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Autor: Más Energía

  • Río Negro avanza con la extensión del contrato del principal bloque de extracción de gas

    Río Negro avanza con la extensión del contrato del principal bloque de extracción de gas

    El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, anunció que el 27 de diciembre convocará a sesiones extraordinarias de la Legislatura para tratar un nuevo acuerdo de prórroga hidrocaburífera. En este caso, se trata del área Estación Fernández Oro (EFO), principal bloque gasífero de la provincia.

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    El acuerdo habilita a las empresas Quintana E&P Argentina SRL, Quintana Energy Investments SA y Gas Storage and Midstream Services SA como nuevas concesionarias, tras la autorización de cesión de los derechos y obligaciones sobre la concesión de explotación de YPF, anterior titular, aprobada por Decreto N°525/24.

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    En el marco del proceso de prórroga hidrocarburífera liderado por la Secretaría de Energía y Ambiente, el acuerdo incluye un plan de inversiones de USD 91.880.000, orientado a garantizar el desarrollo sostenido del área.

    Este bloque, ubicado en el corazón del Alto Valle en la zona rural de Allen, estratégico para el suministro de gas natural en la región y el país, contará con nuevas inversiones en infraestructura, remediación ambiental, además de aportes económicos destinados al fortalecimiento social e institucional.

    Según Caldiero, la estación EFO de Allen lidera la extracción de gas.

    Las inversiones en EFO

    Entre los compromisos asumidos por las nuevas operadoras se destacan:

    • Plan de Inversiones y Actividad: USD 91.880.000 en inversiones firmes y contingentes.

    • 12 perforaciones (2 en firme y 10 contingentes), 22 workover (8 en firme y 14 contingentes), a ejecutarse entre 2025- 2031

    • Bono de Prórroga: USD 2.500.000 a ser abonados en pesos tras la ratificación legislativa del acuerdo.

    • Aporte al Desarrollo Social e Institucional: USD 500.000 destinados a programas sociales.

    • Capacitación e Investigación: USD 25.000 a USD 50.000 anuales, según la producción del área.

    • Plan de Remediación Ambiental: USD 100.000 para atender pasivos ambientales existentes.

    Además, el acuerdo contempla un aporte complementario del 3% de la producción mensual de petróleo y gas, lo que asegura un beneficio continuo para la Provincia sin representar una carga adicional a la ya establecida.

    La secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, subrayó que “este acuerdo fortalece el desarrollo productivo y energético de Río Negro, consolidando al área EFO como un pilar estratégico en la transición hacia una matriz energética más sostenible”.

    El acuerdo será enviado a la Legislatura

    Weretilneck, en tanto, detalló que «la prórroga extiende la concesión por 10 años y establece un marco legal que garantiza la continuidad operativa y el cumplimiento de los compromisos asumidos por las nuevas empresas. Una vez ratificado por la Legislatura, al igual que ocurrió con la empresa Vista, el acuerdo permitirá incrementar la capacidad productiva del área, asegurando recursos económicos, generación de empleo y sostenibilidad ambiental».

    El mandatario aseguró que «estamos asegurando el desarrollo de nuestros yacimientos petroleros convencionales con nuevos contratos que garantizan inversión, producción y trabajo para los próximos años. La Legislatura aprobó por unanimidad el primer contrato de renovación con la empresa Vista para los yacimientos históricos de la provincia».

    «El plan no se detiene: antes de fin de año y en los primeros días de enero, avanzaremos con dos nuevas concesiones para cubrir todos los campos convencionales y maduros. Esto nos permite proyectar un horizonte de 10 años con importantes inversiones destinadas a evitar el declino y a potenciar la producción en nuestros yacimientos tradicionales. Este es el compromiso de Río Negro con el desarrollo energético y con el aprovechamiento responsable de nuestros recursos para garantizar un futuro sostenible y productivo para toda la provincia», concluyó el gobernador.

  • La planta compresora Mercedes permitirá ahorrar hasta U$S 2.5 millones diarios

    La planta compresora Mercedes permitirá ahorrar hasta U$S 2.5 millones diarios

    El Gobierno nacional anunció la puesta en marcha de la planta compresora Mercedes, una infraestructura clave que permitirá aumentar la capacidad de transporte del Gasoducto Mercedes-Cardales en 6 millones de metros cúbicos diarios, alcanzando un total de 15 millones de metros cúbicos diarios.

