Autor: Mejor Energía

  • Concretan las primeras exportaciones de recursos bioenergéticos y se abre un mercado inédito

    Concretan las primeras exportaciones de recursos bioenergéticos y se abre un mercado inédito

    La región tiene una oportunidad muy grande para abastecer al mundo de fuentes de energía, y en particular la Argentina -además de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos- está en condiciones casi inigualables de exportar fuentes de bioenergías.

    Ante ese desafío, la empresa Saesa, uno de los mayores traders de gas natural y energía eléctrica, concretó las primeras exportaciones a Chile y a Europa de oleínas y ácidos grasos producidos en Argentina, con el objetivo de abastecer a este mercado con feedstocks. Es una posición arancelaria inédita para el sector energético que abre el mercado internacional a un segmento promisorio en el marco de los esfuerzos de los países por amoldarse a la transición global.

    Se trata de una operación que incluye la exportación de oleínas de aceite vegetal y aceite técnico de maíz (TCO por sus siglas en inglés Technical Corn Oil), con las que se busca abastecer de bioenergías a compradores europeos que se imponen cumplir con las metas de descarbonización acordadas por la Directiva de Energías Renovables (RED II) de cara al 2030, impulsando combustibles sostenibles como el SAF, HVO e Hidrógeno Verde.

    Los productos TCO integran la lista de “feedstocks” de segunda generación: materias primas no alimentarias, sustentables y provenientes de residuos agrícolas, forestales o industriales o cultivos energéticos no comestibles. A partir de estos se puede generar energía para diversos usos, explicaron a Mejor Energía los voceros de la compañía que preside Juan Bosch.

    Con este proyecto la firma da un nuevo paso en su expansión internacional. En 2021 había ingresado al mercado brasileño con la compra de la Central Térmica Uruguaiana, y sigue trabajando con la exportación de gas natural argentino a ese país. En el mismo sentido, la firma avanzó con la apertura de una oficina propia en España desde la que, a partir de este 2025, se coordinan las primeras exportaciones de bioenergía desde Argentina a terceros países de la región y a Europa.

    El responsable de la oficina europea de SAESA, Marcos Renard, aseguró que «la demanda de bioenergías está registrando un crecimiento exponencial por la entrada en producción de nuevas plantas en casi todo Europa que necesitan abastecer con feedstocks para cumplir con las metas de descarbonización acordadas por la RedII. En el corto plazo vemos una apuesta para generar confianza y resolver desafíos logísticos. Pero el esfuerzo vale la pena, porque el mercado demanda lo que nuestro país y región pueden producir».

    La materia prima o feedstocks para biocombustibles que están desarrollando son principalmente de origen 100% vegetal, como aceites de girasol, maíz, soja o mezclas. Por regulaciones de los diferentes mercados, estos feedstocks pueden ser de primera generación (virgen) o segunda generación (recuperados).

    Puntualmente el mercado europeo tiene una regulación que solo permite el ingreso de materia prima que no compita contra la alimentación. Gran parte de estos productos son recuperados de procesos industriales en provincias como Santa Fe, Buenos Aires y Córdoba, que son los principales productores, si bien existen plantas procesadoras a lo largo de todo el país.

    Otra fuente importante es la recolección de aceites usados tanto a nivel doméstico como gastronómico, donde diferentes empresas cuentan con una red logística diseñada para recolectar y tratar el aceite usado de cocina (“UCO” por sus siglas en inglés: “Used Cooked Oil”).

    Renard explicó que las empresas compradoras son «principalmente petroleras y refinerías que elaboran biocombustibles a escala como parte del proceso de sustitución de combustibles fósiles en línea con La Directiva de Energías Renovables II; un marco clave de la Unión Europea (UE) diseñado para promover el uso de energías renovables y contribuir a los objetivos de descarbonización establecidos en el Acuerdo de París y el Pacto Verde Europeo«.

    RED II apoya las metas de la UE de alcanzar la neutralidad climática para 2050, reduciendo al menos un 55% de las emisiones para 2030 respecto a los niveles de 1990.

    Además, Renard señaló: «El mercado de los bioenergéticos aun tiene mucho por crecer. Vemos que hay una evolución exponencial; año tras año se ven nuevos avances que permiten una mejor utilización/eficiencia en el uso de las materias primas disponibles. Tanto los feedstocks como la biomasa son fuentes de energía que toman mayor preponderancia con los años apalancados por el avance de las tecnologías aplicadas en plantas de última generación que buscan optimizar rendimientos y desarrollar nuevos tipos de combustibles sustentables, sostenibles y escalables».

    En este contexto es que se prevé un fuerte crecimiento impulsado por el lado de la demanda en el marco del proceso de transición energética. «La aparición de  combustibles como SAF, HVO e Hidrógeno verde impulsan esos requerimientos, no solo en Europa y Estados Unidos, también  otros países como Indonesia, Malasia, India y Brasil comunicaron ambiciosas metas de consumo interno de bioenergías, aumentando las tasa de corte de sus combustibles fósiles que actualmente rondan en un 10-15% al 20% o incluso 35% de biocombustibles», describió el directivo.

    Para Saesa, Argentina está en una buena posición para abastecer los diferentes mercados, aunque se impone un trabajo de simplificación, normalización y búsqueda de competitividad para que estas exportaciones ganen escala.

    «El sector de logística internacional fue afectado por las políticas macroeconómicas poco claras y aislamiento del mercado internacional, tornando a la Argentina como un origen ineficiente por sus elevados costos operativos, imprevisible y en consecuencia poco atractivo. El desafío está puesto principalmente en recuperar competitividad y confianza del mercado internacional», agregó Renard.

