Mes: diciembre 2021

La ecuación del gas para 2022

La presión en los precios internacionales del Gas Natural Licuado ya anticipan un costo incremental para cubrir el pico del próximo invierno. La vuelta del buque regasificador, el swap con Chile, la incógnita de Bolivia y el incentivo del Plan Gas en el delicado equilibrio.

A un año del lanzamiento del Plan Gas.Ar, el Gobierno nacional estima que la implementación del programa permitirá en 2022 un ahorro de 3.100 millones de dólares en sustitución de importaciones, pero los precios internacionales que merodean niveles históricos en el hemisferio norte, anticipan un escenario al menos complejo para el próximo invierno. Las obras del nuevo gasoducto troncal que permita evacuar la producción incremental futura del no convencional neuquino no solucionarán en el corto plazo las limitaciones de transporte y obligarán a mantener las importaciones de GNL, el regreso del segundo barco regasificador de Bahía Blanca y la compra de combustibles líquidos.

Los valores del gas natural en Europa vienen de alcanzar niveles históricos antes de lo que se espera sea un invierno duro debido a la escasez de suministros y altos costos de energía. Los precios asiáticos del GNL subieron a medida que la demanda aumentó en China por las bajas temperaturas y el precio promedio para la entrega en diciembre al noreste de Asia aumentó a US$ 31,5 por millón de BTU. Mientras el rigor del clima por debajo de lo normal podrían agotar los inventarios rápidamente y devolver a los compradores a la búsqueda de GNL al contado, de acuerdo al reporte del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (CEEPYS).

En un escenario similar, los precios del gas Henry Hub merodeaban las últimas semanas en torno a los US$ 5,50 por millón de BTU, representando un incremento de poco más de US$ 3 con respecto a un año atrás. Esto viene generando una tensión creciente entre los exportadores y los compradores que han disfrutado de gas barato durante más de una década, e incluso algunas empresas industriales y químicas han construido negocios enteros en torno a los bajos precios del gas en Estados Unidos.

En la Argentina, para el reciente invierno, Ieasa llegó a pagar en la última licitación del año hasta US$ 14,052 por Mmbtu para entrega en el regasificador de la terminal de Escobar, casi 10 dólares más de lo que había conseguido un año atrás en un mercado global debilitado en su demanda por la pandemia. Pero a medida que la reactivación se hace sentir en todas las latitudes el incremento de los requerimientos energéticos le sumaron presión a los precios, y ya encienden señales de alerta en el Gobierno que apuesta a fortalecer la oferta local hasta donde lo permitan los gasoductos.

El último informe de coyuntura de la Consultora Ecolatina, analiza de qué manera puede impactar este escenario en la Argentina que ya a septiembre arrojaba una balanza comercial energética negativa en US$ 1.514 millones para los primeros nueve meses del año, con el gas licuado y el gasoil como principales importaciones con mayores volúmenes y precios que en 2020. Mientras tanto, esa tendencia en aumento podría profundizarse en 2022 y significar un déficit en la balanza energética por US$ 2.654 millones, en particular por el efecto del GNL.

Gabriela Aguilar, Country Manager para Argentina de Excelerate Energy, señaló que la previsión del mercado hace dos años con precios del GNL a 6 o 7 dólares promedio se ha distorsionado tanto por la irrupción de la pandemia como por los crudos inviernos que incrementaron la demanda en distintas regiones del sudeste asiático y del hemisferio norte. Pero a pesar de ello, valoró que la Argentina viene desarrollando una política de compra spot “muy exitosa con precios alcanzados muy interesados” y aún “en este contexto de volatilidad se espera que los precios actuales bajen por la simple contraestacionalidad”.

“Creemos que no van a ser los precios que estamos viendo ahora” planteó Aguilar aunque llamó la atención con la situación que se está registrando con la provisión de gas desde Bolivia, que en la actualidad debería estar inyectando 27 MMm3/dia por el contrato binacional original, pero que en el último invierno se redujo a un techo de 14 MMm3 y en últimas semanas se redujo hasta la mitad.

No obstante, más allá de la situación que aqueja desde el norte del país, en medios oficiales ya se reconoce que los precios del GNL para reemplazar ese faltante en 2022 podrían hasta duplicar los conseguidos en la última temporada. De acuerdo al informe de Ecolatina las importaciones de GNL que superaron los US$1060 millones este invierno, pasaran a US$2.160 millones en 2022, en tanto que las compras de gasoil y fuel oil alcanzarían los US$1.730 millones

Con ese panorama, a la luz del Plan Gas.Ar se destaca que la producción en el país creció más de un 18% desde el lanzamiento en noviembre del año pasado, lo que se reflejó en un incremento de la producción en Vaca Muerta en un 45% alcanzando los 68,5 millones m3 diarios, la mitad del total del país. En divisas se tradujo para este año -de acuerdo a la Secretaría de Energía- en un ahorro por US$ 1.250 millones y se proyecta que para 2022 se ahorrarán otros US$ 3.100 millones en importaciones.

