20/02/2020

La empresa Gasnea, responsable del gasoducto que debe abastecer de gas natural a toda la región del noreste argentino, espera poder llegar a Corrientes cruzando el río. 

El presidente de Gasnea, Oscar Dores, confirmó esto desde la localidad entrerriana de Villaguay donde hizo declaraciones en las que adelantó que en la ciudad de Resistencia ya comenzaron a realizar algunas de las conexiones industriales.
“Esperamos llegar rápidamente a Corrientes y poder atravesar con el gasoducto el río Paraná para alcanzar más localidades”, aseguró Dores para luego recordar que la primera expendedora de GNC de la región se encuentra en Paso de los Libres y en pleno funcionamiento desde hace casi dos años.
Dores sostuvo que “a medida que Argentina siga produciendo gas, los precios del GNC tenderán a la baja. Ya podemos ver cómo los costos están disminuyendo progresivamente desde el 2015 hasta el presente”.
El plan integral de inversiones de la empresa que aprobó el Gobierno Nacional para el período 2017-2021, asciende a casi 500 millones pesos en las cinco provincias que integran el área de concesión de Gasnea, distribuidora por redes en la zona del Noreste argentino para las provincias de Entre Ríos (excepto Paraná), Corrientes, Misiones, Chaco y Formosa.
En la actualidad, la empresa opera en 55 localidades, abasteciendo a más de 110.000 usuarios, entre hogares, comercios, industrias y estaciones GNC, mediante una red de 4.295 kilómetros de cañerías y 110 plantas reguladoras.

20/02/2020

La petrolera concretó su tercera exportación  de GNL y, por primera vez, llevó al gas de Vaca Muerta a Europa. Sin embargo, el incremento de las retenciones daña los ingresos de un mercado con márgenes chicos. 

El avance de Vaca Muerta y de nuevos productos derivados, como es el gas natural licuado (GNL), generan una gran oportunidad no sólo para YPF y la industria petrolera sino para el conjunto del país, al ser una nueva fuente generadora de divisas. Sin embargo, estos nuevos desarrollos requieren de un encuadre normativo que se ajuste a sus necesidades y que evite que, por ejemplo, un incremento en los derechos de exportación generales termine frustrando los grandes planes.
En junio del año pasado, se realizó la primera exportación de 30.000 toneladas, marcando el inicio del trabajo del barco fábrica, la barcaza Tango FNLG que cuenta con un contrato con Exmar por diez años.
Meses después, en noviembre, se dio la segunda exportación adquirida por Petrobras para alimentar al norte de Brasil. Este envío marcó el inicio de un ciclo regular de exportaciones que las autoridades de YPF esperan continuar hasta mayo cuando, con la llegada del frío del invierno, se incremente la demanda de gas dentro de Argentina.
A fines de 2019, se produjo la tercera exportación hacia Europa, sellando el camino para el despegue de Vaca Muerta, el segundo mayor recurso de shale gas del mundo.
El primer desafío de las empresas que hacen pie en la formación no convencional es ampliar la demanda para evitar el cierre de pozos productores durante ocho meses del año. Por ello YPF cerró alianzas estratégicas con socios como Mitsui & Co; Mitsubishi Corporation, Cheniere y Golar LNG, principales firmas globales en el mercado del GNL.
Golar es uno de los principales traders al trabajar con 26 operadores del mercado del gas licuado. Cheniere, en tanto, es la primera compañía de los Estados Unidos en abocarse a la exportación de este tipo de producto.
Las firmas asiáticas Mitsubishi Corporation y Mitsui & Co son empresas que tiene al mercado de China y Japón como sus principales compradores. Mitsui ya cuenta con vasta experiencia en inversiones multimillonarias para el desarrollo de proyectos de GNL a gran escala. Y es por esto que son socios estratégicos para YPF en su plan de avanzar hacia la construcción de una planta de licuefacción con capacidad para procesar 25 millones de metros cúbicos de gas natural por día.