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    Además, permitirá sustituir importaciones de GNL (gas natural licuado) con un ahorro proyectado de hasta 2.5 millones de dólares diarios.

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    “La puesta en marcha de la Planta Compresora Mercedes representa un hito para la gestión puesto que debía haber estado finalizada más de un año atrás y beneficia a zonas de consumo y productivas del centro del país”, destacó el comunicado de Nación.

    Es una obra complementaria del Gasoducto Mercedes-Cardales, inaugurado durante la gestión anterior, que, a su vez, forma parte de las obras complementarias del Gasoducto Perito Moreno. “Este proyecto refuerza el compromiso del Gobierno nacional de potenciar el sector energético como motor del crecimiento económico”, subrayó el documento.

    «Al asumir en diciembre de 2023, la construcción tenía un avance del 60%, pese a que debía haber estado terminada en julio del mismo año», agregó.

    Además, el proyecto estaba afectado por reclamos de contratistas sin resolver, retrasos en la aprobación de SIRAS que complicaron la importación de materiales, una deuda de 2 millones de dólares y una actualización de precios pendiente, desde enero de 2023, por 4.5 millones de dólares.

    El Gobierno nacional decidió finalizar esta obra fundamental para concluir el Gasoducto Mercedes-Cardales y que ya estaba iniciada.

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    La obra

    El Gasoducto Mercedes-Cardales consiste en un ducto de alta presión de 30 pulgadas de diámetro y 80 kilómetros de extensión, que permite transferir gas de Vaca Muerta desde el sistema troncal del sur al del norte. El abastecimiento del Gasoducto Mercedes-Cardales es posible a partir de los 11 MMm3/d de gas que aporta el Gasoducto Perito Moreno desde la Cuenca Neuquina, en el sistema de TGS.

    A través de esta obra se brinda mayor flexibilidad a la transferencia entre los sistemas de transporte de alta presión operados por TGS y TGN en la provincia de Buenos Aires, aportando confiabilidad en el suministro a los grandes centros urbanos y reduciendo la necesidad de gas natural importado.

    Eje de Gobierno

    El comunicado de Nación también destacó que el Estado nacional ya no será “quien realice este tipo de obras, sino que el sector privado será el responsable desarrollar los proyectos de infraestructura energética”.

    Esa premisa es algo que viene repitiendo la secretaría de Energía, María Tettamanti, en los últimos meses. «La idea es que haya libertad. Que las distribuidoras y los grandes usuarios vuelvan a contratos a largo plazo. Si el mercado funciona, habrá saldos exportables y el Estado no tendrá que intervenir. No queremos repetir errores del pasado, como cortar exportaciones de gas a Chile. El espíritu es maximizar la renta y fomentar la libertad de mercado”, aseguró la funcionaria nacional.

  • MEOPP revoluciona la atención médica con vehículos de última tecnología

    MEOPP revoluciona la atención médica con vehículos de última tecnología

    En el marco de su compromiso con la salud y el bienestar de los afiliados, la Mutual de Empleados y Obreros de Petroleros Privados (MEOPP) anunció la adquisición de ocho ambulancias de alta complejidad, conocidas como Unidades de Traslado Intensivo Móvil (UTIM).

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    Estas ambulancias están diseñadas para operar bajo las condiciones más exigentes y cuentan con equipamiento de última generación, asegurando una atención médica de primer nivel para trabajadores petroleros y sus familias.

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    “Salvar una vida amortiza la inversión”

    El secretario general del sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, destacó la importancia de esta iniciativa para fortalecer el sistema de salud del gremio: “Este sistema de ambulancias propias es un paso clave. Cuando hablamos de precio, si salvamos una vida, ya amortizamos la inversión. No somos una empresa, somos un sindicato, y la solidaridad está sobre todas las cosas”.

    Rucci también subrayó que, aunque estas ambulancias están destinadas principalmente a los afiliados y sus familias, estarán disponibles para atender emergencias en hospitales o comunidades que lo necesiten. “Nos llena de orgullo trabajar para nuestros compañeros y sus familias, pero también estar a disposición de los pueblos donde haya necesidad”, subrayó.