Un swap y la vuelta del regasificador

Además, de ya estar decidido en la Secretaría de Energía el lanzamiento en breve de la licitación para la contratación desde mayo de un segundo buque regasificador para la terminal de Bahía Blanca, el Gobierno nacional analiza un swap de gas con Chile como otro de los recursos para atemperar el pico de demanda del próximo invierno, y en consecuencia del costo fiscal de importación.

La operatoria consistiría en incrementar los volúmenes que el país puede enviar en los próximos meses de verano en momento en que Chile tiene que proveerse de GNL a valores actuales que superan los US$30. Así, en el invierno del sur debería devolver a la Argentina los mismos volúmenes pero a precios ya de contratestación con un importante ahorro para el vecino mercado.

Un capítulo aparte tendrá que afrontar el país en su relación con Bolivia, que volvería a reducir sus envíos de gas natural a la Argentina por las dificultades que esta afrontando en sus yacimientos. Un problema de corto plazo que podría ser una oportunidad a aprovechar en el futuro mediano.

Fuente: mase.lmneuquen.com

La EPE inicia una nueva era digital con la telemedición

Con una inversión superior a los 100 millones de pesos, permitirá realizar a distancia la posibilidad de acceso remoto a la información de consumo, mediante una aplicación instalada en el celular de cada usuario, microbalances, detección de pérdidas, fallas y anomalías.

Con una inversión superior a los 100 millones de pesos, la Empresa Provincial de la Energía (EPE) avanza en uno de los proyectos centrales del programa EPE Digital: la telemedición a distancia de los consumos de electricidad de los usuarios de su jurisdicción.

El Presidente de la EPE, Mauricio Caussi, describió que “el proyecto contempla la posibilidad de acceso remoto a la información de consumo, mediante una aplicación instalada en el celular de cada usuario. Significa, además, disponer de información sobre sus consumos energéticos en tiempo real”.

“El objetivo es convertir a la EPE en una empresa más dinámica, eficiente, cercana a sus usuarios”; dijo Caussi y anadió: “La incorporación estratégica de nuevas tecnologías permitirá contar con información en forma transparente y ágil, manejar y monitorear procesos e información en línea, reducir gestiones manuales y redistribuir el capital humano en trabajos que generen mayor valor”.

En esta primera instancia se instalarán 10.600 equipos distribuidos en las localidades de Rosario, Santa Fe y Rafaela. El proyecto tiene como objetivo la incorporación de 30 edificios en 2021, más de 150 edificios en 2022 y otros 10.000 domicilios particulares. Desde inicios del mes de noviembre, ya comenzaron las instalaciones de equipos. Además, incluye la posibilidad de intervenir en zonas rurales en el sistema de lectura remota.

La posibilidad de contar con medidores inteligentes en la provincia permitirá disminuir los tiempos de gestión hacia los diversos tipos de usuarios. Esta evolución en las tareas incorporará una comunicación bidireccional con el usuario, mayor presencia y visibilidad de la empresa. Y un valor adicional, al estar coordinadas bajo el mismo plan, se conseguirá el contexto necesario para profundizar el impacto y mejorar la gestión empresaria.

Telemedición

La telemedición consiste en medidores inteligentes que realizan diversas operaciones a distancia: toma de lectura para facturación, cortes y reconexiones del servicio. Permite, a su vez, el control por parte de los usuarios del consumo y del servicio brindado por la empresa.

Con este sistema, el medidor toma la lectura del consumo eléctrico del domicilio y transmite los datos a un sistema informático, traduce los datos en información que estará disponible tanto para la empresa eléctrica, como para el usuario.

Además, genera información para una adecuada toma de decisiones: conocimiento del consumo de electricidad en cada hogar, día a día, posibilidad de ahorro y reducción de la huella de carbono. Este conjunto de datos, posibilita la generación de microbalances, la detección de pérdidas, fallas tempranas para evitar corte del servicio y anomalías puntuales.

Fuente: santotomealdia.com.ar

Empresarios chilenos desembarcan en Vaca Muerta con inversión de u$s100 millones

La familia chilena Solari Donaggio adquirió un área de 110 k2 en el norte de Vaca Muerta. Los 30 pozos activos producen 600 barriles de petróleo y 65.000 m3 por día de gas. Prometieron perforar otros 9.