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  • Vaca Muerta 2025: los escenarios posibles para el shale neuquino

    Vaca Muerta 2025: los escenarios posibles para el shale neuquino

    Para Vaca Muerta, el 2024 fue positivo en sus números, como los de producción y fracking, en un contexto de vaivenes económicos y la nueva mirada del gobierno sobre el rol del Estado. El shale neuquino aguarda un 2025 estable, manteniendo inversiones en torno a los 10.000 millones de dólares, y varios proyectos de infraestructura en marcha para transporta más petróleo y gas.

    Mejor Energía preguntó a consultores expertos en temas de energía qué se puede esperar para Vaca Muerta en este 2025 y también qué condiciones deberían apuntalarse para que la industria de los hidrocarburos no convencionales pueda terminar otro año subiendo la vara en distintos ítems de la propia actividad y de su aporte a la economía de Argentina.

    Gustavo Pérego, director de ABECEB, consideró que el precio de los commodities generan una expectativa para la industria, en principio con el precio del petróleo (el Brent está superando los 80 dólares estos días) pero también con el gas podría tener un valor más competitivo.

    Gustavo Pérego, director de ABECEB.n

    No obstante, los nuevos sistemas de transporte de hidrocarburos que se desarrollan en el país serán clave. «Las nuevas infraestructuras de petróleo y gas y los indicios de Punta Colorada (Vaca Muerta Sur y el GNL) generan expectativa. Sólo la expectativa de mayor producción le va a dar fuerza a la actividad», señaló.

    Para Pérego, en 2025 Vaca Muerta volverá a mostrar crecimientos de dos dígitos -como pasa a la fecha con el petróleo-. «El RIGI va a estar funcionando bien para los proyectos de infraestructura energética. Hay muy buena expectativa con respecto a la industria y a los principales operadores, tanto en términos de desarrollo de las áreas como en invertir en nuevas obras para producción y exportación», definió.

    Ernesto Díaz, VP Senior de Rystad Energy LATAM, también destacó el impulso que dará a la actividad la puesta en marcha de las obras de transporte, en particular de crudo -se espera pronto el Duplicar de Oldelval, por caso-. Además, planteó que deberían sumarse mas equios de perforación para la aceleración de los proyectos de shale oil que tienen pendientes grandes compañías como Tecpetrol en Los Toldos II Este, Chevron en El Trapial o Pampa Energía en Rincón de Aranda.

    Ernesto Díaz, vicepresidente Senior de Rystad Energy LATAM.

    «Es fundamental, en el corto plazo, el desarrollo de Vaca Muerta por el lado del petróleo. Ojalá en algún momento de 2025 sea el levantamiento del ‘cepo’ y que se normalicen definitivamente el tema de las importaciones. Toda esa parte es muy importante para que las compañías, sobre todo las de servicios que traen los equipos más caros como los de perforación y fractura, decidan invertir en Argentina», opinó.

    «Otro aspecto importante es seguir reduciendo los costos, mejorando la eficiencia y la productividad como se vino haciendo hasta ahora, incorporando tecnología de punta, equipos más eficientes, mejorando los tiempos. El punta a punta, desde que se arranca la perforación hasta que se conecta el pozo y se empieza a producir», indicó. Y agregó: «Según nuestros pronósticos, se vienen dos a tres años donde tal vez el precio del petróleo baje un poco, por lo cual va a haber una mayor presión también para reducir todavía más los costos».

    Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, optó por «una respuesta no convencional», fiel a su perfil docente y con metáforas: «Vaca Muerta es como un adolescente en pleno desarrollo físico y mental. Ya creció, es una realidad, pero su potencial es altísimo. Requiere ‘alimento y una cancha donde correr’. Esto es, seguir gozando de inversiones cuantiosas en el Upstream y el Midstream. Zapatillas nuevas para un joven al que el pantalón le queda corto».

    Juan José Carbajales, director de Paspartú.

    «Asimismo, Vaca Muerta es un profesional junior que requiere de un horizonte para poder desarrollar su carrera profesional, esto es, de una proyección donde el sendero de avance, mejora y consolidación esté medianamente delineado. Así, no solo se trata de ampliar la infraestructura de evacuación, sino de conseguir el mercado que compre esos productos y la banca que lo financie», se explayó.

    «Por último, ese joven profesional deseoso de prosperar precisa de una capacitación continua, tanto de base como de perfeccionamiento. Y ahí es donde Vaca Muerta está en una encrucijada, si -como se ha verificado en 2024- el sistema universitario nacional y el complejo de ciencia y técnica no son valorados ni solventados económica y materialmente», explicó.

    Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, destacó los últimos movimientos en el mercado que se dieron en 2024 como la compra de los activos de ExxonMobil por parte de Pluspetrol, la consolidación de OTASA para exportar crudo a Chile y las obras para el oleoducto de Oldelval y el Gasoducto Perito Moreno (el ex «Néstor Kirchner»). Además de las propuestas por el GNL de Pan American Energy y Golar y el nuevo rumbo de Argentina LNG con la asociación de YPF y Shell.

    Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy.

    «El 2024 comenzó, luego de la gran devaluación, con un impresionante aumento de los precios de todas las energías en dólares reales y también en dólares oficiales. Este hecho, gracias al achicamiento de la brecha, a un menor control de precios y al aumento de tarifas fue el primer paso hacia una normalización del mercado energético», analizó. «También volvió el financiamiento a costo razonable para las grandes empresas petroleras lo cual es una gran noticia», añadió.

    Además de la inversión de Pluspetrol, Dreizzen destaca la vuelta de Geopark a la cuenca neuquina ahora para explorar Vaca Muerta junto a Phoenix Global Resources. Y, por supuesto, la venta de campos maduros por parte de YPF se traducirá en una reorientación de las inversiones hacia el shale neuquino. «Vaca Muerta se sigue desarrollando con nuevos pilotos y expandiendo su área más de lo pensado», manifestó.

