20/11/2019

La recuperación está apuntalada por el desarrollo de programas en reservorios no convencionales.  

La producción de petróleo creció entre enero y julio de este año 1,9% comparada con la del mismo período del 2017, en tanto que la extracción de gas natural en el mismo lapso aumentó 5% influidas por el desarrollo de programas en reservorios no convencionales. Las producciones promedio mensuales a nivel país se ubican en 76.994 metros cúbicos de crudo y 128.027.000 metros cúbicos de gas diarios, de acuerdo con datos relevados por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).
La producción de crudo en los primeros siete meses del año superó en 308.526 metros cúbicos a la del mismo período del año anterior (16.322.737 m3 contra 16.014.211 m3), con un repunte productivo a partir de marzo, en tanto que la extracción de gas natural fue superior en 1.285.801 metros cúbicos (27.141.737 m3 contra 25.855.936 m3) con registros mensuales más altos en todo el período analizado.
De un relevamiento por empresas resulta que en julio último YPF encabezó la producción de crudo con el 45,26% del total país (34.751 m3 día) contra 45,35% en 2017 (34.127 m3 día), en tanto que en gas natural la empresa de mayoría accionaria estatal registró una participación de 30,36% en julio último (40.144 Mm3 diarios) con un descenso pronunciado respecto del 33,56% de la producción que se anotó un año antes (41.409 Mm3 día).
Por su parte, Pan American Energy sigue consolidada como segunda empresa productora de crudo con 20,86% del total país (16.015 m3 día) levemente superior al 20,01% de julio 2017 (15.057 m3 día) mientras que en producción de gas natural preserva su tercer lugar en el ranking con 11,55% del total (15.255 Mm3 día) con leve baja respecto de su participación con el 12,15% de julio de 2017 (14.993 Mm3 día).
Irrelevante en petróleo con el 1,72% del total país (1.323 m3 día), Total Austral continúa firme en el segundo puesto de producción de gas natural con 25,41% del total (33.576 Mm3 día) aunque registra un descenso respecto del 27,80% de julio 2017 (34.302 Mm3 día).
El dato más significativo del mercado en cuanto a gas natural lo constituye Tecpetrol desde su incursión en yacimientos no convencionales en Vaca Muerta. Su producción total pasó de representar el 3,52% en julio 2017 (4.341 Mm3 día) al 8,11% en julio último, con 10.713 Mm3 día. En petróleo esta empresa representó 2,76% de la producción total de julio último, con 2.122 metros cúbicos día.
En tanto, Pluspetrol sigue tercera en la producción de crudo con 5,48% del total a julio (4.209 m3 día) aunque en descenso respecto del 6,48% de un año atrás cuando produjo a razón de 4.872 m3 día. En gas su producción representó 2,25 % del total (2.974 Mm3 día) contra 2,41% del mismo mes de 2017 (2.979 Mm3 día).
Sinopec Argentina es cuarta productora de petróleo en el país, con 4,38% en julio último (3.367 m3 día), en descenso respecto al 5,19% de julio del año pasado (3.906 m3 día) y en gas su producción es de 1,22% (1.611 Mm3) también menor al 1,63% de julio de 2017 (2.010 Mm3 día).
Por otra parte, Pampa Energía se anotó en julio último a la cabeza de un pelotón de compañías cuya producción de gas fue de 3,43% (4.531 Mm3 día) con fuerte crecimiento interanual, de 3,40% en el caso de Ysur (controlada de YPF) con 4.496 Mm3 día, de 3,25% para Compañía General de Combustibles (4.292 Mm3 día) y de 3,01% para Enap-Sipetrol (3.971 Mm3 día), que en petróleo produjo 1,93 % del total (1.480 m3 día). Todas estas empresas mejoraron su performance respecto de julio 2017.
En lo que respecta a la producción por Cuenca, en julio último el 47,36% del petróleo y el 10,17% del gas fue producido en la Cuenca Golfo San Jorge (Chubut-Santa Cruz), mientras que en la Cuenca Neuquina se produjo 42,24% del crudo y 60,19% del gas por la fuerte actividad en la formación no convencional Vaca Muerta.
De la Cuenca Austral se extrajo 25,11% del gas natural total y 4,44 del petróleo (off shore y on shore), en tanto que la Cuenca Noroeste aportó 4,43% del gas y 1,13 del crudo. En la Cuenca Cuyana se produjo 4,84% del petróleo y apenas 0,10% del gas.
Un relevamiento por yacimientos permitió establecer como principales productores de gas a Cuenca Marina Austral (22.004 Mm3 día) y Aguada Pichana (7.707 Mm3 día) (Total); Loma La Lata- Sierra Barrosa (13.784 Mm3 día) y El Orejano de YPF (5.050 Mm3 día), Cerro Dragón (PAE) con 7.667 Mm3 día; y Fortín de Piedra de Tecpetrol (7.076 Mm3).
En petróleo, los principales yacimientos en producción son Cerro Dragón (13.176 m3 día) (PAE); Loma Campana (5.086 m3 día), Manatiales Behr (3.355 m3 día) y Chihuido de YPF (2.500 m3 día); y Jaguel Casa de Piedra de Pluspetrol (1.949 m3 día).

