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Consumo de electricidad en Argentina cae 6,3% en febrero

Consumo de electricidad en Argentina cae 6,3% en febrero

(Reuters) El consumo de electricidad en Argentina cayó un 6,3% interanual en febrero tras marcar un récord en el mes anterior, dijo el martes la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec).

El organismo señaló que el consumo eléctrico registró un descenso de un 6,4% en usuarios residenciales, de un 6,8% en el comercio y de un 5,2% en el sector industrial. Las temperaturas en febrero fueron inferiores a las registradas en igual período de 2016.

La demanda neta total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue de 11.008,4 GWh en el segundo mes del año, una contracción intermensual de 11,5% frente a enero.

«Este mes presenta un decrecimiento que retoma la tendencia recesiva de 2016, ya que es el descenso más pronunciado desde octubre del año pasado cuando la caída llegó a ser de 7,2%», dijo el reporte.

El informe detalló que la principal fuente de energía en febrero fue la térmica, con un aporte de un 65,8%; mientras que el aporte hidroeléctrico fue de un 26,1% de la demanda y el nuclear de un 5,5%.

Las generadoras de fuentes alternativas (eólicas y fotovoltaicas) produjeron el 1,9% del total y la importación representó el 0,7%.

Las mayores distribuidoras de energía de Argentina son Edenor, Edesur y Edelap.

Lanzarán licitaciones para el sector eléctrico por más de US$10.000 millones en Argentina

Lanzarán licitaciones para el sector eléctrico por más de US$10.000 millones en Argentina

(EconoJournal) El Ministerio de Energía de Argentina está terminando de definir un cronograma de licitaciones para ampliar la infraestructura del sector eléctrico. En concreto, la cartera que dirige Juan José Aranguren prepara una zaga de tres compulsas para incrementar la potencia del parque termoeléctrico y robustecer el tendido de transporte en media y alta tensión.

En primer lugar, el Gobierno lanzará una licitación de “cierre de ciclos y cogeneración” que apunta a motorizar el cierre de usinas a ciclo abierto mediante la instalación de turbinas de vapor. La convocatoria –que se anunciará oficialmente en abril- buscará, a su vez, que grandes industrias pongan en marcha proyectos para producir energía con recursos que hoy no son aprovechados.

Por ambos conceptos –cierre de ciclos y cogeneración-, el Ejecutivo busca ampliar el parque de generación en alrededor de 2.000 megawatt (MW), según cuantificaron a EconoJournal allegados al Ministerio de Energía. El Gobierno quiere que los emprendimientos estén operativos en 2018 y 2019.

“Son los proyectos más eficientes, porque se trata de generar más energía con la misma cantidad de combustible consumido”, agregaron. La compulsa movilizará desembolsos cercanos a los US$3000 millones.

Más adelante, en los meses de junio o julio, Energía presentará el pliego definitivo para construir nuevas centrales de ciclos combinados. A priori, la intención es favorecer el montaje de entre tres y cuatro usinas de gran porte con una potencia nominal de 800 MW cada una. El Ejecutivo busca sumar 3.000 MW de potencial al sistema de generación. Se estima que los proyectos movilizarán inversiones por entre US$4.000 y US$5.000 millones.

Tanto la primera como la segunda licitación trabajarán sobre proyectos que están siendo estudiados en el seno del Ministerio de Energía en el marco de la resolución 420/2016 de esa cartera, que convocó a empresas privadas a manifestar su interés de construir proyectos para ampliar la infraestructura del sector eléctrico.

En medio de esas dos compulsas, el Ejecutivo prevé realizar una tercera licitación para instalar nuevas líneas de transmisión eléctrica en media y alta tensión. La intención del Gobierno es lanzar esa licitación en mayo. “Serán obras prioritarias que serán definidas por técnicos del Ministerio de Energía, algunas fueron presentados bajo la órbita de la 420, pero otras no”, precisaron las fuentes consultadas. La compulsa espera traccionar inversiones en torno a los US$3.000 millones. Por lo que, entre las tres licitaciones, el Gobierno espera traccionar desembolsos privados por más de US$10.000 millones.

Argentina: Vaca Muerta ya tiene pozos con niveles récord de producción

Argentina: Vaca Muerta ya tiene pozos con niveles récord de producción

(La Nación) No hay visita oficial de altos funcionarios del Gobierno nacional o encuentro con mandatarios y empresarios del exterior en los que no esté presente, implícita o explícitamente, Vaca Muerta. El último anuncio ocurrió a fines de enero en Davos, cuando Total anunció al ministro de Producción, Francisco Cabrera, US$500 millones de inversión para no convencionales.

En verdad, desde que un informe del Departamento de Energía de Estados Unidos determinó en 2013 que la formación patagónica podría contener la segunda reserva mundial técnicamente recuperable de shale gas y la cuarta de petróleo, todas las miradas en el sector se dirigen hacia allí. En los últimos años, YPF pero también otros grandes jugadores a nivel internacional, tomaron concesiones e iniciaron la exploración, y en alguna medida la producción, en la zona.

