Autor: Más Energía

Por Arathy Somasekhar. HOUSTON (Reuters) – El petróleo de nicho peruano Bretaña está ganando popularidad en Estados Unidos y su primer cargamento llegó este mes a la costa del Golfo de México, a medida que las refinerías estadounidenses buscan alternativas al crudo pesado mexicano, cuya producción va en declive.

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El Bretaña, un crudo dulce pesado poco común con un mínimo de metales, se produce en la parte peruana de la selva amazónica. Después se transporta en barcazas por el río Amazonas y se carga en buques más grandes que parten de Brasil.

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El buque Radiant Pride transportó unos 300.000 barriles de Bretaña desde Manaos, a orillas del río Negro en Brasil, y descargó el 2 de enero en Houston, mostraron los datos de seguimiento de buques de Kpler y LSEG. El cargamento fue comprado por la petrolera Shell, dijo una fuente. Shell declinó hacer comentarios.

La caída de México

«Dada la caída del crudo agrio pesado de México a la costa estadounidense del Golfo de México en el último año, estamos empezando a ver nuevas calidades pesadas para compensar esta pérdida, una tendencia que esperamos que continúe», dijo Matt Smith, analista de Kpler.

Las importaciones de Estados Unidos desde México cayeron a su nivel más bajo registrado en 2024, ya que la producción de petróleo del país latinoamericano disminuyó y una mayor parte de la producción se quedó en casa para ser refinada.

Dos envíos de Bretaña de Perú, un participante relativamente nuevo en el mercado desde que comenzó la producción en 2018, descargaron en la costa oeste de Estados Unidos el año pasado -uno en las terminales de Marathon Petroleum y otro en las de PBF Energy-, mostraron los datos de Kpler.

La productora y la operadora del oleoducto

PetroTal Corp, el productor del Bloque 95 donde se encuentra el yacimiento Bretaña, compró los activos del productor canadiense Gran Tierra Energy en 2017, y actualmente produce alrededor de 20.000 barriles de petróleo por día, según el director ejecutivo Manuel Zúñiga.

Las dificultades para transportar el crudo a través de un oleoducto operado por la petrolera estatal peruana Petroperú provocaron una breve interrupción de las exportaciones entre 2022 y 2024, según Zúñiga.

Petroperú ha enfrentado problemas en los últimos años para mantener la línea operativa en medio de derrames y conflictos sociales que interrumpen su flujo.

Tres cargamentos de Bretaña se dirigieron a la costa oeste de Estados Unidos y uno a la costa este de Estados Unidos entre 2020 y 2022, mostraron los datos de Kpler. Alrededor del 90% del crudo Bretaña producido por PetroTal se exporta, y el resto se transporta en barcazas a la refinería de Petroperú en Iquitos, dijo Zúñiga.

PetroTal tiene un contrato con Novum Energy, con sede en Houston, en virtud del cual Novum compra el crudo para la exportación y organiza su transporte, añadió Zúñiga. Aunque PetroTal espera aumentar la producción, los retrasos en la obtención de permisos y la dependencia de las barcazas son una limitación actual, dijo.

Petroperú dijo el año pasado que mantendría negociaciones con los productores de la selva peruana para que puedan utilizar el oleoducto con una tarifa justa que ayude a cubrir los costos operativos.

El Gobierno convocó a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas junto con la metodología de futuros ajustes periódicos, mediante la Resolución 16/2025 publicada este martes en el Boletín Oficial.

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La convocatoria realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) fue dispuesta para el jueves 6 de febrero a partir de las 9:00 horas, de manera virtual, tal como vienen realizándose en las últimas oportunidades.

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El llamado a la audiencia se da en el marco del actual procedimiento de revisión tarifaria llevado adelante por el mencionado ente y abarca a todas las Licenciatarias de Transporte y de Distribución de gas de todo el país.

La normativa especificó que la instancia participativa se llevará a cabo con “el objeto de poner a consideración: 1) Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas; 2) Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas; 3) Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”.

Revisión tarifaria integral

Al argumentar la decisión, aclaró que “la participación de la ciudadanía y de las prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas es previa a la adopción de la decisión pública, y coadyuva a que sean ponderados conforme la normativa de aplicación, las exposiciones o presentaciones que se formulen”.

De esta manera, el Ejecutivo se dispone a cumplimentar la revisión del sistema de ajuste de tarifas estipulado cada cinco años para fijar las nuevas tarifas máximas en materia de transporte y distribución de gas.

Las tarifas se deberán ajustar a determinados principios

• a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable.
• b) Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante.
• c) El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición.
• d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.