20/11/2019

El pico más alto fue el pasado 4 de octubre, con 17,854 millones de metros cúbicos, y su pico más bajo el 30 del mismo mes, con 7,045 millones. 

En octubre, Argentina importó en promedio 12,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) de gas natural boliviano, un 42% menos de lo establecido contractualmente para el verano, cuyo volumen mínimo fue fijado en 17,2 MMm3d.
Paralelamente a la menor demanda del energético boliviano, Argentina exportó en octubre a la empresa Methanex Chile SPA un promedio diario de 1,3 MMm3d de gas natural, según datos extraídos de la web del Ente Nacional Regulador del Gas.
La información oficial sobre la importación de gas natural desde Bolivia muestra su pico más alto el 4 de octubre, con 17,854 millones de metros cúbicos, y su pico más bajo el 30 de este mes, con 7,045 millones. El promedio diario de las compras para octubre se situó en 12,097 millones de metros cúbicos.
La Primera Adenda al Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito entre Energía Argentina SA (Enarsa) -ahora Integración Energética SA (IEASA)- y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) establece para el verano de este año (que va del 1 de octubre al 31 de diciembre) un volumen mínimo de entrega de 17,2 MMm3d y un máximo de 24,6 MMm3d.
El diario boliviano La Razón publicó el 13 de octubre pasado, que Argentina acumula desde 2008 a la fecha una deuda de US$321 millones por concepto de intereses y pagos que no cumplió por la compra de gas boliviano. El pasivo más alto, de US$265 millones, es por las facturas de julio y agosto de este año.
Sobre la menor demanda del combustible, el ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, declaró que, a pesar de la reducción en los volúmenes nominados por Argentina, éste igual debe pagar por la energía no retirada. “El contrato está claro, si (Argentina) nomina menos, es ‘take or pay’, ellos nos pagan por la energía no retirada y el pago está garantizado”, subrayó la autoridad.
El ministro boliviano fue enfático al señalar que, con ese sistema, el pago está garantizado porque, de lo contrario, “Bolivia ejecuta la boleta de garantía a la Argentina”.
El 10 de octubre, el secretario de Energía de Argentina, Javier Iguacel, dijo que se avanza en una “modificación sustancial del contrato de importación de gas natural” con Bolivia y aseguró que en dos años ya no requerirán más gas natural boliviano.
Esta decisión se debe a que las reservas del yacimiento de gas no convencional Vaca Muerta tienen recursos por 23.000 billones de metros cúbicos de shale gas y 27.000 millones de barriles de petróleo.
Días después de la declaración de Iguacel, el Ministro de Hidrocarburos de Bolivia respondió que su país hará cumplir el contrato de compra venta de gas natural con Argentina, aunque abrió la posibilidad de hacer cambios contractuales si es beneficioso para el Estado y si hay una mejora en los precios del energético para el país.
Entre el 22 y 26 de octubre se reunieron en Santa Cruz los representantes de YPFB e IEASA para conversar sobre la deuda y las nominaciones de gas. En el encuentro, Argentina pidió una prórroga para el pago de lo adeudado.

