Mes: diciembre 2022

Si en medio de cepos, inflación, precios administrados y regulaciones discrecionales Vaca Muerta genera resultados productivos, imaginemos lo que será en una Argentina en desarrollo, con estabilidad macroeconómica y políticas de largo plazo.

Cuando elaborábamos el informe periódico del Estudio Carta Energética, la selección campeona se preparaba para jugar la histórica final del 18D. Sí, Lionel Messi y la Selección nos dieron una lección de mérito, esfuerzo y constancia, e inyectaron un hálito de esperanza en el contexto de una Argentina decadente. En la misma Argentina de Scaloni y Messi, hay sectores, como el energético, que vienen recorriendo una curva de aprendizaje y que, con otras políticas y una institucionalidad previsible pueden sorprendernos por su capacidad de reacción en los próximos años.

Vayamos a los datos. En diez meses acumulados de 2022, la producción bruta de petróleo crudo, incluyendo condensado y gasolina estabilizada marca un crecimiento de 13,6% respecto al mismo período del año pasado, alcanzando el mes de octubre un nivel de 626 mil barriles diarios (kBD), siendo esa marca la más alta desde el mes de enero de 2010. Es cierto, el desempeño está explicado en forma exclusiva por el impulso de la producción de tipo no convencional de Vaca Muerta (shale oil) con un ritmo superior al 50% en forma acumulada. De esta manera, el crudo no convencional representa el 41% del total de la producción y va ganando protagonismo en forma pronunciada si se considera que en el mismo período del 2021 representaba el 30% del total. Pero también es cierto, que, si en medio de cepos cambiarios, inflación crónica, precios administrados y regulaciones discrecionales Vaca Muerta genera estos resultados productivos, imaginemos lo que será en una Argentina en desarrollo, con estabilidad macroeconómica y políticas de largo plazo.

En diez meses acumulados de 2022, la producción bruta de petróleo crudo, incluyendo condensado y gasolina estabilizada marca un crecimiento de 13,6%.

El crecimiento de la producción de crudo fue posible gracias a la ampliación de la capacidad de transporte por ductos a cargo de la empresa Oleoductos del Valle (de33,6 mil m3/d a 43 mil). Mayor evacuación, mayores exportaciones. Inversiones privadas en nueva infraestructura logística lo hicieron posible. También se invierte en aumentar el almacenamiento en la terminal de Oiltanking Ebytem en Bahía Blanca. Considerando los resultados de la explotación en Vaca Muerta, la empresa Oldelval tiene en proyecto la construcción de un nuevo oleoducto paralelo al existente entre Allen y Puerto Rosales, con lo cual se pasaría de una capacidad de evacuación de 43.000 a 72.000 m3 por día con una inversión de 750 millones de dólares. Ya se amplió la concesión de transporte y las empresas interesadas financiarán la obra.

El dinamismo de las mayores ventas de crudo llevó a las exportaciones del rubro energético a crecer un 67,5% respecto al año anterior. Estimamos que van a cerrar el año por encima de los 8.000 millones de dólares y será la cifra récord superando el último pico en el año 2008 con 7.847 millones de dólares. Por supuesto, la contracara de esto son las importaciones de energía. En diez meses acumulan un crecimiento de 158%, con 11.958 millones de dólares por lo cual el saldo de la balanza comercial arroja un déficit de 5.092 millones de dólares. Los rubros que más impactan son las importaciones de gas (GNL, Bolivia) y de gasoil. Importaciones que se reducirán cuando entre en operación el nuevo gasoducto troncal cuya primera etapa Tratayén-Salliquelló está en construcción, pero con pronóstico reservado de entrar en operaciones el próximo invierno.

El crudo no convencional representa el 41% del total y va ganando protagonismo; en el mismo período del 2021 representaba el 30% del total.

En los próximos dos años se espera que, con la ampliación de la capacidad de transporte de Oldelval a 55 mil metros cúbicos diarios en una primera etapa, y la puesta en marcha del Oleoducto Trasandino con capacidad de 17,5 mil m3/d las exportaciones petroleras pueden aumentar en unos 3700 millones de dólares anuales contribuyendo a reducir el déficit energético.