Obstáculos

Si bien el GNL es un producto nuevo dentro de la industria petrolera argentina, está regido por regulaciones que fueron escritas pensando en otros tipos de productos.
Por ejemplo, las exportaciones realizadas por YPF fueron alcanzadas por los derechos de exportación que se aplican a los hidrocarburos en general. Esto hizo que, mientras los dos primeros cargamentos tributaron el equivalente a 4 pesos por dólar, la última exportación realizada abonó el actual 8% que fijó como tope la nueva Ley de Emergencia.
Este cambio implica que, entre el envío de noviembre y el de diciembre, el derecho de exportación se incrementó un 1,4%. Una variación que podría parecer insignificante, pero que no lo es en un mercado como en el del GNL.
Otro inconveniente es el precio del gas. La falta de mercados donde colocar la producción no sólo lleva al cierre de pozos productores sino también a una depreciación de todo el mercado del gas argentino.
Esto se evidenció en la última licitación para la generación eléctrica en donde se pactaron contratos por hasta 0,90 dólares por millón de BTU. Estos bajos valores del mercado interno siembran un gran peligro sobre los campos gasíferos pues las operadoras carecerán de fondos para reinvertir en un incremento de la producción y, menos aún, en nuevos desarrollos.

20/02/2020

Las autoridades energéticas suspendieron una parte de las entregas del fluido, debido al incremento de la demanda que tuvieron las generadoras eléctricas por la ola de calor.

El Gobierno decidió cortar las exportaciones a Chile de unos tres millones de metros cúbicos por día de gas natural para utilizarlos en las centrales termoeléctricas argentinas.
Estos contratos son interrumpibles, con lo cual no se rompió ningún compromiso en firme. En cambio, las ventas de gas a Chile con contratos en firme rondaron los 7 MMm3/d, según el reporte del Ente Nacional Regulador del Gas.
La demanda de energía creció por la prevalencia de altas temperaturas. El lunes 20 de enero, las generadoras eléctricas necesitaron más de 52 MMm3/d de gas y durante toda la semana el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) demandó casi 24.000 MW de potencia en los picos.
Hubo días en los que las centrales termoeléctricas consumieron fuel oil y gasoil por alrededor de 7 MMm3/d equivalentes de gas natural y hasta regasificaron 3 MMm3/d en la terminal de Escobar.

20/01/2020

Ése objetivo es clave para la balanza comercial energética del país. 

México importa al menos un 70% de su consumo de gas, principalmente de Estados Unidos. En octubre pasado, los envíos del combustible por gasoductos desde su vecino del norte llegaron a cotas máximas, según cifras de la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés).
El gobierno de López Obrador busca incentivar la producción local para reducir a la mitad el volumen de importaciones hacia el final de su sexenio, en 2024; pero áreas de gas convencional y no convencional que planeaban ser ofrecidas para explotación no fueron licitadas por su administración.
“Se va a tener gas, pero nos va a llevar mucho tiempo ser autosuficientes”, dijo el mandatario. “Vamos a tener que estar importando gas porque se descuidó por completo la producción y la extracción”.
El año pasado, en medio de una declinante producción de crudo y gas asociado, el regulador petrolero mexicano formalizó la cancelación de licitaciones en busca de socios para la estatal Pemex en siete áreas en tierra, principalmente de gas.
Una ronda para la explotación de reservas de crudo y gas no convencionales, en donde México tiene un enorme potencial aún por desarrollar, también fue suspendida en 2018.
López Obrador justificó la baja producción de hidrocarburos a un plan de gobiernos anteriores para importarlos y beneficiarse de jugosos contratos. “No les importaba ni el petróleo ni, mucho menos, el gas. Nunca hubo un plan en el período neoliberal para ser autosuficientes en gas. Hubo, más que nada, intención de comprar gas”, aseguró.
Analistas dudan que, al menos en el corto plazo, México logré la autosuficiencia en gas natural debido a la declinación de su producción y reservas probadas, en medio de un aumento en la demanda.
“Las perspectivas para la producción nacional son extremadamente pesimistas”, dijo James Fowler, analista energético de ICIS. “En el mejor de los casos, la nueva producción que entrará en funcionamiento en los próximos 2-3 años detendrá el declive y estabilizará la producción en los niveles actuales”, agregó.