20/10/2019
El fuerte incremento se explica por el aporte de las reservas no convencionales.
En 2018 las reservas comprobadas de petróleo aumentaron 18,45%, mientras que las de gas natural subieron 4,53% respecto del año anterior.
Las reservas constatadas de gas natural al 31 de diciembre de 2018 fueron 371.566 millones de metros cúbicos (MMm3), lo que implica un crecimiento interanual del 4,53%, según informó el Ministerio de Hacienda de la Nación.
En el caso del petróleo, las reservas confirmadas alcanzaron los 2.389 millones de barriles, creciendo 18,45% en relación al año anterior, según datos de la Secretaría de Gobierno de Energía sobre la base de las declaraciones juradas de las compañías operadoras.
Las reservas son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos que se anticipa que podrán ser técnica y comercialmente recuperadas bajo las condiciones imperantes a la fecha de la estimación.
Los datos dan cuenta de la continuidad en el crecimiento de las reservas comprobadas de gas natural y de una notable recuperación de las reservas confirmadas de petróleo.
El valor máximo histórico de reservas constatadas de gas se registró en el año 2000, mientras que en el caso del petróleo fue alcanzado en el año 1999.
El nuevo incremento de las reservas se explica principalmente por los hidrocarburos de formaciones no convencionales, cuyas reservas comprobadas crecieron 32,8% en gas y 191,9% en petróleo.
En julio de 2019 la producción de petróleo alcanzó los 505 mil barriles diarios, creciendo 4,4% respecto del mismo mes del año anterior.
Por su parte, la producción de gas natural alcanzó los 144 millones de metros cúbicos diarios, 9,3% por encima de julio de 2018, impulsada principalmente por la producción de shale gas, que prácticamente se duplicó en el período.
20/09/2019
Actualmente el país cuenta con alrededor de 2.000 plantas de gas natural en funcionamiento.
Las compañías de servicios públicos y de energía de Estados Unidos continúan invirtiendo fuertemente en gas natural: hay 177 plantas de gas natural planificadas, en construcción o anunciadas.
De ese total, 152 tienen una fecha de apertura programada entre 2019 y 2033, aunque sólo 130 cuentan ya con ubicaciones específicas elegidas.
Las plantas son una mezcla de instalaciones a gran escala destinadas a proporcionar mucha electricidad durante gran parte del día, y centrales más pequeñas para emplearlas durante períodos cortos cuando la demanda de energía sea particularmente alta.
Texas es el estado con mayor cantidad de proyectos propuestos, 26, seguido por Pensilvania (24), Carolina del Norte (12), Florida (10) California (9) y Montana (8).
Varios analistas energéticos señalan que esas nuevas instalaciones no tienen sentido financiero, porque para cuando la mayoría de estas centrales abran sus puertas, la electricidad que proporcionarán costará más que la de las alternativas de energía limpia.
Según la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, para 2023, el costo promedio de producir un megavatio hora de electricidad será de 40,20 dólares en una planta de gas natural a gran escala, mientras en las instalaciones solares y en las turbinas eólicas será 2,60 y 3,60 dólares más barato, respectivamente.
El Instituto Rocky Mountain analizó 88 plantas de energía a gas programadas para comenzar a operar en 2025, las cuales emitirían 100 millones de toneladas de dióxido de carbono al año, equivalente al cinco por ciento de las emisiones actuales del sector eléctrico norteamericano.
20/09/2019
Autoridades de GAS NEA dieron detalles de los pasos necesarios para concretar conexiones residenciales, comerciales e industriales.
Ante un auditorio completo y de gran interés, autoridades de GAS NEA S.A. dieron detalles de plazos, costos y trámites necesarios para conectar los usuarios finales a la red de gas natural, tendido en la ciudad y en los parques industriales de Puerto Tirol y Sáenz Peña.
Según trascendió, a mediados de septiembre podría estar habilitado en Resistencia el tendido domiciliario, y los usuarios podrán iniciar gestiones para su conexión.
A la reunión informativa asistieron representantes del sector industrial con empresas radicadas en los parques de Puerto Tirol y de Sáenz Peña; panaderos; clínicas y sanatorios; empresas constructoras, hoteleros, comerciantes de diversos rubros, gasistas matriculados y profesionales de distintas ramas.
Las principales inquietudes giraron en torno a los trámites y pasos necesarios para realizar la conexión de gas natural al interior de domicilios, industrias y comercios en los lugares por donde pasa la red en la ciudad de Resistencia y en los parques industriales. Y a futuro, la necesidad de más reuniones para definir detalles entre la Municipalidad de Resistencia, los gasistas y la distribuidora GAS NEA S.A.
En cuanto a tarifas, desde GAS NEA adelantaron que las tarifas de aplicación para la provincia del Chaco serían las mismas vigentes en las zonas de Corrientes donde opera la distribuidora con el servicio.
En materia de costos, el gerente técnico-operativo de la distribuidora, Carlos Castro, llevó a la reunión dos ejemplos que grafican la conveniencia del gas natural para aquellos usuarios que más consumen. Así, comparó que un hogar que consume actualmente unos 35 kilos/mes (poco más de tres garrafas de 10 kg a un costo individual de unos 280 pesos y total de 840), utilizando gas natural tendría un costo de 678 pesos por mes. Mientras que para un consumo de seis garrafas, el costo equivalente sería de 1700 pesos por mes.
El costo que la distribuidora cobrará a cada usuario por única vez para la conexión del gas domiciliario y la instalación del medidor, será de 4500 pesos.
En cuanto a las conexiones a los parques industriales, en la reunión se informó que en Puerto Tirol resta terminar la obra de la estación reductora de presión a cargo del gobierno provincial. Se estima, según indicó Miguel Cabero, que estará finalizada para mediados de noviembre o diciembre, a partir de lo cual se podrá disponer de gas en el predio industrial. El costo para la industria sería de 0,114 pesos por metro cúbico.