En cuanto a la cadena de valor del gas natural, en los primeros 9 meses del año 2022 la producción aumentó del 8,9%, con 133,8 MM/m3/d en promedio. También el incremento es explicado por el dinamismo evidenciado en la Cuenca Neuquina, que muestra un aumento de un 18% respecto al año anterior. El gas tiene problemas de evacuación y su desarrollo intensivo depende de oportunidades de negocios en el mercado doméstico (petroquímica, gas vehicular), en la región (donde ya hay conexiones existentes) y en el mercado internacional (plantas de licuefacción, GNL). El propio oficialismo se ha resignado a aceptar cotizaciones en dólares (contrariando el dogma populista) para ampliar la oferta y extender los plazos del Plan Gas.Ar. En la subasta de mediados de diciembre se reaseguró el volumen de 70 MMm3/d para el período 2025-2028 a 3,54 USD el MMBTU, se obtuvieron otros 14 millones adicionales a 3,41 dólares, y 14 millones más para la estacionalidad invernal a 4,7 USD/MMBTU. Todo lo que compromete inversión adicional de YPF y los otros actores del mercado. En un mundo con Europa en guerra y crisis energética, donde los precios spot del GNL en diciembre están por arriba de los 40 dólares el MMBTU, y donde la referencia Henri Hub de Estados Unidos (ya gran exportador de gas por barco) está en diciembre en 5 dólares el MMBTU, las cotizaciones obtenidas en la Argentina son una buena noticia que permiten inferir la competitividad de nuestras cuencas.

El dinamismo de las mayores ventas de crudo llevó a las exportaciones del rubro energético a crecer un 67,5% respecto al año anterior.

El año que viene seguirá complicado. Los dólares energéticos no van a estar para reemplazar los dólares de la sequía agropecuaria. Persiste el laberinto de tarifas y subsidios, complicado por una segmentación mal concebida y mal implementada, y la institucionalidad del sector sigue herida (con Entes intervenidos y regulaciones incumplidas). Todo en un contexto de altísima inflación y en un año político. Pero por prueba y error la política y la sociedad empiezan a asimilar los problemas y las oportunidades que ofrece el sector energético. Ojalá la lección del seleccionado acelere el aprendizaje.

Fuente: www.infobae.com

El futuro energético es hoy. Estamos frente a un cambio de paradigma profundo que nos invita a replantear roles y responsabilidades, abre nuevos desafíos para la distribución de energía y fundamentalmente nos presenta una gran oportunidad como país.

Este año se llevó adelante el congreso Cidel Argentina 2022, el evento más importante de la distribución eléctrica que organiza, desde hace siete ediciones, Adeera junto a Cacier. El tema de esta edición fue la innovación y la tecnología como impulsores del desarrollo sustentable de la distribución eléctrica en Argentina y la región.

La transición energética es “presente”. Es una realidad. La tecnología nos permitirá evolucionar y generar las transformaciones que forman parte de las expectativas de los usuarios. Tanto los medidores inteligentes, las fuentes renovables de energía, los recursos energéticos distribuidos, las nuevas tecnologías de almacenamiento, la electrificación del parque automotor público y –gradualmente – privado, y el nuevo rol de los consumidores como prosumidores pero fundamentalmente ejerciendo acciones concretas en eficiencia energética, son el presente y el futuro cercano para las asociadas de Adeera y para el país.

Somos testigos y protagonistas de un cambio profundo. Las oportunidades que este proceso presenta para Argentina son muy significativas: necesidad de cuantiosas inversiones en infraestructura; reemplazo a gran escala de equipamiento ineficiente de refrigeración, calefacción y heladeras; reemplazo de la totalidad del parque de medidores, solo por mencionar algunos ejemplos. Estas cuestiones dinamizan la economía y generan nuevos puestos de trabajo de manera sostenible.

La distribución eléctrica está virando hacia otro lugar en el que dejaremos de ser solo distribuidores para convertirnos en administradores de energía. De la actual función de abastecer la demanda territorial y representar a la demanda en el mercado, pasaremos a poner a disposición la capacidad de las redes para permitir el desarrollo de nuevos negocios, servicios y actividades que aún ni siquiera imaginamos.

Todas las asociadas de Adeera están trabajando en la transición energética con la mirada puesta en las tres D: la descentralización, a partir de la cual el propio usuario es quien toma las decisiones que influyen cada vez más en el resultado del conjunto; la digitalización que tiene que ver con el recambio de los medidores tradicionales por medidores inteligentes que permiten acceder a la información de consumo de todos los usuarios en tiempo real y la descarbonización vinculada a la progresiva eliminación de la emisión de gases de efecto invernadero a través de medidas concretas como, por ejemplo, la adopción de la movilidad eléctrica.

