción acumulada en el último año móvil un 8,2%, Pan American Energy 3,7% y Tecpetrol 20%.
En cuanto al gas, la producción convencional, 57% de la producción total, se redujo 7,2% en los últimos 12 meses mientras que la producción no convencional, liderada ahora por el shale gas, se incrementó 29,4% representando el 42% del total.
La producción acumulada en la Cuenca Neuquina aumentó 9% mientras que en la cuenca Austral el incremento fue del 4,9%, y ambas concentran el 86% del gas producido en el país, mientras que la producción anual de gas natural presenta una fuerte disminución en las cuencas Golfo San Jorge y Noroeste del 5 y del 13%.
Entre los principales operadores (80% del total) se observa que la producción acumulada del último año móvil de YPF, que produce el 30% del gas en Argentina, se presenta prácticamente estancada con una reducción de sólo 0,8% anual, mientras que Total Austral incrementó su producción un 2,9% respecto de igual periodo del año anterior, y Pan American, la redujo un 1,3%.

20/12/2019

Pasará de los actuales 59 millones de metros cúbicos diarios a unos 147 millones, de los cuales la mitad se producirán en la zona del presal y del postsal. 

Brasil prácticamente triplicará su producción líquida de gas natural en la próxima década y pasará de los actuales 59 millones de metros cúbicos (m3) diarios a los 147 millones de m3 por día, según informó el gobierno.
La Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que pertenece al Ministerio de Minas y Energía, divulgó que la producción en la zona del presal, en aguas profundas del océano Atlántico, y en el postsal, en el noreste del país, aumentará y pasará a producir 71 de los 147 millones de metros cúbicos de gas líquido natural diarios.
La EPE aseguró que para alcanzar este nivel, será necesario que Brasil amplíe su infraestructura, porque la producción superará el volumen que las actuales rutas para extraer el gas en el presal, pueden soportar. La red para transporte hasta los potenciales puntos de demanda también requerirá inversiones.
“Vemos la necesidad de infraestructura adicional para la extracción. Estamos hablando de llegar en 2030 en el área del presal con 71 millones de m3 por día, lo que equivale a casi 30 millones más de la necesidad de extracción”, comentó en un evento en Río de Janeiro el director de Estudios de Petróleo, Gas y Biocombustible de la EPA, José Mauro Coelho.
Según el ejecutivo, las actuales rutas que están en operación o en construcción, totalizan una capacidad de 44 millones de metros cúbicos, volumen que deberá ser alcanzado por la producción brasileña en 2026.
La EPE estima que, hasta 2030, Brasil podrá convertirse en uno de los cinco mayores productores de petróleo del mundo, gracias a la producción en la zona del presal. Igualmente, el país también aumentará su producción de gas natural.
En 2018, Brasil fue el 32º país con más reservas probadas del mundo de gas natural, con 368.900 millones de metros cúbicos. La región del sureste responde por el 79% de estas reservas, siendo el 62,5% de ellas en el litoral del estado de Río de Janeiro.
La EPE recomendó que Brasil necesita estudiar formas para reducir el coste del transporte del gas natural, que sale en el país un 40% más caro que el importado de Bolivia y más caro que el de Alemania, Reino Unido o Estados Unidos.
Actualmente, el 70% de gas natural que consume Brasil es nacional y el resto es importado, principalmente de Bolivia.

20/12/2019

La demanda mundial de petróleo marcó en 2018 un incremento de 30% respecto al período base fijado en el año 2000, mientras que el consumo de gas natural aumentó 60% en el mismo período. 

La demanda de hidrocarburos crece más rápido que la producción de energía a nivel global, a pesar del desarrollo de las energías renovables y del aumento de la eficiencia energética, según un informe de la Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas (IOGP).
La nueva edición del Informe de Producción Mundial de IOGP muestra que la demanda de petróleo marcó en 2018 un incremento de 30% respecto al período base fijado en el año 2000, mientras que el consumo de gas natural aumentó a un ritmo aún más acelerado, del 60% en el mismo período.
El trabajo, en el que participó la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y El Caribe (Arpel), advirtió que la tendencia actual de demanda y producción “podría convertir a algunas de las regiones exportadoras más grandes, como África, en importadores en los próximos años”.
“Con la excepción de Europa, América Central y América del Sur, donde la demanda se está estancando o disminuyendo lentamente, el Informe expresa nuevos récords de consumo en todas las demás regiones del mundo en 2018”, reseñó el trabajo.
Para la IOGP, este crecimiento pone de relieve la necesidad de “políticas responsables de desarrollo de recursos y la necesidad de inversiones significativas continuas para compensar la tasa de agotamiento promedio de 6% de los campos existentes”.
El Indicador de Producción de IOGP (PI) muestra el nivel en el que cada una de las siete regiones del planeta puede satisfacer su propia demanda de petróleo o gas, en el cual un PI mayor que 100% significa que la región produce más de lo que necesita para satisfacer sus propias necesidades y, por lo tanto, puede exportar.
Según el trabajo, las regiones se pueden dividir en tres grupos distintos en lo que respecta al equilibrio entre la oferta y la demanda: importadores netos (Europa, Asia-Pacífico), aquellos con autosuficiencia o cerca de ella (América Central, América del Sur y América del Norte), y aquellos que son exportadores netos (África, la CEI-ex repúblicas soviéticas y Medio Oriente).
En el análisis regional, el secretario Ejecutivo de Arpel, Izeusse Braga, expresó que “de todos los desarrollos de gas de la región, Vaca Muerta en Argentina sigue siendo uno de los más emocionantes”.
“Su gas de esquisto/gas compacto es en gran parte responsable del continuo crecimiento de la producción argentina, lo que abrirá nuevas oportunidades dentro de la región y a nivel mundial, con una inversión prevista en instalaciones de GNL para atender a un mercado mundial”, proyectó el directivo.
Asimismo, destacó que “Brasil ha logrado una producción récord de 118 millones de metros cúbicos por día; de la cual la producción de gas del Presal representa más del 60% de esta cantidad”.
Sobre la región, el informe analizó en materia de petróleo que con un indicador de producción en 2018 del 96%, América Central y América del Sur se convirtieron en importador de petróleo por primera vez.
Gran parte de esto puede estar relacionado con la situación en Venezuela, donde la producción se redujo en casi un 30% en un año, a pesar de lo cual siguió siendo un importante exportador, con un indicador de producción del 370%.