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  • Según el IAE, Argentina importó un 63,4% menos de GNL en 2024

    Según el IAE, Argentina importó un 63,4% menos de GNL en 2024

    En su informe de Tendencias Energéticas, el Instituto Argentino Mosconi dio a conocer los principales índices de demanda, oferta, producción, exportaciones e importaciones de energía en los últimos 11 meses del año.

    El estudio revela que en el mes de noviembre de 2024 las ventas de combustibles aumentaron 4.2% intermensual, respecto del mes anterior y se redujeron 6,6% interanual. La reducción en las ventas de combustibles se explica por una baja del 4,8% en las ventas de naftas mientras las ventas de gasoil se redujeron 7,8%.

    Asimismo, el trabajo indica que el petróleo procesado total en el mes de noviembre se redujo aumentó 0.4% en el último año.

    Por otra parte, el gasoil obtenido fue 5% interanual y 0.9% anual mayor, mientras que la producción de naftas fue 0,4% mayor en doce meses. Estos datos indican que en el acumulado de los últimos doce meses se redujo el consumo de naftas y de gasoil a la vez que aumentó levemente la refinación para ambos productos derivados.

    Por otra parte, el gas entregado en el mes de octubre de 2024 (últimos datos disponibles) fue de 105 MMm3/d. Las entregas totales aumentaron 4,2% interanual.

    En términos desagregados por tipo de usuarios, el gas entregado a los usuarios residenciales se redujo 21,8% a la vez que en el acumulado del último año móvil presenta un incremento del 6,4% respecto a igual periodo del año anterior. Por otra parte, el gas entregado a la industria fue 2,7%.

    Entretanto, el precio de importación promedio del GNL – egún se pública en la web de ENARSA-, para todo el año 2024 fue de 10.7 U$S/MMBTU, mientras que, en los años 2023, 2022, 2021 y 2020 fue de 17,8, 28,8, 8,3 y 2,9 USD/MMBTU, respectivamente.

    De esta manera, las compras anuales de 2024 de GNL totalizan U$S 672 millones por 30 cargamentos.

    Esto es una reducción del 6,4% en el monto importado. Según las estadísticas de comercio exterior, el gas importado por gasoductos de Bolivia (y marginalmente de Chile) tuvo un precio de importación de 8 U$S/MMBTU para el mes de noviembre de 2024.

    El trabajo del IAE muestra que la balanza comercial energética del mes de noviembre de 202 4 arrojó un superávit de U$S 513 millones y acumula un saldo positivo de U$S 4,806 millones.

    Las exportaciones se redujeron 10.1%, explicado por una variación negativa en los precios, mientras crecieron 19,9 % anual. En tanto, las importaciones fueron 498% menores en el último año.

    Los índices de valor, precio y cantidad indican que en noviembre de 2024 se exportó 2,9% más de combustible y energía en términos de cantidades respecto a igual mes de 2023, mientras que los precios de exportación fueron 12,8%, menores dando como resultado una reducción en el valor exportado del 10.1% interanual.

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  • YPF cerró una mega emisión de bonos por U$S 1.100 millones

    YPF cerró una mega emisión de bonos por U$S 1.100 millones

    La petrolera YPF consiguió una colocación de bonos récord por U$S 1.100 millones a una tasa del 8,5% anual. De ese total, unos U$S 750 millones se utilizarán para refinanciar deuda que vence a mediados de julio, mientras que el resto ingresará cash a la compañía para nuevas inversiones.

    De la operación participaron cuatro bancos internacionales (BBVA, Deutsche Bank, Itaú BBA y Santander) como coordinadores globales, a los que se sumó Latin Securities.

    Esta mega emisión de bonos ocurre en un contexto donde el riesgo país tuvo una caída significativa en el arranque del año y con una caída por debajo de los 500 puntos. Otro de los temas que aún genera incertidumbre en los mercados es saber qué pasará con el cepo cambiario.

    JP Morgan aseguró que Argentina podría volver a ser considerado un mercado “emergente” incluso antes que levanten el cepo. Aunque esa posibilidad lleva tiempo, nada impide que los activos argentinos mantengan su ritmo alcista. De acuerdo al banco de inversión, en ese escenario favorable el mercado local podría recibir U$S 2.200 millones adicionales.

    La reducción del ritmo de ajuste del dólar oficial sería la primera modificación de varias medidas que deberían finalizar en un levantamiento del cepo cambiario, aunque estiman que difícilmente suceda antes de las elecciones legislativas.

    El propio presidente, Javier Milei, insistió en que precisaría un desembolso de por lo menos U$S 11.000 millones del FMI para poder salir del cepo, y aclaró, por otra parte, que los fondos frescos que reciba el Gobierno no serán para afrontar los futuros pagos de deuda, sino para fortalecer al Banco Central.

    En octubre de 2024, YPF Luz emitió U$S 420 millones en el mercado internacional, y obtuvo un fuerte respaldo de los inversores y logró refinanciar su deuda internacional a una de las tasas más bajas del mercado argentino.

    El monto obtenido fue destinado a la cancelación total anticipada del bono internacional en circulación por u$s 400 millones emitido en 2019 y que vencía en julio 2026 a una tasa del 10,25%. 

    De esta forma la compañía logró mejorar el perfil de vencimientos de su deuda, extendiendo la vida promedio y reduciendo en más de 2% su tasa de interés.

    Los bancos y entidades financieras que participaron en esa operación fueron las siguientes: Banco Santander Argentina S.A., Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., SBS Trading S.A., Balanz Capital Valores S.A.U y TPCG Valores S.A.U. Como colocadores internacionales y joint bookrunners, actuaron: Citigroup Global Markets Inc., Itaú BBA USA Securities, Inc., Santander US Capital Markets LLC y J.P. Morgan Securities LLC.