La transformación de la industria en tecnología y la transición energética son sucesos inevitables e imparables y su dinámica es exponencial. Se abren nuevas oportunidades como las inversiones a gran escala, el advenimiento de novedosos servicios y nuevas oportunidades de negocios y también, la posibilidad de impulsar la creatividad, la innovación y la transformación cultural en el servicio.

Transitar de manera sostenible esta transformación requiere, entre otras cosas, de estabilidad macroeconómica e institucional; una mirada de largo plazo en la faz regulatoria, contemplando a la eficiencia energética como una política de estado; entes reguladores y prestadoras preparadas para los nuevos desafíos: reglas claras que incentiven la transformación y la consecuente inversión, ya que la infraestructura de redes – modernizada y robustecida – es la pieza fundamental de todo el esquema y por último, es vital que el proceso contemple la realidad de todos los usuarios del servicio, presentes y futuros, con sus particularidades y necesidades especiales.

Como decimos en Adeera, en esta época de profundas transformaciones e incertidumbres, estamos seguros de que el futuro es eléctrico.

Presidente de Adeera.

Fuente: www.ambito.com

El encarecimiento de la energía y los hidrocarburos por la guerra en Europa acelera los planes para el desarrollo nacional. Qué puede aportar Vaca Muerta.

Nuestro país tiene gas: produce ese hidrocarburo en varias cuencas productivas (NOA, Neuquina, Golfo San Jorge y Austral); de allí sale el gas que consumimos en todo el país a nivel residencial, industrial y para generación eléctrica. A la Argentina también le sobra gas: durante los meses de verano la producción nacional supera a los requerimientos de consumo interno; así, a partir de 2021 se empezó a exportar a Chile de forma no interrumpible (firme), cuando la demanda doméstica está plenamente satisfecha. Estas exportaciones representan un 5 por ciento de la producción local.

No obstante, durante el invierno nos falta mucho gas: la demanda de las distribuidoras, que abastecen a los hogares, se triplica; no hay producción propia que alcance y el desfasaje debe completarse con importaciones por tres vías: por redes desde Bolivia (todo el año, en virtud de un contrato 2006-2026), por buques de Gas Natural Licuado (GNL) en Escobar y Bahía Blanca, y de gasoil para Cammesa. En invierno estas importaciones representan un cuarto del total consumido.

En síntesis: la oferta local alcanza para satisfacer la demanda doméstica durante gran parte del año, mientras que en el período invernal el pico residencial supera con creces la capacidad de producción y transporte. Aquí las clave son dos: la creciente producción de Vaca Muerta y la fuerte estacionalidad del consumo hogareño.

Pero aún falta un elemento: Argentina podría exportar gas, mucho más gas, no solo por ductos (como se está estudiando con Brasil), sino vía licuefacción al mundo. Se trata de la puesta en valor de la producción excedente del shale gas y la comercialización de GNL en los mercados globales, hoy tan deseosos de garantizarse el combustible que reemplace la molécula rusa y agilice la transición ambiental.

Eso sí, llegar al estadio exportador requiere “hacer los deberes”, llevar a cabo un cúmulo de tareas encadenadas de cumplimiento imprescindible.

En primer lugar, garantizar la mayor cantidad de gas nacional de manera estable en un mediano plazo bajo condiciones de seguridad de abastecimiento, estabilidad de precios y garantía de demanda. Todos estos requerimientos están previstos y se vienen cumpliendo en el marco del “Plan Gas.Ar 2020-2024”, una política pública de estímulo a la producción “que determinó la reversión de la tendencia declinante del 8 por ciento anual [con] récords crecientes de actividad, perforación, fracturas y producción, tales que saturaron la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina”.

El resultado es satisfactorio para todos los actores involucrados: la industria, el Estado, las provincias y los consumidores residenciales, eléctricos e industriales. Tanto es así que el Gobierno acaba de lanzar las Rondas 4 y 5 para extender hasta fines de 2028 los compromisos de inyección de la Ronda 1 y al mismo precio. También para llenar el gasoducto Néstor Kirchner en julio 2023, incrementar la producción de invierno de 2024 en adelante y agregar oferta en las cuencas con declino.