Megeve Investments, propiedad de la familia chilena Solari Donaggio, adquirió a través de su nueva compañía Patagonia Energy la concesión de explotación de las áreas de hidrocarburos Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, ubicadas en el norte de Vaca Muerta. Según informaron a Ámbito, los costos de operación para hacerse cargo de las áreas y las inversiones comprometidas a futuro suman alrededor de u$s100 millones.

Los empresarios chilenos asumieron la totalidad de las obligaciones financieras restructuradas por Medanito, -anteriores explotadores- y prometieron dar continuidad a la operación del área y estabilidad laboral al personal involucrado, mientras Medanito concluye su reestructuración financiera, tanto con instituciones financieras como con tenedores de sus obligaciones negociables.

 

“Nos entusiasman los desafíos que enfrentamos y desde el primer día trabajaremos para mejorar el desempeño de Aguada del Chivato, focalizándonos en una operación profesional, eficiente y sustentable. Iniciamos nuestra participación en el sector con la determinación de convertir a Patagonia Energy en un jugador relevante en la industria, desarrollando esta y las nuevas oportunidades que se presenten”, señaló Ingeniero Gustavo Palomeque, recientemente designado CEO de la compañía trasandina.

Aguada del Chivato y Aguada Bocarey se encuentran en el centro norte de la cuenca neuquina, en cercanías de la localidad de Rincón de los Sauces, y comprende una superficie de 110 km2. Actualmente cuenta con 30 pozos activos a partir de los cuales produce 600 barriles de petróleo y 65.000 m3 por día de gas.

 

 

Según detallaron desde Patagonia Energy, hoy el área destina alrededor de 35.000 m3 de gas diarios para cubrir la demanda de Rincón de los Sauces durante todo el año. “Existen en la concesión dos pozos no convencionales, uno vertical y otro horizontal, que se perforaron con el propósito de evaluar Vaca Muerta. Esta concesión está estratégicamente localizada sobre la formación en ‘ventana de petróleo’ y se ubica al lado del futuro parque industrial de Rincón de los Sauces, que podría representar una importante ventaja competitiva para un eventual desarrollo no convencional”, señalaron los nuevos concesionarios.

El Grupo Megeve cuenta con una amplia cartera regional de inversiones en minería, generación eléctrica y desarrollos inmobiliarios. Actualmente son propietarios de la cadena Sodimac en Argentina y de Falabella. Sus directores son los tres hermanos Solari Donaggio, que dirigen los destinos del retailer desde el retiro de su padre en 2010.

 

 

Las fuentes vinculadas a la adquisición -que tuvo asesoramiento de Puente- revelaron que la operación contó con la participación activa del Gobierno del Neuquén en las negociaciones, para “generar condiciones reglamentarias y comerciales propicias”.

La gestión de Omar Gutiérrez otorgó a Medanito – a instancias de Patagonia Energy- una extensión de 10 años para la concesión del área, formalizada por el Decreto Provincial 1.904/21, en la que se comprometieron:

  • un bono de extensión de u$s 6,8 millones,

  • un bono de responsabilidad social empresaria de u$s 900.000

  • erogaciones totales por u$s 95,7 millones, incluyendo la perforación de nueve pozos convencionales.

Luego, mediante el Decreto 1.954/21, el gobierno del Neuquén cedió la concesión a Patagonia Energy otorgándole los derechos de explotación de la misma.

 

 

Según informaron desde la petrolera chilena, ahora se desplegará un equipo técnico a cargo de Capetrol S.A., quien operará los yacimientos, haciendo uso de su “experiencia e idoneidad, con el claro objetivo de materializar el potencial de la concesión”.

De cara al futuro, Patagonia Energy buscará consolidar “los recursos necesarios para manejar todos aquellos proyectos que decida emprender, tanto en el ámbito de campos maduros, como también en el de recursos no convencionales”.

Fuente: www.ambito.com

 

Tarifas: advierten sobre la necesidad de disminuir subsidios para reducir el déficit fiscal

Señalaron que “buena parte del déficit fiscal se explica por el crecimiento de los subsidios”. Analistas destacaron por su parte la importancia de contar con una política tarifaria.

Una vez consumadas las elecciones legislativas, el Gobierno retoma su agenda económica con diferentes aspectos a los que prestar especial atención. Intentar reducir el déficit fiscal, en el marco de la negociación con el FMI, es uno de ellos. Así se desprende de un informe del Instituto para el Desarrollo Social Argentino (IDESA), que destacó que “el tema más urgente es disminuir los subsidios que cubren el retraso de las tarifas”.