     

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  • El shale gas busca este año el impulso de la infraestructura para el crecimiento exportador

    El shale gas busca este año el impulso de la infraestructura para el crecimiento exportador

    La producción de gas natural desde Vaca Muerta es el segmento más promisorio del mediano y largo plazo, pero hasta entonces el avance de las obras de infraestructura será clave para asegurar las condiciones de su desarrollo con vista al horizonte exportador regional y global del abundante recurso de la formación neuquina.

    El 2025 arrancó con una oferta de gas nacional en torno a los 110 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), inyección de la cual unos 70 MMm3/d ingresan por el sistema de TGS, otros poco más de 30 por TGN y el resto por el ducto gastionado por Enarsa que es el Gasoducto Perito Moreno. En conjunto, el no convencional de Vaca Muerta ya representa algunos puntos por encima del 50% de producción de todas las cuencas, aún superior cuando el sistema produjo el récord de 153 MMm3/d en agosto.

    Con esa dinámica de desarrollo, los proyectos de incremento de evacuación de lo que produce la Cuenca Neuquina es una prioridad para las compañías, que deben afrontar algunos cuellos de botella para el crecimiento de manera casi inmediata. Como definió en una reciente entrevista en Estados Unidos Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía y accionista principal de TGS, la transportadora «está en el centro de este boom energético», y como tal su rol es fundamental en el transporte de la producción que se espera de la formación no convencional de los próximos años.

    En este sentido, TGS propuso en 2024 la primera iniciativa privada del gobierno de Javier Milei por la cual prevé la ejecución y financiamiento de obras de ampliación de sus sistemas de transporte con una inversión de u$s 700 millones para disponibilizar volúmenes incrementales de gas natural en el nodo Litoral por uno 14 MMm3/d, hacia fines de 2026 comienzo de 2027.

    Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén-Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno (el ex «Néstor Kirchner»), bajo la Ley de Hidrocarburos, aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP) y bajo los beneficios del Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), ya en estado inicial de licitación por parte del Ministerio de Economía, por un monto de u$s 500 millones.

    Esta etapa permitirá sumar 14 MMm3/d a la capacidad de transporte de gas a los 21 millones que ya está transportando, alcanzando así los 35 millones en toda la traza. Al sustituir el gas importado por el producido en Vaca Muerta, este proyecto le generará al país un ahorro fiscal de u$s 567 millones.

    Por otra parte, el proyecto global complementa por otros u$s 200 millones de inversión una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló por el Gasoducto acceda al área GBA, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.

    Técnicamente, la primera de las obras contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP, en tanto que la obra en el sistema regulado abarca la instalación de 20 kilómetros de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación.

    En simultáneo, la empresa TGN que tiene a su cargo la operación del Gasoducto Norte cuyo flujo se revirtió el año pasado, analiza las nuevas obras e inversiones necesarias para incrementar la capacidad en el corto plazo del sistema de manera de poder cumplir con esas expectativas de ambos países de un abastecimiento en firme y de menor capex posible.

    De acuerdo a los estudios de la compañía, hay otra alternativa de expandir la salida del gas desde Neuquén que implica aumentar la capacidad de transporte del GPM con algunas plantas nuevas y construyendo un ducto y una planta compresora desde el punto intermedio a la altura de la localidad pampeana de Chacharramendi hasta la vinculación con al estación La Carlota, en Córdoba, del Gasoducto del Centro Oeste y de ahí al sistema norte.

    El segundo desafío es seguir incrementando la capacidad de transporte de ese Gasoducto Norte que en su reversión inicial alcanza un volumen diario de 15 MMm3/d y que recién este año llegará a los 19 MMm3/ previstos con el alza de producción en Neuquén y la finalización de la reversión de las plantas compresoras, ya previstas. Ese volumen completará la demanda del usuario doméstico, el industrial y el de generación eléctrica con pequeños saldos exportables estacionales.

    Pero una visión exportadora en firme hacia el norte de Chile a través del Gasoducto NorAndino actualmente operativo y del sur de Brasil vía Bolivia requiere seguir expandiendo la capacidad del sistema por encima de los valores previstos. En ese esquema, TGN propone un primer salto de 6 MMm3/d que requerirá alcanzar 450.000 hp de potencia total en las plantas compresoras existentes y las nuevas a construir, por un monto de US$ 300 millones de inversión.

    Así, en una siguiente etapa se podría sumar otros 10 MMm3/d que permitiría destinar dos de cada diez moléculas a los proyectos de litio en La Puna a través del futuro gasoducto Vicuñas; otras dos a Chile, y 6 a Brasil. Pero aún en el caso de que la industria de ese país fortaleciera su demanda se podrían derivar unos 10MMm3/d con lo cual el incremento del gasoducto ascendería a 14 MMm3 diarios, con una inversión modular de US$ 700 millones.

    Un párrafo aparte se llevan los proyectos de Gas Natural Licuado que ya asoman en el mediano plazo y que requerirán para adoptar magnitud de gasoducto dedicados de casi 600 kilómetros desde el corazón de Vaca Muerta hacia la costa del Atlántico. El consorcio que encabeza Pan American Energy con la noruega Golar prevé la entrada en operación y exportación para 2027 de una terminal de licuefacción flotante que fue bautizada Hilli Episeyo.

    Ese lanzamiento del GNL en la Argentina tendrá una demanda de unos 11 MMm3/d pero tomará el gas natural en los meses de verano en que cae fuertemente la demanda del sistema ya existente, en particular del Gasoducto San Martín que inyecta desde la Cuenca Austral. La llegada de YPF a ese consorcio permitiría sumar un segundo barco pero ya con la idea de una producción contínua para maximizar la inversión y la ventana de oportunidad.