Son compromisos que trascienden un mandato presidencial y gozan de respaldo al interior de esta coalición y también en la oposición. Y todo ello independientemente de la segmentación (los usuarios de la demanda prioritaria solo pagan el 32,7 por ciento del precio).

En segundo lugar, reemplazar las importaciones invernales de GNL y combustibles líquidos para generación eléctrica requiere de mayor capacidad de transporte. El Gobierno lanzó una serie de obras como el gasoducto Kirchner, la reversión del Gasoducto Norte y la expansión del Centro Oeste, pero todas esas ampliaciones aportarán, en unos 3 años, una capacidad adicional de hasta 44 millones de metros cúbicos/día. No obstante, aún nos faltarán más de 20 millones para satisfacer la demanda interna y lograr el autoabastecimiento en los meses de invierno.

En tercer lugar, concretar exportaciones de GNL a gran escala requerirá avanzar en los siguientes hitos: obtener acceso a financiamiento de capital (que no tenemos por la macro); desarrollar yacimientos nuevos en Vaca Muerta (que están); construir gasoductos dedicados (no por obra pública y distintos a las etapas del Kirchner, que no alcanzan); construir una planta de separación de líquidos (etano, propano, butano, CO2, nitrógeno); construir una planta de licuefacción (modular o escalable, en Río Negro o Bahía Blanca, que lleva mínimo 4 años); construir una terminal marítima y puerto de gran calado; conseguir contratos de venta (spot o de largo plazo, de clientes asiáticos o europeos); y obtener inversión aguas abajo (para que ese mismo cliente financie desde el 1° hito.

En cuarto lugar, debemos resolver un dilema regulatorio: ¿la eventual exportación de GNL será 365 o restringida durante el invierno por falta de autoabastecimiento? ¿Puede pensarse un esquema de saldo comercial positivo entre ingresos por exportaciones durante 8 meses vs. salida de divisas durante los 150 días de frío? ¿Es viable un sistema de “burbuja” que desacople los proyectos de licuefacción de la regla “prioridad mercado interno” del viejo decreto-ley de hidrocarburos 17.319/67? ¿Se precisa una ley aprobada por amplias mayorías intercoalicionales?

En quinto lugar, sumarle al check list un capítulo de industrialización del gas con destino a la petroquímica, el reemplazo de gasoil en el transporte terrestre y marítimo, la ampliación de la red de distribución domiciliaria y el incremento gradual del Valor Agregado Nacional y los encadenamientos productivos.

Finalmente, una conclusión auspiciosa: tenemos mucho gas y nos falta durante los inviernos, lo que será mitigado con nuevos gasoductos (y eficiencia); a la vez, podríamos producir mayores volúmenes de shale gas y exportarlos a gran escala. Dos elementos se presentan como articuladores: ciertos consensos transversales a nivel político y la oportunidad que plantea la transición energética de la matriz global en materia de descarbonización.

Potencial exportador de GNL

Argentina cuenta con el potencial natural y la capacidad técnica para convertirse en un tiempo relativamente breve en exportador de GNL a un mundo que requiere cada vez más de este tipo de recursos para garantizar la seguridad energética de los países y avanzar en la transición a fuentes renovables.

Puede ser un actor fundamental en ese proceso, pero, para ello, se necesita el desarrollo de infraestructura clave y condiciones que se mantengan en el tiempo.

El proyecto del gasoducto Néstor Kirchner es central para que el país aproveche su capacidad energética y sin duda nos acercaría al objetivo de consolidar un modelo exportador energético robusto y sostenible. Pero, para ello, es necesario acompañar el avance en infraestructura con previsión y constancia respecto de reglas que organizan la actividad.

El objetivo a no perder de vista es garantizar que las inversiones se aseguren y mantengan. En ese sentido, el Plan Gas.Ar marcó objetivos claros y un rumbo que permite pensar y planificar el aumento de la producción necesario para exportar de forma consistente a un mundo que nos abre las puertas.

Desde Excelerate Energy siempre apoyamos y seguiremos apoyando a la Argentina en este camino de desarrollo, queremos consolidar una presencia no solo con nuestras soluciones flotantes sino también en otras partes de la cadena de valor del GNL. En ese sentido son destacables los esfuerzos planteados por el Plan Gas.Ar, ya que siempre es mejor tener una dirección clara a no tenerla.

El sector necesita reglas claras y una política energética a largo plazo para poder desarrollar toda la potencialidad que tiene Argentina.