El estudio analizó la dinámica de “indicadores claves de la economía” para evaluar la situación al respecto. “Según datos oficiales, entre diciembre 2019 y noviembre 2021 se observa que el Índice de Precios al Consumidor (IPC) creció 91%; el dólar oficial subió 67% y las tarifas de luz y gas que pagan los consumidores residenciales se incrementaron 11%”, remarcó la firma, que detalló: “Estos datos muestran que hay atraso en la cotización del dólar oficial, pero donde la distorsión es mucho más profunda es con las tarifas de la energía. Se trata de un tema central ya que buena parte del déficit fiscal se explica por el crecimiento de los subsidios. En el 2019 los subsidios a la energía representaban el 1,1% del PBI, mientras que en el 2021 se estiman en el orden del 2,4% del PBI. Tomando la proyección del Ministerio de Economía que espera terminar el año con un déficit fiscal primario de 4,3% del PBI, los subsidios a la energía representan más de la mitad del déficit fiscal”.

En ese escenario, desde IDESA señalaron que “devaluar el dólar oficial manteniendo las tarifas congeladas aumentará los subsidios”. “Como los subsidios se financian con emisión, que la gente rechaza, aumentarán las presiones sobre la inflación. Por lo tanto, el valor del dólar se seguirá atrasando a pesar de la devaluación. Así, la devaluación, en lugar de corregir el atraso del dólar, acelerará la inflación restableciendo el atraso. Por eso, la prioridad del gobierno no pasa por el dólar, sino en dar una señal clara de que se va a ocupar en serio en disminuir el déficit fiscal. Si bien la agenda es frondosa, lo más urgente es tomar control de las áreas de regulación energética. La credibilidad del gobierno depende del inicio de un proceso de disminución de los subsidios a la energía con tarifa social para las familias de menores ingresos. Esto, además de permitir moderar la emisión monetaria, aumentará las probabilidades de entablar en buenos términos y con chances de éxito un acuerdo con el FMI”, remarcó el informe.

“Es antipático reducir los subsidios a las familias de ingresos medios y altos. Pero resultará políticamente mucho más costoso someter a toda la población a la traumática experiencia de sufrir una espiralización de la inflación cuando ya está por encima del 50% anual. La única forma que el gobierno recupere legitimidad es controlando la inflación, que no se logra con controles de precios y congelamientos de tarifas, sino reduciendo el déficit fiscal”, concluyó el estudio.

Política tarifaria

“Más que un descongelamiento de tarifas, creo que lo urgente es que haya alguna definición sobre la política tarifaria y sobre la política energética en general. Descongelar precios sin un plan, es un error. Luego, en el marco de un Plan Energético, debemos discutir si el descongelamiento puede ser más o menos acelerado, más o menos distributivo. Pero lo urgente es tener estrategia”, señaló a Ámbito Julián Rojo, economista del Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi, quien remarcó: “El problema que enfrenta el Gobierno es que no tiene plan ni tiene tiempo, porque los subsidios energéticos crecen muy aceleradamente”.

“Una normalización tarifaria tiene que implementarse con criterios distributivos y de eficiencia. El contexto hace que, incluso, los límites para implementarla (ya sea por cuestiones fiscales, sociales o de servicio) sean bastante claros y estrictos. Creo que una buena herramienta es la tarifa social que, perfeccionada, cumple con los criterios”, agregó Rojo, quien aclaró: “La tarifa social es un mecanismo de focalización de subsidios a la demanda. Perfeccionarla implica que sobre la base de lo ya hecho se utilicen herramientas complementarias y un diseño basado en el aprendizaje de los hechos”.

Sintonía fina

Por su parte, Claudio Caprarulo, director de la consultora Analytica, señaló a Ámbito: “La corrección de tarifas es necesaria porque es ineficiente. Hoy también se subsidia a quienes no lo necesitan y una energía muy barata genera incentivos a un consumo no responsable de recursos no renovables, que a su vez puede implicarnos más importaciones. En el marco de un acuerdo con el FMI, difícilmente el Gobierno tenga margen para no reducir los subsidios a la energía, que a septiembre representaron 1,6% del PBI”.

“En un contexto con 40% de pobreza e inflación en 50% la corrección requiere de mucha sintonía fina para no profundizar aún más los desequilibrios económicos y sociales. El Gobierno debe primero lograr bajar la inflación núcleo, que promedia 3,2% mensual, y aprovechar la caída de los precios estacionales en diciembre, enero y febrero para que una gradual actualización de tarifas se vea al menos parcialmente compensada”, remarcó Caprarulo.