20/11/2018

El proyecto de Presupuesto contempla en el artículo 58 la creación de un fideicomiso para garantizar el pago de los subsidios correspondientes al programa de estímulo a la producción de yacimientos no convencionales de gas, creado por la resolución 46 del 2 de marzo de 2007.
A raíz del creciente costo fiscal del programa, que podría demandar unos 1100 millones de dólares el año próximo, se llegó a evaluar limitar el desembolso a 500 millones, pero finalmente el presidente Mauricio Macri prefirió no introducir cambios.
El fideicomiso tendrá por objeto garantizar a partir del año próximo hasta un 30% de las obligaciones que tuviera que afrontar el Estado a través de este programa, para lo cual contará con un patrimonio constituido por aportes del Tesoro Nacional, en efectivo o en instrumentos de deuda pública.
El objetivo del Gobierno es diferir en el tiempo el desembolso de ese 30%, pero en el texto se aclara que el Ministerio de Hacienda será el organismo encargado de dictar las normas complementarias para su constitución y funcionamiento. A su vez se faculta al Jefe de Gabinete a aprobar los flujos y usos de fondos del ejercicio y realizar las adecuaciones presupuestarias que correspondan.
El Fideicomiso estará exento de todos los impuestos, tasas y contribuciones nacionales existentes y a crearse en el futuro.

20/11/2018

La nueva exportación se da gracias al protocolo acordado entre los países que liberan las exportaciones e importaciones de gas y energía eléctrica y al aumento de la producción en Vaca Muerta. 

El secretario de Energía del Ministerio de Hacienda, Javier Iguacel, y el presidente de Chile, Sebastián Piñera, celebraron el inicio de una nueva exportación de gas natural al país trasandino.
“Estamos muy contentos por este día histórico que nos lleva a abrir esta válvula y por este camino de integración energética. Vaca Muerta es un recurso que está disponible para los pueblos hermanos y no hay ninguna razón para que no lo disfrutemos todos”, sostuvo Iguacel al referirse a la exportación que será utilizada para la generación eléctrica en el Complejo Nehuenco de Colbún S.A., ubicado en la Región de Valparaíso de Chile.
“Todos los días estamos teniendo mejores pozos y producción. El gas de Vaca Muerta creció año a año casi 250% en su volumen. Esta abundancia se traduce en precios competitivos y en una mejor calidad de vida para todos”, dijo el secretario.
El acto se realizó en Chile y contó con la participación de la ministra de Energía chilena, Susana Jiménez, y el subsecretario de Energía del país trasandino, Ricardo Irarrázabal.
Los 1,3 millones diarios de metros cúbicos de gas llegaron a través del Gasoducto GasAndes, de 463 kilómetros de extensión, ubicado entre la localidad La Mora, en la provincia de Mendoza, Argentina, y San Bernardo, Región Metropolitana, Chile.
La mayoría de estas importaciones de gas serán estivales (octubre/abril), en su mayor parte de carácter interrumpible, y con volúmenes de hasta 3 millones de metros cúbicos diarios destinados para la industria, generación eléctrica y para producción de metanol.
Hasta el momento, al menos ocho empresas ya iniciaron negociaciones de compra de gas argentino a productores o comercializadores, y sus contratos están recibiendo las respectivas autorizaciones por parte de las autoridades de nuestro país.
La integración energética entre Argentina y Chile es una prioridad para los Presidentes Macri y Piñera, quienes en abril pasado firmaron el Protocolo de Acuerdo de exportación, importación, comercialización y transporte de energía eléctrica y gas natural, eliminando las barreras y restricciones que existieron por más de una década.
En este marco, el pasado 22 de octubre, el Ministerio de Hacienda de la Nación, autorizó a la Compañía General de Combustibles (CGC) a exportar gas natural a Chile desde la cuenca neuquina, con un volumen máximo de 1.300.000 metros cúbicos por día de gas natural de 9.300 Kcal/metros cúbicos con plazo hasta las 06 del 1 de mayo de 2019, con condición interrumpible en caso de necesidad de garantizar el abastecimiento del mercado interno.