    A partir de entonces, se abre otra carrera en paralelo que podría sumar otras dos unidades licuefactoras para ya como parte del proyecto Argentina LNG que YPF encabeza con Shell, y que podría ser el preludio de la decisión de construir una planta modular de producción de gas licuado en tierra, proyecto que demandará tres gasoductos de capacidad similar al Perito Moreno.

    Sin embargo, el sistema de gas también afronta obras más silenciosas no vinculadas a la exportación sino a la expansión para el mercado interno, tal como las obras del Gasoducto Cordillerano que lleva adelante la distribuidora Camuzzi, las obras de conexión del Gasoducto del Noreste para llegar a nuevas localidades del Litoral y los trabajos para incrementar el abastecimiento a industrias y generadoras del nodo San Jerónimo, al sur de Santa Fe.

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  • Expertos aseguran que las inversiones en energía eólica en Europa fueron insuficientes

    Expertos aseguran que las inversiones en energía eólica en Europa fueron insuficientes

    Según publicó la Asociación Europea de Energía Eólica, la Unión Europea (UE) obtuvo en 2024 el 19% de su electricidad del viento, pero la construcción de parques eólicos resulta insuficiente para responder a necesidades energéticas y compromisos climáticos.

    La cifra no deja de ser preocupante, ya que durante el año pasado, el bloque construyó nuevas instalaciones por una suma de 13 gigawatts (GW), muy por debajo de los 30 GW anuales que necesita para cumplir sus objetivos energéticos de 2030.

    Se identifican en el informe tres limitaciones esenciales: la mayoría de los Gobiernos no aplica las nuevas normas de la UE sobre permisos, hay retrasos en la expansión de las conexiones a la red, así como lentitud en la electrificación, lo cual frena la demanda.

    Según la estimación preliminar, Europa podría haber llegado en 2024 a un máximo de aproximadamente 15 GW de nueva capacidad en energía eólica: 13 GW en tierra y 2,3 GW en el mar.

    De ese total, 13 GW correspondieron al conjunto de los países miembros de la UE: 11,4 GW terrestres y 1,4 GW marinos; sin embargo, para alcanzar sus objetivos energéticos y climáticos en 2030, la UE debería construir 30 GW anuales de nuevos parques eólicos, remarca el diagnóstico.

    Los parques eólicos, detalla el documento, aportan el 20% de toda la electricidad consumida en Europa, y el 19% en la UE, la cual suscribió el objetivo de elevar la proporción al 34% en 2030 y a más del 50% en 2050.

    En tanto, el director general de WindEurope, Giles Dickson, consideró que “la UE debería resolver urgentemente los tres problemas expuestos; más energía eólica significa energía más barata y, por tanto, mayor competitividad”.

    Según la mirada de los expertos, la lentitud y la pesadez de la concesión de permisos continúa siendo un obstáculo clave: pese a la entrada en vigor de nuevas normas vinculantes de la UE, muchos países aún no las han incorporado a su legislación nacional y, de hecho, la situación empeoró en 2024.

    Consideran que el acceso a la red eléctrica es actualmente el principal obstáculo para el despliegue de la energía eólica. En la actualidad, más de 500 GW de capacidad eólica potencial están a la espera de que se evalúen sus solicitudes de conexión a la red.

    “La  UE no está ampliando su infraestructura eléctrica con suficiente rapidez. Ejemplo de ello es el parque eólico marino Borkum Riffgrund 3, de 900 MW, en Alemania, el cual está totalmente instalado pero a la espera de una conexión a la red», explican.

    No obstante, «la oferta del sector sigue despertando un creciente interés entre las empresas consumidoras; en 2024, el 50% de toda la electricidad contratada en virtud de nuevos contratos de adquisición de energía en Europa fue de origen eólico”, detalló el documento.

     

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  • Vaca Muerta: del «gas primero para los neuquinos» a las obras escolares para evitar sobresaltos

    Vaca Muerta: del «gas primero para los neuquinos» a las obras escolares para evitar sobresaltos

    Esta semana el gobierno redobló la apuesta y la intensidad en dos temas que le permiten mostrarse activo en la agenda de la “licencia social” de Vaca Muerta. Esa que pone en contexto una y otra vez, a la hora de caracterizar el ciclo de desarrollo de la provincia. Y que será parte de lo que el humor social mida en un año en el que habrá eleciones de medio término, si bien por ahora el oficialismo se ocupa de no desviar el foco, en la esfera pública, hablando en buena medida solo de la gestión.

    Sabe que la macroeconomía complejizada del país y la deuda social estructural no habilitan, todavía, parte de la disputa política en el plano público -a la que aludió en la campaña del 2023 identificando como nadie el momento histórico-, que más temprano que tarde, lo llevará a medir fuerzas con los adversarios que promueva La Libertad Avanza en Neuquén.

    Esa mirada también confluye con algo que no es tan notorio para el resto del país económico: que en su etapa actual el despegue de los no convencionales, para miles de neuquinos, también se lee en clave aspiracional, de oportunidades que todavía no se presentaron.

    “El gas es primero para los neuquinos”. Es uno de los tópicos de cabecera del gobernador Rolando Figueroa. Así baja a tierra el carácter de un ciclo que también se entiende en clave global, en un terreno de posicionamientos, precios y tecnología donde Argentina podría tallar con el gas natural licuado (GNL) en el mediano/largo plazo de la próxima década, pero que así y todo requiere de soluciones locales que son parte de las prioridades en el día a día de los viejos y nuevos neuquinos.

    Después de todo, esa película de largo aliento estará signada por el paso a paso de lo que se haga bien en varios tableros. Uno de ellos, clave, es el del humor social local, acicateado en tiempo real por la importación de necesidades foráneas (los miles que llegan a la provincia) que se fusionan con las vernáculas (las preexistentes al actual momento político, también).

