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%.
20/12/2019
La operadora de la mayor red de gasoductos del país, solicitó que se reduzca el monto que está obligada a invertir. Argumentó pérdidas por el diferimiento de la tarifa.
La empresa Transportadora Gas del Norte (TGN), operadora de la mayor red de gasoductos del país, presentó al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) una propuesta de readecuación de inversiones obligatorias por un monto de $342 millones, expresados en moneda de diciembre de 2016 (que actualizados rondarían los $1.300 millones).
El pedido de autorización para disminuir inversiones se relaciona con la resolución 521 de la Secretaría de Energía, se septiembre pasado, que difirió el ajuste semestral de tarifas previsto inicialmente a partir del 1 de octubre, pero que se pospuso hasta el próximo 1 de enero de 2020.
Esa resolución dispuso asimismo compensar a las licenciatarias con la revisión del Plan de Inversiones “en la exacta incidencia de la medida”, precisó TGN en una nota enviada a la Bolsa de comercio de Buenos Aires.
La empresa gestiona más de 10.900 kilómetros de ductos de alta presión tras hacerse cargo de la operación del Gasoducto del Noreste (GNEA), con lo cual es responsable del transporte del 40% del gas inyectado en gasoductos troncales argentinos (lo que representa el 20% de la matriz energética del país).
La comunicación de la compañía recordó además que la Secretaría de Energía estableció en junio último un diferimiento del pago del 22% de las facturas emitidas entre el 1 de julio y el 31 de octubre, con carácter excepcional y “en beneficio de los usuarios residenciales de gas natural y de propano indiluido por redes”.
“Este diferimiento será recuperado a partir de las facturas a emitirse desde el 1 de diciembre y por cinco períodos mensuales, iguales y consecutivos”, remarcó TGN.
Agregó además que “el costo financiero del diferimiento será asumido por el Estado nacional en carácter de subsidio, mediante el pago de intereses a distribuidoras, subdistribuidoras, transportistas y productores”.
A efecto de ese pago de intereses a las compañías afectadas, Energía determinó que se reconocerá la tasa para plazos fijos por montos superiores a $20 millones o superiores, a plazos de 30 ó 35 días.
Las tasas para esos depósitos oscilaron entre 47.8% y 61,7% anual en el período julio-octubre, de acuerdo con lo informado por el Banco Central.
La Secretaría fijó a fines de agosto el procedimiento por el cual las distribuidoras trasladan parte del diferimiento del pago a las transportistas, así como la metodología de cálculo y pago de los intereses.
“A la fecha, el monto diferido por las distribuidoras en sus pagos a TGN, conforme a las respectivas declaraciones juradas, asciende a $831,6 millones”, si bien ese monto “incluye valores provisorios de octubre, pasibles de rectificación”, aclaró la compañía.
La transportadora advirtió por último que “el proceso de información y cálculo de intereses se encuentra demorado, no habiéndose emitido a la fecha órdenes de pago de intereses”.
20/12/2019
El gobierno provincial presentó el estudio técnico de la obra, clave para localidades del sur santafesino que nunca tuvieron acceso al gas.
La provincia presentó a presidentes comunales el proyecto del Gasoducto Ruta Nacional Nº34, que comprende la ejecución de las obras para llevar gas natural a localidades del sur santafesino que nunca tuvieron acceso, entre ellas Ibarlucea, Luis Palacios, Lucio V. López, Salto Grande, Totoras, Clason, San Genaro, Centeno, Las Bandurrias, Casas, Cañada Rosquín y San Martín de las Escobas. El llamado a licitación quedará en manos del nuevo gobernador, Omar Perotti.
El subsecretario de Gas y Energías Convencionales saliente, José Parrino, presentó el proyecto constructivo y el correspondiente estudio de impacto ambiental. “Le entregamos el proyecto a las autoridades de las 12 localidades del corredor. Cada presidente de comuna se llevó el informe del proyecto ejecutivo para que gestionen en el próximo período, los fondos necesarios para su ejecución”, detalló Parrino.
“Es una obra fundamental el corredor sobre la ruta nacional 34, que arranca en Luis Palacios y termina en San Martín de las Escobas, porque va a mejorar la calidad de vida de los vecinos y también posibilitará la radicación de industrias. Eso es fundamental para transformar la materia prima de origen con valor agregado en un corredor con características agropecuarias y lácteas”, agregó el funcionario.
Parrino destacó las altas expectativas con que los dirigentes comunales recibieron el plan: “Se llevaron el compromiso de seguir gestionando para hacer realidad lo más pronto posible este gasoducto”.