El mundo está viendo una crisis cómo ninguna otra en materia energética y en especial en lo que se refiere a gas. Sin embargo, no es una crisis de disponibilidad de recursos: existen en cantidad suficiente. Se trata de una crisis logística de acceso, dadas las consecuencias geopolíticas de la guerra en Ucrania.

Muchos países de Europa y de la región ven al GNL como una solución a estos problemas, a la vez de ser un gran mecanismo para la transición energética. El mercado en el mundo para el GNL argentino está y la exportación con respecto al precio de venta del GNL y considerando el flete es completamente rentable.

Por ello, si bien y cómo dijimos antes, aún falta tiempo para establecer una matriz energética exportadora en lo que se refiere a GNL, debemos continuar transitando el camino de la previsibilidad que es el gran impulso conceptual para el desarrollo del sector.

Fuente: www.pagina12.com.ar

El Yacimiento Los Blancos, ubicado en la provincia de Salta y operado por la empresa High Luck Group, cumple tres años de producción ininterrumpida de petróleo en la cuenca del Noroeste.

Luego de tres años del inicio de la etapa productiva, el pozo petrolero convencional HLG.St.LB.x-2001 del Yacimiento Los Blancos, situado en el departamento de Rivadavia, en Salta, produce en promedio 217 m3/día de petróleo y se posiciona como el de mayor producción de la cuenca Noroeste, según la operadora china High Luck Group. Se trata del descubrimiento de petróleo en Salta más importante en los últimos 30 años, que en noviembre de 2019 inició su etapa de explotación.

“Alcanzar ese lugar de liderazgo no fue nada fácil, ya que durante este tiempo ocurrieron dos grandes hechos que representaron un desafío inmenso para High Luck Group, que no desistió en sus objetivos y continuó firmemente con las operaciones”, remarcó la petrolera.

En primer lugar, destacó la compañía, la aparición de la pandemia del Covid19 paralizó la actividad, generando una gran caída en la demanda mundial de combustibles, afectando fuertemente a toda la actividad industrial y a la hidrocarburífera en particular. “Durante ese difícil período, gracias al compromiso de la empresa operadora y al esfuerzo de sus trabajadores se logró evitar la paralización del campo y se garantizó la continuidad operativa del mismo, reforzando con diferentes acciones y programas el fuerte rol económico y social que la compañía cumple en la provincia”, afirmó la empresa. A fines del año pasado, al ritmo de la recuperación de la economía mundial debido al fin de la pandemia, el Yacimiento Los Blancos aportaba a la provincia de Salta poco más del 20% de la producción total de petróleo, según la empresa.

En segundo lugar, la guerra entre Rusia y Ucrania convulsionó la economía global y trajo aparejado la caída de oferta de petróleo y gas, destacó High Luck Group. Y añadió: “particularmente en el norte argentino se sufrió un fuerte proceso de desabastecimiento de combustibles refinados en aquellos meses, lo cual afectó gravemente a la economía local”.

Incrementar la producción

Pablo Cavalleri, gerente de Operaciones de High Luck Group, expresó: “en consonancia con la crisis de desabastecimiento de combustibles, redoblamos esfuerzos operativos logrando valores récord de producción de petróleo en la cuenca, los cuales configuran cerca del 30% de la producción total de la misma, posicionando a High Luck como la principal productora de petróleo crudo del norte argentino. Logramos alcanzar un incremento del 100% en la producción respecto al inicio de la etapa de explotación del campo”.

2016

La petrolera señaló que “transcurridas varias décadas de desánimo exploratorio generalizado en el norte del país por ausencia de descubrimientos de relevancia, mediante la perforación del pozo exploratorio HLG.St.LB.x-1002 en 2016, la compañía comprobó la existencia de un nuevo reservorio productivo y un nuevo sistema petrolero en la cuenca cretácica del noroeste argentino, lo cual fue una gran noticia para la región”.

Dos años más tarde, se certificó la productividad del pozo HLG.St.LB.x-2001 y en 2019 se inició la etapa de producción, momento en que se culminan los trabajos de construcción de la batería de almacenamiento de crudo. A fines de 2020, y luego de que la provincia de Salta emitiera el decreto a través del cual nació la concesión de explotación del Yacimiento Los Blancos, se inició la etapa de producción efectiva del campo, finalizó High Luck Group.

Fuente: econojournal.com.ar