    En ese escenario, la agenda de los bolsones de habitantes sin red de gas -y no solo- asoma como un frente a contener, o mejor: al que llevarle soluciones

    Esto le permitiría al oficialismo (a la hora de cortar cintas) marcar diferencias, tempranas, con lo que pasó, los sucesivos gobiernos del MPN. Pero sobre todo dar respuestas (que tienen que suceder) a quienes van convalidar (o no) la gestión.

    El gobierno es preponderante en esa agenda. Este miércoles dio un nuevo paso. (Quizás el más rutilante en este sentido es la obra de gas para Añelo que construye YPF, que atiende un déficit histórico en el lugar donde todas las miradas confluyen.) Irrumpió con el anuncio de que se realizará la adjudicación de la primera etapa de la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano a la empresa Camuzzi. Se beneficiará parte del sur de la provincia.

    Financiada por Chubut y Neuquén en partes iguales, llevará gas a 12.000 hogares. El Banco de la Provincia del Neuquen autorizó el aval por 10.000 millones de pesos para la primera etapa de la ampliación. Se incrementará el transporte de 1,2 MMm3 diarios a 1,5 MMm3/d con la instalación de una nueva planta compresora en Río Senguer y la instalación de un equipo motocompresor de back-up, en la planta compresora Gobernador Costa (Chubut). Esto permitirá mejorar el servicio en todo el corredor cordillerano de las tres provincias (también Río Negro), y en Neuquén en particular en localidades como Villa La Angostura y San Martín y Junín de los Andes.

    Lo del norte podría ser emblemático: el 3 de febrero se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en la extensión de la red de gas natural a Los Miches, Guañacos, Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta, un puñado de localidades “que ven pasar el gasoducto hacia el vecino país” y hoy no tienen tendido domiciliario.

    Se hará en dos tramos: el primero desde Andacollo a Los Miches y Guañacos; y el segundo, desde la válvula de derivación en la rotonda de las rutas 38 y 43 a Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta, parte del centro neurálgico del norte de la provincia.

    Desde el gobierno señalan que la decisión va en un carril paralelo al de garantizar las exportaciones comprometidas hacia Chile, en medio de un escenario en el que Neuquén tantea también con empresarios a los dos lados de la cordillera las oportunidades que impulsa el gas de Vaca Muerta.

    Los anuncios remiten también a por qué no se hizo antes. El presidente de Hidenesa, Raúl Tojo, dijo esta semana que la obra es posible por los cerca de 1,5 millones de dólares mensuales que la empresa se ahorrará en procesar GLP en Bahía Blanca (ahora lo hace en Neuquén), un derivado del crudo neuquino que iba y venía hasta la provincia de Buenos Aires para luego ser distribuido en municipios donde no había gas.

    La educación es otro de los frentes preponderantes para el gobierno en el comienzo del año. Como ya se mencionó en esta columna, el gobierno incluyó en el presupuesto provincial del 2025 subas salariales atadas a IPC que paga Neuquén en el ámbito estatal. Esto debiera implicar un terreno algo más halagüeño al inicio de clases, cuando los sectores más duros de la izquierda de ATEN (el gremio docente) suelen impulsar posturas drásticas en debates salariales.

    Con ese frente encaminado (la pelota del lado de la gestión de gobierno), esta semana la provincia anunció que hay unas 200 obras escolares en marcha. Así se busca garantizar que las aulas estén en condiciones para el inicio de clases del 25 de febrero.

    La ministra de Educación Soledad Martínez dijo que Neuquén tiene 43 obras educativas íntegramente financiadas con presupuesto provincial, que estaban en ejecución o por ejecutarse.

    Entre las que estaban por iniciarse aparece la EPET N°25 de Plottier: “una obra que estaba proyectada con financiamiento nacional y que la iniciamos íntegramente con presupuesto nuestro; había 16 obras en ejecución financiadas por el gobierno nacional a través de la Unidad Provincial de Enlace y Ejecución de Proyectos con Financiamiento Externo (UPEFE) y que fueron reactivadas con financiamiento provincial”, diferenció la ministra.

     

    EL último lunes Figueroa participo de la asunción del gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacaman. Aseguró que desde la provincia del Neuquén “vemos con muy buenos ojos la posibilidad de trabajar en conjunto de apostar a un futuro común”.

    Figueroa aseguró que, tanto él como su par chileno están “muy comprometidos en generar las condiciones para que ambas regiones de la Norpatagonia podamos crecer juntas, sin peleas”, y explicó que desde Neuquén “hemos trabajado mucho en la posibilidad de generar el impulso para que puedan entender de qué manera podemos abastecer con nuestro gas” también al vecino país.

    Biobío está a unos 200 kilómetros de Vaca Muerta: “es responsabilidad de quienes están en la región generar los vínculos con los empresarios argentinos, como para que se pueda lograr el abastecimiento”, planteó Figueroa.

    La agenda de las exportaciones tienen también como posible motor el plan de descarbonización de Chile, en la transición hacia las renovables, a la que apunta el vecino país de modo ambicioso. Mientras tanto Vaca Muerta ya se muestra como un proveedor de petróleo clave del otro lado de la cordillera, vía el Oleoducto Trasandino, hacia donde se están enviando algo así como 90 mil barriles diarios de shale oil desde Neuquén.

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  • Conflicto en NRG: principio de acuerdo por los 60 camioneros que habían despedido   

    Conflicto en NRG: principio de acuerdo por los 60 camioneros que habían despedido  

    Tras la audiencia en la sede de la Secretaría de Trabajo de Cipolletti, parece encaminarse el futuro laboral de 60 camioneros que fueron despedidos de la empresa NRG, proveedora de arena para fracturas hidráulicas de la industria petrolera, en especial para Vaca Muerta.