El diagrama técnico marca que el suministro es tomado del Gasoducto San Jerónimo-Santa Fe, que opera la Transportadora de Gas del Norte (TGN) en las inmediaciones de la localidad de Luis Palacios. “A partir de la conexión al gasoducto de TGN se diseña una estación de separación y medición, y una estación limitadora de presión de 40 bares con odorización, un gasoducto en acero de aproximadamente 126,4 kilómetros (con diferentes diámetros) para abastecer a cada una de las estaciones reguladoras de presión (ERP)”.
El proyecto incluye el pliego con especificaciones técnicas para establecer las pautas y condiciones para la ejecución de las obras.
20/12/2019
La reducción de emisiones y la lucha contra el cambio climático son las grandes preocupaciones mundiales.
En concreto, la candidata designada como futura eurocomisaria de Energía, la estona Kadri Simson, advirtió que diseñará una política centrada en la lucha contra el cambio climático pero sin mermar la competitividad de las empresas vía precios, y en la que tendrán mucho peso las renovables y el gas natural.
Todo esto se produce cuando en España, por ejemplo, hay un conflicto abierto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a cuenta de las circulares que pretenden recortar las retribuciones a los negocios regulados de las compañías energéticas. Además, llega en un momento en el que el gas natural se convirtió en el gran aliado como tecnología de respaldo para afianzar el entramado energético.
En este contexto, cabe señalar que junto con Hungría, Polonia y Chequia, Estonia era hasta ahora uno de los únicos países de la UE que no respaldan la meta de que la Unión Europea no emita más emisiones contaminantes de las que sea capaz de absorber en 2050.
Simson, exministra de Economía de Estonia, abogó por alcanzar la “neutralidad climática dentro de un mercado único interconectado y que funcione adecuadamente. Sí, apoyo la neutralidad climática. Creo que es una buena idea si queremos alcanzar los 1,5 grados” como máximo de incremento de las temperaturas en 2100 como marca el Acuerdo del Clima de París.
La futura comisaria de Energía, se comprometió a que “si falta ambición” insistirá “para que los Estados miembros caminen en la buena dirección. Podemos ser neutrales en el cambio climático y mantener la competitividad de las empresas”, dijo.
Apostó por la innovación para que Europa esté a la vanguardia de la energía mundial y genere más trabajo, más crecimiento y más competitividad al tiempo que los precios sigan siendo asequibles.
20/11/2019
Un reciente estudio de prefactibilidad en British Columbia, Canadá, describe la factibilidad de reutilizar pozos de gas natural para la generación de electricidad geotérmica y la producción de calor.
En un nuevo estudio de prefactibilidad publicado por Geoscience BC en Columbia Británica, Canadá, se evalúa el potencial para reutilizar el campo de gas natural Clarke Lake Field para albergar una planta piloto para generar energía geotérmica y calor.
Llamado “Estudio de Prefactibilidad Geotérmica Clarke Lake”, el informe evalúa dos sitios potenciales cerca del Campo de Gas Clarke Lake al sur de Fort Nelson. Describe los costos e ingresos potenciales, así como las recomendaciones de tecnología y los requisitos de permisos como un primer paso para comprender la viabilidad económica.
La jefa de Fort Nelson, Sharleen Gale, dijo: “La Primera Nación de Fort Nelson está agradecida por los estudios de Geoscience BC que han resaltado las oportunidades de recursos geotérmicos inmediatamente adyacentes a nuestra comunidad de origen y ubicados en nuestro territorio donde nuestra gente ha vivido durante miles de años”.
“No hay muchos lugares en el mundo donde se pueda acceder a la energía geotérmica. Estamos agradecidos por esta oportunidad única de buscar energía limpia y renovable que pueda brindarnos seguridad alimentaria, independencia energética y diversas oportunidades económicas en nuestro territorio”, agregó.
El vicepresidente Ejecutivo y director Científico de Geoscience BC, Carlos Salas, señaló: “Este estudio arroja cifras iniciales sobre la idea de utilizar campos abandonados de petróleo y gas para generar energía geotérmica y calor en el noreste de Columbia Británica; además, la electricidad utilizada en el área es generada principalmente por gas o importada de Alberta, por lo que además de aumentar la generación local de electricidad, existe un potencial real para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y brindar nuevas y diversificadas oportunidades económicas al área”.
El informe concluye que existe el potencial para una planta combinada de energía geotérmica y calor, y que el período de recuperación de los costos de desarrollo sería de entre 12 y 24 años. Identifica clientes potenciales para energía y usos para el calor, incluyendo calefacción de edificios públicos y clientes industriales. El informe también identifica oportunidades futuras que una planta geotérmica podría ayudar a generar, incluidos los invernaderos que utilizan el calor de la planta y el potencial para atraer operaciones de minería de criptomonedas.
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