En la industria de hidrocarburos los términos de la ecuación económica incluyen, en primer lugar, la existencia de los recursos, pero también la profundidad y dificultad para extraerlos, los costos de producción, los precios de mercado, y además, el tiempo que lleva transformar los recursos existentes en reservadas probadas y económicamente rentables. En eso estamos en Vaca Muerta.

En los últimos meses parece haber un punto de inflexión que alienta las esperanzas cifradas en esta formación. Según nuevos estudios, habría evidencia de que algunos de los bloques actualmente en exploración de shale gas (gas de esquistos) y tight gas (arenas compactas) son de clase mundial y tienen un potencial equiparable con algunos de los más productivos de Estados Unidos, el país donde más se desarrolló la tecnología del fracking y la perforación de la roca madre.

Un reciente informe de la consultora IHS Markit sobre Vaca Muerta señala que “podría generar aproximadamente 560.000 barriles diarios de líquidos y 6.000 millones de pies cúbicos de gas diarios para el año 2040”, no obstante, ese potencial energético requiere de “una inversión anual significativa de US$ 8.000 millones sólo para perforación y completamiento durante el período de mayor actividad, junto con una garantía continua de un entorno empresarial estable por parte del Gobierno”.

El análisis de IHS Markit resalta que en la actualidad las áreas susceptibles de generar gas de Vaca Muerta son más atractivas que las que pueden generar petróleo. En cuanto a las áreas de gas seco, recomienda “precios de punto de equilibrio por debajo del precio regulado por el Gobierno de US$7,50/MMBtu”. Y aclara que “los resultados preliminares de los pozos horizontales de Aguada Pichana y El Orejano indican que el potencial económico podría ser aún más atractivo”.

Fuentes del sector destacan que en Aguada Pichana (tight gas), operada por la francesa Total en asociación con Wintershall, Pan American Energy e YPF, los resultados de los pilotos “son muy alentadores” y permiten “compararlo a los yacimientos shale más productivos de Estados Unidos”. Aún no está definido el programa de inversiones para este año y según pudo saber el Económico ahora se abre una etapa de discusión entre los socios para determinar ese monto.

Consultado sobre el potencial de yacimientos como El Orejano (YPF-Dow) y Aguada Pichana, el geólogo Luis Stinco, titular de la consultora Oleum Petra, sostiene que “todavía va a haber sorpresas positivas en Vaca Muerta. No digo que éstos no puedan tener potencial, pero también puede haber en otros lugares cosas importantes, algunos que ya están en exploración”. Considera que se avanzó en el conocimiento de la formación pero todavía hay un tema de costos. Mientras que un pozo convencional a 2.300/2.500 metros de profundidad “puede costar US$3 millones, el mismo pozo en no convencional puede estar en US$10 millones”, explica.

“No somos Kuwait pero vamos en la dirección correcta”, asegura Daniel Kokogian, especialista en Upstream (exploración y desarrollo) y director de YPF, y agrega que “estamos mucho más cerca que hace dos años”. En su opinión esto se debe a que entre 2012 y 2015 se perforaron unos 400 pozos horizontales, con resultados diversos, pero “a partir de 2016 todos los pozos fueron verticales”. La diferencia fue “una reducción de costos, pero también que la productividad de los pozos fue mejorando, sobre todo en gas”.

Además, el Gobierno nacional ha dado señales de precio a la industria, garantizando un valor estímulo (US$7,50/MMBtu), en el marco del Plan Gas, que estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2019. Esto representa un incentivo para las empresas, que hasta hace poco percibían US$2,60/MMBtu.

Todo esto está movilizando los planes de inversión en Vaca Muerta. Según fuentes del Ministerio de Energía, Servicios Públicos y Recursos Naturales de Neuquén, casi el 40% de la producción en la provincia corresponde a yacimientos tight y shale. “En los últimos tres años la extracción de gas en la provincia comenzó a repuntar tras una década de caída”, explican en la dependencia oficial, y añaden que “el año pasado la producción de las formaciones tight aumentó 42% y la del shale 25,8%, y creemos que se mantendrá la tendencia”.

En la actualidad, Neuquén tiene otorgados 19 contratos de proyectos no convencionales en marcha. En conjunto, las empresas tienen inversiones comprometidas por US$ 5.594 millones durante las etapas de piloto, que ascenderían a US$121.716 millones en caso de que estas tareas arrojen buenos resultados y se pase a la etapa de desarrollo.

Desde el Ministerio de Energía provincial aseguran que “si se generan las condiciones adecuadas, las inversiones seguirán llegando”. Y aclaran que “con una inversión anual de US$10.000 millones en yacimientos no convencionales de gas, Neuquén estará en condiciones de solucionar el déficit energético que hoy tiene el país”.

Gobierno argentino llamó a audiencia pública por alza del gas

Gobierno argentino llamó a audiencia pública por alza del gas

(La Nación) Otro aumento en los servicios públicos golpeará el bolsillo de los consumidores argentino: el Gobierno convocó a una audiencia pública para determinar los nuevos cuadros tarifarios que tendrá el suministro de gas por redes, que comenzarán a regir a partir de abril. El encuentro, según se indicó, se llevará a cabo el próximo 10 de marzo en el Teatro de la Ribera.