    En diálogo con Mejor Energía AM550, Gustavo Sol, secretario general del Sindicato de Camioneros de la provincia de Río Negro, se refirió a los avances en los acuerdos y negociaciones con la empresa NRG y operadoras petroleras.

    “En la mesa de diálogo que hemos tenido logramos reubicar a 50 de los 60 choferes que habían sido despedidos. Quedan reubicar otros 10 trabajadores. Esperamos poder hallar una solución para el resto de los compañeros en la futura audiencia que está prevista para el martes próximo”, explicó.

    De esa reubicación se estima que NRG absorberá 20 trabajadores, en tantos los 40 restantes serán incorporados en otras empresas petroleras.

    “En la medida que todas las partes involucradas tengan la mejor predisposición para arribar una solución seguramente vamos a llegar a un buen acuerdo”, agregó el dirigente gremial.

    La empresa NRG habría informado una caída en su nivel de actividad en el negocio de las arenas que estaría afectando su competitividad en el sector.

    Uno de los principales escollos que enfrenta la compañía está relacionado con su estructura operativa y la caída en las ventas registradas y proyectadas para lo que resta del año.

    NRG necesita gestionar al menos 1.500.000 toneladas anuales para mantener su funcionamiento, pero en 2024 no alcanzará las 600.000 toneladas. Esta diferencia entre la baja demanda de arena por parte de las operadoras y la capacidad operativa de NRG ha impactado negativamente en  las cuentas de la empresa.

    No obstante, Sol remarcó que desde hace el gremio denuncia que «hay empresas que vienen de Entre Ríos y que se manejan de forma muy irregular en lo laboral con trabajadores que están en la informalidad o no registrados», afectando la situación de otras compañías que pagan aportes y cargas sociales a sus empleados. «NRG decía que sobrellevaba esa diferencia de competitividad que también la perjudica», sostuvo el gremialista. 

    Y señaló: “No nos metemos en temas comerciales, pero resulta imprescindible regularizar esta situación de trabajadores que están en negro, que trabajan a porcentajes, sin aportes jubilatorios ni obras sociales y cuyas familias están hoy desprotegidas en caso de cualquier accidente en la ruta”.

    Sol también apuntó contra las operadoras. “Exigimos que las empresas petroleras que todos los días dicen que baten récord de producción en Vaca Muerta también sean responsables de los camioneros que traen las arenas para el fracking”, comentó.

     

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  • Río Negro reanuda su producción de tight gas y apuntala la exploración de Vaca Muerta

    Río Negro reanuda su producción de tight gas y apuntala la exploración de Vaca Muerta

    El Gobierno de Río Negro pudo cerrar el 2024 con el compromiso de inversiones en Estación Fernández Oro (EFO), un bloque que le aporta el 30% del gas que produce la provincia, a través de un nuevo operador, Quintana Energy que se postuló dentro del Plan Andes de YPF. Pero también fue el año donde empezó a dar sus primeros pasos en Vaca Muerta.

    Mariela Moya, secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, indicó que los resultados preliminares de Phoenix Global Resources en el no convencional fueron alentadores. En diálogo con Mejor de Tarde, por AM550 La Primera, la funcionaria indicó que la compañía de capitales suizos está trabajando en Confluencia Norte con objetivo shale.

    En paralelo, otra compañía asoma con rumbo a Vaca Muerta en tierra rionegrina: Capex presentó un proyecto exploratorio en el área Cinco Saltos Norte. «Es así que, en principio, vamos con pasos seguros sobre esas áreas y viendo la posibilidad de que si se puede extender la productividad de la formación Vaca Muerta hacia el norte o hacia el sur», señaló Moya.

    Con respecto a EFO, la funcionaria recordó que el objetivo principal es extender la vida útil del yacimiento del que YPF se desprendió dentro del Plan Andes (la venta o cesión de bloques, principalmente convencionales, para fortalecer sus inversiones en Vaca Muerta y los proyectos de exportación como el Vaca Muerta Oil Sur o el GNL). En este caso, fue Quintana Energy la que se quedó con el bloque como nueva operadora.

    «Estación Fernández Oro es un bloque muy importante para la provincia porque representa el 30% de la producción de gas provincial y un 7% de petróleo. Tuvo su auge durante 2015 y 2018 cuando hicieron más de 100 pozos, todos dirigidos a gas, y luego con el precio del gas ya a la baja los proyectos fueron cada vez menos rentables», explicó.

    «Esta cesión a Quintana nos da la oportunidad de tener una nueva mirada del bloque, no sólo buscando gas sino también petróleo», detalló Moya. El área tiene actividad en dos formaciones, siendo Lajas donde surge el gas y tight gas y Quintuco abre la ventana del petróleo. «La inversión total, entre firme y contingente, está valorizada en más de 90 millones de dólares para los primeros seis años», subrayó.

     

     

    Con respecto al convencional, Río Negro todavía se encuentra en el proceso de prórroga con cuatro acuerdos con extensión de 10 años «Y seguimos trabajando con otras empresas que están interesadas también en prorrogar sus plazos. Si bien estamos ya alcanzando un acuerdo, por ahí el resultado final lo veremos a principios del 2025», remarcó.

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  • Exploración offshore, una deuda pendiente para remontar este 2025

    Exploración offshore, una deuda pendiente para remontar este 2025

    De acuerdo a la Agencia Internacional de Energía (IEA), aproximadamente el 30% de los hidrocarburos producidos en el mundo provienen de generación offshore, pero la cifra en la Argentina lejos está darle un lugar a esa potencial producción costa afuera, que llega a menos de 18% en gas natural, y en petróleo apenas al 1,7 del total nacional.