En tanto, para el parque industrial de Sáenz Peña restan hacerse obras de tendido y la estación reductora, que quedaron acordadas para una segunda etapa del convenio firmado por el gobierno chaqueño y GAS NEA.
20/09/2019
Así lo planteó el CEO de Transportadora de Gas del Norte, en un encuentro con empresarios brasileros. La empresa apuesta a integrar gasoductos para llevar el fluido.
Gracias al fenomenal desarrollo y potencial de Vaca Muerta, nuestro país podría volver a exportar gas a Brasil. Por lo menos así lo sugirió el CEO de la empresa Transportadora de Gas del Norte (TGN), Daniel Ridelener, quien detalló además que para esto se podrían integrar los gasoductos de ambos países.
Ridelener explicó durante Rio Pipeline, un evento promovido por el Instituto Brasileño del Petróleo (IBP), que el aumento en la producción de gas no convencional en Vaca Muerta y la expansión de la red de gasoductos argentinos podrían permitir el reabastecimiento de combustible de la central termoeléctrica uruguaya -brasileña ubicada en Río Grande do Sul, en la frontera entre ambos países.
El ejecutivo citó la existencia de un antiguo proyecto del Transportador Sulbrasileira de Gás (TSB), para conectar la red uruguaya a Porto Alegre, a través de un nuevo gasoducto de 615 kilómetros. Si se construye, el oleoducto permitiría que la producción argentina se vincule a la red integrada de oleoductos de Brasil.
Por lo pronto, Argentina y Brasil actualmente están conectados, pero la tubería existente sólo va a la frontera. En el lado brasileño, la infraestructura es operada por Sulbrasileira de Gas Transporter (TSB) y, en el lado argentino, por Gas del Mercosur Transporter (TGM). TSB es una compañía de Petrobras, Ipiranga Petroleum Products, Repsol y Total, cada una con una participación del 25%.
TGN está concretando millonarias inversiones para trasportar el gas proveniente de Vaca Muerta y por supuesto el mercado de Brasil también está en la mira. Incluso, según detalla la prensa brasileña, el mes pasado, el entonces secretario de petróleo, gas natural y biocombustibles del Ministerio de Minas y Energía de Brasil (MME), Márcio Félix, dijo que los empresarios argentinos se estaban moviendo para exportar gas natural a este país.
“Las cosas están sucediendo a una velocidad que no podemos seguir. Pero hay un movimiento de la industria argentina y del gobierno argentino, para hacer posible la conexión con Brasil a través del oleoducto desde Uruguayana a Porto Alegre (RS)”, detalló el funcionario.
Actualmente TGN es la licenciataria del servicio de transporte de gas natural por gasoductos de alta presión en el centro-norte de la Argentina, donde opera y mantiene un sistema de más de 9.000 kilómetros de gasoductos y 20 plantas compresoras con 375.620 HP de potencia. La empresa es la responsable del transporte del 40% del gas inyectado en gasoductos troncales locales, lo que representa el 20% de la matriz energética argentina.
Sus sistemas de gasoductos conectan las Cuencas Neuquina, Noroeste y Boliviana con 8 de las 9 distribuidoras de gas del país, con subdistribuidoras, industrias, comercializadoras y centrales térmicas ubicadas en 15 provincias argentinas. La clave es que es el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Brasil, Chile, Bolivia y Uruguay.
20/09/2019
Fue en julio cuando se alcanzaron los 144 millones de metros cúbicos por día.
La mayor producción de Vaca Muerta ya se siente en los números de la industria petrolera argentina e hizo que en julio el país alcanzara la más alta producción de gas natural de los últimos 14 años con un promedio diario de 144,4 millones de metros cúbicos.
El balance del último mes informado tanto por el gobierno nacional como por las provincias sitúa a la Cuenca Neuquina, que alberga a Vaca Muerta, como la primera cuenca productora de gas del país y la segunda en lo que hace a la extracción de petróleo, apenas por detrás de la tradicional Cuenca del Golfo San Jorge.
El rol del shale gas que se extrae de la roca generadora fue central para permitir no sólo compensar el declino que continúan experimentando los campos convencionales de todo el país, sino incluso para superar esa caída que fue del 5% interanual.
En total Vaca Muerta produjo en julio 36,5 millones de metros cúbicos de gas natural, marcando todo un récord para la formación y haciendo que en la provincia de Neuquén se alcance además la producción más alta desde el 2003 cuando era el gas convencional de Loma La Lata el que marcaba el ritmo.
Mientras en Neuquén el gas no convencional pasó a ocupar en este mes el 72% de la producción al sumarse al shale el tight gas, a nivel país los no convencionales también ganaron terreno y alcanzaron el 44% de la producción global de gas.
En el caso del petróleo julio también dejó un alto rendimiento tanto en sus valores generales como en lo que hace a Vaca Muerta. A nivel país se produjeron por día 505.000 barriles de petróleo, un 4,4% más que los registrados el año pasado. Si bien en este caso el impacto de los no convencionales es aún bajo, del orden del 19%, desde Vaca Muerta se aportaron nada menos que 87.000 barriles por día.
Para la provincia de Neuquén esto representó que el 64% del petróleo extraído en julio provino de tanto de Vaca Muerta como del asociado al tight gas, marcando la producción más alta de la provincia en los últimos once años. En total en la jurisdicción se extrajeron en julio 154.970 barriles de petróleo por día.
Gracias a estos volúmenes, la producción de petróleo del país acumuló 17 meses consecutivos de crecimiento e hizo que desde hace 15 meses no sean necesarias las importaciones de crudo liviano para la elaboración de combustibles.
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