En cuanto a la reformulación del punto 11, inciso a), apartado iii) del Reglamento de Servicio de Distribución, el texto oficial precisó que la misma es conveniente “a fin de que quede claro que la facultad de corte del servicio sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio, conforme la determinación que efectuare la Autoridad Regulatoria”.

El momento tan temido llegó. Cammesa adelantó que a raíz de la ola de calor que se azotará a la Argentina esta semana, se espera que la demanda eléctrica supere el récord histórico y alcance los 29.622 MW de potencia.

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El día más complejo según la mayorista eléctrica sería el jueves, pero el martes y miércoles también muestran un panorama preocupante, con picos de demanda producto de temperaturas que llegarían hasta los 37 grados centígrados en la Ciudad de Buenos Aires, el epicentro del consumo eléctrico nacional.

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De acuerdo a las proyecciones de Cammesa, el viernes bajaría la temperatura de la mano de lluvias en gran parte del territorio argentino y el escenario se tranquilizaría. De todas maneras, la semana acumularía cuatro días con una demanda muy intensa, que podría generar problemas en todos los segmentos del sistema.

La generación está al límite

En distribución por el recalentamiento de los cables con tantos días de calor que hace que se disparen fallas técnicas en diversos dispositivos y repuestos. En generación, porque el parque se encuentra al límite de capacidad y encima esta semana hay muchas máquinas indisponibles.

El último evento climatológico fue la tormenta en el sur de Mendoza que provocó una crecida inédita del Río Atuel que inundó el complejo hidroeléctrico Los Nihuiles. En consecuencia, dos de estas centrales están fuera de funcionamiento.

Otra planta importante es la turbo gas 12 (del ciclo combinado) de Central Puerto que llegaría justo para entrar a operar el miércoles. No tendría la misma suerte la central turbo vapor 11 de Alto Valle, Dean Funes (TG 01), Sarmiento de Cuyo (TG22) y Dock Sud (TG07). Todas en mantenimiento.

A su vez, varias hidroeléctricas no operan a toda capacidad como Yacyretá, Arroyito o Río Grande. En consecuencia, será clave la importación eléctrica de países vecinos como Brasil, Chile y Bolivia. Según Cammesa, está descartado Uruguay por una cuestión de precios.

El otro pilar será la reducción voluntaria de la demanda industrial que rondarían los 55 MW para el lunes, martes y miércoles y los 105 MW el jueves y el viernes.

Para tener una referencia de cómo se encarece el costo del sistema en estos días de extremo calor, mientras que el precio por MWh para este lunes se estima en $51.043, para el miércoles y jueves salta a $123.898.

Por Florence Tan, Siyi Liu, Chen Aizhu y Nidhi Verma. SINGAPUR/NUEVA DELHI (Reuters) – Las refinerías chinas e indias están buscando suministros alternativos de petróleo, ya que las nuevas sanciones impuestas por Estados Unidos a los productores y petroleros rusos van a ser las más eficaces hasta la fecha para frenar los envíos, según afirmaron el lunes numerosos operadores.

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El Tesoro estadounidense impuso el viernes sanciones a los productores de petróleo rusos Gazprom Neft y Surgutneftegaz, así como a 183 buques, apuntando a los ingresos que Moscú ha utilizado para financiar su guerra con Ucrania.

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Muchos de los petroleros se han utilizado para enviar petróleo a India y China, ya que las sanciones occidentales y el límite de precios impuesto por los países del Grupo de los Siete en 2022 han desplazado el comercio de petróleo ruso de Europa a Asia. Además, algunos petroleros han enviado crudo desde Irán, que también está sometido a sanciones. China reiteró el lunes su oposición a las sanciones unilaterales de Washington.

Sube el precio del petróleo

Mientras que las refinerías chinas e indias se han adaptado a las sanciones anteriores, la severidad de las nuevas medidas les ha hecho volver a los vendedores de petróleo no restringido, frenando la oferta y haciendo subir las primas al contado del crudo producido en Oriente Medio con destino a África y Brasil.

Los futuros mundiales del crudo Brent también han subido. El lunes superaron los 81 dólares por barril y alcanzaron su nivel más alto desde agosto.

Un primer ejemplo del impacto en la actividad marítima es que cinco petroleros sometidos a sanciones han estado anclados frente a la provincia de Shandong desde el viernes, según los datos de transporte de LSEG Workspace. Otro está en camino.

Según los operadores, los buques no pueden descargar petróleo después de que el grupo portuario de Shandong prohibiera a los petroleros sancionados hacer escala en sus puertos.

Las refinerías indias, que compraron crudo al contado de Oriente Medio la semana pasada antes de que se anunciaran las sanciones, están buscando más cargamentos, según los operadores.