    Son más de 50 los países que producen hidrocarburos en el mar, y la Argentina más allá de la histórica presencia en la Cuenca Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego, está embarcada en un lento proceso de explorar el lecho de su litoral marítimo en procura de acrecentar de manera significativa sus reservas, más allá del aporte de Vaca Muerta.

    En ese escenario, el hecho más relevante del offshore de los últimos cinco años -al menos-, se acaba de producir con la reciente entrada en producción de los últimos dos pozos pendientes de completación, de los tres pozos horizontales perforados en el proyecto Fénix, la plataforma montada en el Mar Austral por el consorcio encabezado por la francesa TotalEnergies.

    El primer pozo ya entregaba a mediados de diciembre unos 5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) y se inyectaba al sistema a través de un gasoducto submarino de 36 kilómetros que conecta a Fénix con la plataforma Vega Pléyade, y de ahí a la planta de tratamiento onshore de Río Cullen, al norte de Tierra del Fuego.

    Tras una inversión de u$s 700 millones, Fénix alcanzó su plateua de 10 MMm3/d de gas natural convencional en las últimas jornadas, lo que representa aproximadamente el 8% del total nacional, y se convirtió en la sexta plataforma en aquellas latitudes marítimas. De ese conjunto de activos, solo Hidra produce petróleo offshore.

    Desde 2018, la industria está enfocada en dilucidar el enigma que se presenta en el mar desde a las costas bonaerenses hasta el extremo sur, a lo largo de miles de kilómetros en los que se reproducen los proyectos de exploración offshore en busca de primeras definiciones alentadoras sobre el real potencial comercial de lo que puede ser una segunda Vaca Muerta.

    Los descubrimientos de los últimos años de enormes yacimientos de petróleo offshore en África del sur aumentan las posibilidades de encontrar petróleo en el mar. Se trata de los descubrimientos de los yacimientos Venus de TotalEnergies y Graff de Shell, frente a las costas de Namibia, una zona que hace 121 millones de años, cuando se formaron las acumulaciones recientemente descubiertas, estaba muy cerca de América del Sur y a no más de 200 kilómetros de las áreas hoy exploradas. 

    Sin embargo, en esa zona espejo se dio a conocer hace menos de un año el resultado del fallido Pozo Argerich, en el proyecto de la CAN100 que llevó adelante la noruega Equinor en el primer trimestre de 2024. A pocos kilómetros de allí, el buque PXGEO 2 de la empresa Shell realiza actualmente las tareas de prospección sísmica de los bloques marinos CAN 107 y 109, a unos 190 kilómetros de la costa de la ciudad bonaerense de Mar del Plata.

    PXGEO 2 es un buque de investigación y reconocimiento que navega habitualmente bajo la bandera de Bahamas, y cuenta con una longitud total de 100,1 metros y un ancho de 25,64 metros. La operación se está llevando a cabo las 24 horas, durante un proceso iniciado a comienzos de diciembre que podrá extenderse por hasta casi 160 días corridos, de acuerdo a la ventana autorizada por la Secretaría de Ambiente.

    El permiso para el registro sísmico offshore 3D que se lleva a cabo en esas dos áreas fueron adjudicados en 2019 a Shell en concesión exploratoria con Qatar Energy, y sus primeros resultados permitirán avanzar en eventuales pozos exploratorios que permitirán confirmar la existencia o no de hidrocarburos en esa zona, que tiene una profundidad de al menos 1.500 metros.

    En el mediano plazo la mirada también se extiende a los bloques AUS105, AUS106 y MLO121, adjudicados a las empresas Equinor, YPF y CGC, en las cuenca Austral y Malvinas, en donde las empresas concretaron el año pasado la exploración offshore. Las áreas abarcan 6.700 km2, a una distancia aproximada de 25 kilómetros de Tierra del Fuego y las tareas prospectivas fueron realizadas a cargo del buque BG Prospector.

    Luego de esas tareas y tras la sentencia de «pozo seco» que recibió el proyecto Argerich, Equinor cedió a la firma CGC Energía, de Eduardo Eurnekian, el 25% de los permisos de exploración en las áreas AUS 105 y AUS 106, y a YPF otro 35%, con lo cual las dos compañías locales quedaron al frente de la decisión de avanzar allí en la búsqueda de hidrocarburos.

    En similar sentido, a mediados de año se dio otro reacomodamiento en las titularidades de a concesion, en ese caso por las empresas Total Austral y BP Exploration, quienes revirtieron al Estado nacional los permisos de exploración offshore de las áreas CAN111 y CAN113, a unos 300 kilómetros de las costas de la provincia de Buenos Aires.

    El Estado, en consecuencia, mantiene los derechos sobre las áreas y a partir de entonces está en condiciones de aceptar la llegada de un nuevo interesado o volverlas a licitar, en un proceso similar al concretado en 2019.

    Del mismo modo, meses atrás, Total Austral, YPF y Equinor encabezaron recientemente la audiencia pública el Estudio de Impacto Ambiental sobre la adquisición offshore de sísmica 3D sobre los bloques MLO 123 y 124 de la Cuenca Malvinas Oeste.

    En particular, en la MLO 124, el gigante italiano del gas y petróleo Eni logró la autorización del Estado nacional para ceder su participación en el consorcio que tiene la concesión del bloque de hidrocarburos offshore Tauro Sirius, en favor de la filial de Pan American Energy (PAEG), el grupo de la familia Bulgheroni.

    A finales del Gobierno de Mauricio Macri, el Estado otorgó 18 áreas en concesión para su exploración, lo que generó compromisos de inversión en esas tareas por más de u$s 780 millones, aunque las mismas se fueron demorando en los últimos años y pocas de ellas lograron avanzar más allá de las audiencias públicas correspondientes.

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