LA NACION anticipó la semana pasada que, según los últimos cálculos que el Enargas, ente que regula el sector, les ordenó hacer a las compañías que prestan el servicio, en promedio los incrementos para la mayor franja de consumo rondarán el 50%. Así por lo menos lo indicaron tres fuentes privadas. Sin embargo, habrá una dispersión importante entre facturas de usuarios con distinto volumen de demanda, que partirán de ajustes mínimos para los consumos más bajos. Así se desprende de estudios que hicieron en el sector.

Ayer, el Gobierno publicó en el Boletín Oficial la resolución 29-E/2017, que fija la convocatoria «a fin de considerar los nuevos precios del gas natural en el punto de ingresos al sistema de transporte y del gas propano destinados a la distribución por redes, con vigencia semestral prevista a partir del 1° de abril de 2017, en base al sendero de reducción gradual de subsidios».

La norma, que lleva la firma del ministro de Energía, Juan José Aranguren, precisa que «podrá participar en la audiencia pública toda persona física o jurídica, pública o privada, que invoque un derecho o interés simple, difuso o de incidencia colectiva». De la misma manera, precisó que la audiencia se llevará a cabo el viernes 10 de marzo a las 9 en el Teatro de la Ribera, en la avenida Pedro de Mendoza 1821, de la ciudad de Buenos Aires.

Para evitar problemas con la Justicia, el Gobierno deberá ampliar la participación al máximo. Por eso, la norma indicó que la cartera que conduce Aranguren deberá disponer de «mecanismos para la participación simultánea de usuarios e interesados de las distintas áreas de servicio comprendidas en las licencias de distribución de gas, a cuyo fin se habilitarán centros de participación que contarán con herramientas tecnológicas para su conexión con la sede dispuesta». Estos centros estarán en las ciudades de Paraná (Entre Ríos), Córdoba, Mendoza, Neuquén, Ushuaia (Tierra del Fuego), Rosario (Santa Fe), Salta y Santa Rosa (La Pampa).

El plazo para la inscripción en el registro de participantes se extenderá hasta 48 horas antes de la celebración de la audiencia, según se estableció en la norma.

Argentina busca atraer inversiones en petróleo

Argentina busca atraer inversiones en petróleo

(Diario Financiero) El gobierno argentino anunció en las últimas semanas una serie de medidas para desarrollar la industria petrolera, en un esfuerzo para impulsar inversiones y producción doméstica y reducir su dependencia de las exportaciones. Éstas incluyen la “flexibilización” de condiciones laborales en Vaca Muerta, un campo petrolero de 30.000 kilómetros situado en el sur de Argentina, que es el segundo reservorio mundial más grande de gas de esquisto y el cuarto de petróleo. El gobierno también espera gradualmente eliminar la distorsión de precios de gas, pero los mantendrá altos en el mediano plazo como incentivo para las inversiones.

El acuerdo del Ejecutivo con las empresas petroleras, sindicatos y el gobierno provincial de Neuquén llega después de los datos débiles de las inversiones en Vaca Muerta. A pesar de potencial del recinto, hay solo dos de 17 concesiones en explotación.

Según el acuerdo, las empresas petroleras invertirán US$5.000 millones en el campo en 2017, seguidos por US$15.000 millones por año desde 2018. A cambio, el gobierno levantará los impuestos a la exportación de petróleo crudo y sus derivados, extenderá hasta 2020 el “Plan Gas”, según el cual el precio mínimo de US$7,5 por mBTU (por encima de los precios globales del mercado) será pagado por gas natural obtenido de los nuevos pozos.

A su vez, el gobierno de Neuquén se comprometió a no aumentar los impuestos existentes ni introducir nuevos. Además, las autoridades regionales y federales mejorarán la infraestructura de transporte para reducir los gastos en logística.

Al mismo tiempo, el gobierno avanzó hacia la reducción de distorsiones en los precios del petróleo, acordando eliminar gradualmente el llamado barril criollo: el pago de apoyo que las empresas petroleras recibían desde 2015 para contrarrestar el efecto de la caída de los precios internacionales.

A las petroleras se les permitirá aumentar precios trimestralmente este año (empezando con 8% en enero). Con US$ 1,2 por litro, éstas son levemente por encima del promedio global y de los de la mayoría de países latinoamericanos.

Flexibilidad laboral

La mayor innovación del acuerdo, sin embargo, es la “flexibilización” de las condiciones laborales. Los cambios incluyen eliminación de “horas taxi” (los beneficios que reciben los trabajadores por el tiempo que pasan en camino desde sus casas a los pozos), además de varias medidas para mejorar la productividad, como la reducción de número de empleados por pozo, introducción de horario nocturno y la relajación de restricciones de velocidad del viento para trabajar.

La reducción de costos laborales por estas medidas estima llega a entre 15% y 20%. El hecho de que los poderosos sindicados laborales aceptaron el aflojamiento de condiciones laborales marca un importante giro. Los trabajadores petroleros históricamente se han beneficiado de los relativamente generosos beneficios. Pero la recesión de los años recientes ha producido despidos masivos.