India permitirá que los cargamentos de crudo ruso reservados antes del 10 de enero descarguen en los puertos, dijo una fuente a los periodistas, añadiendo que el suministro seguirá fluyendo durante la exención de sanciones vigente hasta marzo.

Se viene una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI) y Nación puso una nueva condición a las distribuidoras eléctricas antes de avalar los aumentos que contempla. En líneas generales, el ENRE le exigió a Edenor y Edesur una reducción de cantidad y duración de cortes de entre el 30% y el 40% respecto al período anterior.

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El ente tomó los mejores valores de todo el AMBA para establecer como norma para todos los distritos, pero la cuestión es que el año pasado hubo una variación en el desempeño muy significativa según cada caso.

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Las mayores diferencias se ven en el área de Edesur, donde hay municipios donde la cantidad de cortes y su duración es 10 veces mayor a la de Capital Federal. En frecuencia, los peores fueron San Vicente, Presidente Perón, Cañuelas, Florencio Varela, Ezeiza y Lomas de Zamora. En duración, se destacan Cañuelas y San Vicente por amplio margen.

En promedio, las metas en la Ciudad de Buenos Aires rondan entre 2,5 y 2,8 horas por usuario y entre 1,08 y 1,12 cortes por semestre. De no cumplir con estos parámetros, la distribuidora le reconocerá al usuario un crédito en la facturación del semestre inmediatamente posterior al registro, cuyo monto será proporcional a la energía suministrada en condiciones no satisfactorias (variaciones de tensión o perturbaciones mayores a las admitidas) o a la energía no suministrada (frecuencia y duración de los cortes por encima de los admitidos).

Cabe aclarar que esta cuenta recién considera los cortes mayores a 3 minutos, que no son causados ni por eventos climáticos externos de gran magnitud (que afecten entre 100 mil y 400 mil usuarios) ni interrupciones originadas por la generación y el transporte.

Atención a los clientes

Otros requisitos que deberán cumplir las distribuidoras son un máximo de una lectura estimada bimestral por año, un plazo de resolución de reclamos de quince días hábiles como tope, un máximo de espera por usuario de 30 minutos para ser atendido en una sucursal y un mínimo de un puesto de atención al público cada 20 mil usuarios.

En caso de errores de facturación, la distribuidora abonará al Usuario damnificado una multa equivalente al 50% del monto de la facturación objeto del reclamo y del 30% por cada Liquidación de Servicio Público que contenga al menos una lectura del estado del instrumento de medición estimada.

Finalmente, el Ejecutivo bajó la tasa de ganancias sobre los activos de las distribuidoras después de impuestos del 10,3% al 6,22% debido a la reducción del riesgo país que mejora los costos financieros de las empresas.

Por Vladimir Soldatkin. MOSCÚ (Reuters) – Gazprom evalúa recortar más de 1.500 puestos de trabajo en su oficina central de San Petersburgo, en un momento en que el gigante ruso del gas se enfrenta a la pérdida de la mayor parte de sus ventas a Europa, informó el lunes la agencia estatal de noticias TASS.

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La directora general adjunta de la compañía, Elena Ilyukhina, envió una propuesta de recorte de plantilla al jefe de Gazprom, Alexei Miller, informó TASS citando a un medio de comunicación llamado 47news.

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En la carta, fechada el 23 de diciembre y de la que 47news publicó una fotocopia en Internet, Ilyukhina aboga por reducir la plantilla de la oficina central en un 40%, de 4.100 a 2.500 empleados. La factura salarial de la unidad ha ascendido a 50.000 millones de rublos (488 millones de dólares). Contactado por Reuters, un portavoz de la empresa confirmó el informe.

Pérdidas en 2023

Gazprom, que emplea a 498.000 personas, según datos de la empresa, registró unas pérdidas de casi 7.000 millones de dólares en 2023, las primeras desde 1999, al quedarse sin la mayor parte de su lucrativo mercado europeo debido a las secuelas de la guerra de Ucrania.

Sus ventas europeas se redujeron aún más cuando las exportaciones de gas ruso a través de los gasoductos de la era soviética que atraviesan Ucrania fueron detenidos el día de Año Nuevo, después de que Kiev se negó a renovar un acuerdo de tránsito.

Tras décadas de dominio de los mercados energéticos europeos, las ventas de gas ruso al continente se han reducido a una ruta a través de Turquía.

La economía rusa en general ha logrado adaptarse hasta ahora a las sanciones occidentales por Ucrania, y su tasa de desempleo se sitúa en un mínimo histórico, en torno al 2,4%. Sin embargo, el banco central ha advertido de que hay signos de recalentamiento en medio de una inflación galopante y algunas empresas, como Gazprom, se han visto duramente afectadas.