Sostener el equilibrio

“Desde la perspectiva fiscal, estamos cerca de los 3 puntos del PBI en materia de subsidios, en niveles que ya son aceptables. Se revirtió mucho con respecto de la reducción muy fuerte del componente de subsidios del macrismo, producto de actualizaciones muy por debajo de la inflación en estos dos años”, señaló por su parte el economista Sergio Chouza.

“A futuro, si se sigue incrementando esta proporción, es posible que reste espacio fiscal para otro tipo de medidas redistributivas que son necesarias. Y, por otro lado, el segmento al cual se empieza a llegar con una cuota mayor de subsidios es un segmento que efectivamente tal vez pueda pagarlo, sobre todo en un año como el 2022 donde los salarios deberían crecer en términos reales de manera más significativa que este año”, analizó Chouza, quien subrayó: “Sobre salarios creciendo en términos reales, aumentar proporcionalmente la cuota de subsidios sobre la clase media y media-alta, no parece tener mucho sentido. Así que me parece que, convalidando aumentos que se parezcan un poco más a la evolución de los costos de las empresas, se puede sostener o bajar en el margen el componente de subsidios y de esa forma, sostener una política que haga equilibrio entre no dejar a la clase media-baja y baja pagando tarifas plenas, pero tampoco que se desequilibre la situación macro”.

Fuente: www.ambito.com

El Gobierno adjudicó nuevos volúmenes para el Plan Gas, que generarán un ahorro de US$ 220 millones

De esta manera, el Gobierno procuraba sumar 6 millones de metros cúbicos por día a partir del próximo invierno.

La Secretaría de Energía adjudicó en el marco de la Ronda 3 del Plan Gas, 3 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta, en Neuquén, que se repartirán entre las firmas Pampa Energía, Pluspetrol y Tecpetrol en el trienio 2022-2024, y significarán un ahorro de US$ 220 millones.

La aprobación del concurso fue efectivizada a través de la Resolución 1091/21 del Ministerio de Economía publicada hoy en el Boletín Oficial, y es adicional a los volúmenes de gas ya comprometidos en anteriores etapas del Plan Gas, desde su lanzamiento en noviembre de 2020.

La Ronda 3 fue una compulsa abierta en la que podían participar todas las productoras y todas las cuencas del país, para reemplazar volúmenes de importación de gas natural licuado (GNL) y de gasoil. El Gobierno procuraba sumar 6 millones de metros cúbicos (m3) por día a partir del próximo invierno, para lo cual licitó un tope de 3 millones de m3/día de gas desde la Cuenca Neuquina, 2 millones desde el sur y 1 millón desde el noroeste, para el periodo de 2022 a 2024, con inicio de inyección en el próximo invierno.

Con la adjudicación, la firma Pampa Energía obtendrá 2 millones de metros cúbicos diarios a un precio de US$ 3,347 el MMbtu; Pluspetrol, por su parte, tendrá asignados 0,3 millones de metros cúbicos diarios a a US$ 3,594; y a Tecpetrol le corresponderán 0,7 millones diarios a US$ 3,618.

Los precios fueron acordes a lo que se venía adjudicando en el plan ya que el valor tope de ofertas debía ser el máximo ofertado en la primera ronda de Plan Gas.Ar. De esta forma, el precio promedio ponderado obtenido es de US$ 3,43, por debajo del precio promedio anterior del Plan que rondaba los US$ 3,55, precisó Energía en un comunicado.

Al respecto, el secretario del área, Darío Martínez, sostuvo que «es muy alentador para el país, que las productoras ratifiquen este Plan Gas.Ar en cada compulsa, y permitan con su participación alcanzar los objetivos que nos ponemos en cada etapa». En consonancia, el funcionario ratificó «este camino de previsibilidad, competencia por precio y estabilidad en las reglas que permite que las empresas programen, inviertan y multipliquen la producción, la actividad y los puestos de trabajo».

«Con estos valores, que disminuyen el precio promedio del gas del Plan, y estos nuevos volúmenes, vamos a producir ahorros de US$ 220 millones en divisas y reducir en US$ 175 millones el costo fiscal, generando simultáneamente más trabajo, más actividad y más regalías para la provincia«, subrayó.

Con estos resultados, las empresas de la Cuenca Neuquina saturaron la capacidad actual de transporte con su producción de gas, destacó la Secretaría. Sobre el tema, Martínez resaltó que «con la construcción de la primera etapa del sistema de gasoductos Transport.Ar, que incluye el tramo del nuevo gasoducto Néstor Kirchner hasta Saliqueló, tendremos el gran desafío de producir 24 millones de metros cúbicos nuevos de gas argentino para seguir sustituyendo importaciones».

Fuente: eleconomista.com.ar