    Un modelo único en el país

    El presidente de MEOPP, Guillermo Leiton, brindó detalles sobre los vehículos adquiridos: “Estas ambulancias, tipo americana, son Unidades de Terapia Intensiva Móviles (UTIM). Cuentan con equipos avanzados como ventiladores pulmonares, incubadoras neonatales y sistemas de monitoreo remoto. Además, estarán respaldadas por un equipo de emergentólogos y terapistas, garantizando una respuesta rápida y efectiva en cualquier situación.”

    Leiton destacó que este proyecto sigue la línea de trabajo iniciada por Guillermo Pereyra y continuada por Rucci, buscando brindar tranquilidad a los trabajadores petroleros. “Nuestro objetivo es reforzar el sistema de salud y garantizar la tranquilidad de los trabajadores y sus familias, sabiendo que tienen la mejor atención disponible en caso de emergencia», aseveró.

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    Innovación tecnológica al servicio de la salud

    Estas ambulancias, adquiridas a TSS Group, incorporan las tecnologías más avanzadas del mercado:

    • Equipamiento médico completo: Ventiladores pulmonares para pacientes adultos, pediátricos y neonatales, incubadoras de transporte y desfibriladores portátiles.
    • Sistema de comunicación satelital: Comunicación en tiempo real con un centro de control, transmitiendo información vital del paciente a los equipos médicos del destino.
    • Revestimientos sanitarios avanzados: Materiales antibacterianos certificados por la FDA y sistemas climáticos para garantizar el confort del paciente en cualquier condición.
    • Impacto directo en la comunidad petrolera y más allá
    • Con esta nueva flota de ambulancias, MEOPP busca no solo atender a sus afiliados, sino también contribuir al bienestar de las comunidades en las que opera. Este proyecto:
    • Reduce los tiempos de respuesta en emergencias.
    • Ofrece atención médica de calidad durante los traslados.
    • Extiende la cobertura médica a zonas remotas.

    La adquisición de estas ambulancias marca un hito en la atención médica de la región, reflejando el compromiso de MEOPP y su dirigencia con la salud y el bienestar de los trabajadores petroleros y sus familias.

  • Fabricantes de autos presionan para que suavicen las multas por emisiones de CO2

    Fabricantes de autos presionan para que suavicen las multas por emisiones de CO2

    Los líderes de Alemania, Italia y República Checa, centros neurálgicos de la industria automovilística, presionaron el jueves a Bruselas para que renuncie a imponer sanciones económicas a las marcas que incumplan los objetivos de emisiones de la Unión Europea a partir del año que viene.

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    El canciller alemán, Olaf Scholz, afirmó que no tiene sentido agravar las dificultades a las que se enfrenta la industria automovilística. «Por ello, la Comisión debe encontrar la manera de garantizar que las multas, si llegan a ser necesarias, no afecten a la liquidez financiera de las empresas que ahora necesitan invertir en electromovilidad«, afirmó a la prensa.

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    Scholz, que se encuentra bajo la presión de las elecciones anticipadas que se celebrarán en febrero, dijo que discutirá el estado de la industria automovilística europea con la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, el jueves.

    Las emisiones bajo lupa

    Los primeros ministros de Italia y República Checa también aprovecharán la reunión para instar a Von der Leyen a que reduzca las multas a las automotrices que incumplan los objetivos de emisiones de CO2, dijeron diplomáticos de la UE, que hablaron bajo condición de anonimato.

    Según estimaciones del sector, los fabricantes europeos de autos podrían enfrentarse a sanciones por valor de 15.000 millones de euros (15.620 millones de dólares) por incumplir los objetivos, siendo Volkswagen, el mayor fabricante de la región, el más afectado.

    Las firmas han advertido del cierre de fábricas y la pérdida de miles de puestos de trabajo en un momento en que luchan contra la debilidad de la demanda, la competencia china y unas ventas de vehículos eléctricos menores de lo esperado.

    Francia también se unió esta semana a la oposición a las multas. Un documento gubernamental al que tuvo acceso Reuters señaló que París no quiere debilitar los objetivos de CO2, pero apoya una solución para evitar sanciones a los fabricantes de automóviles el año que viene.

  • La balanza de energía va camino a superar los 5.000 millones de dólares

    La balanza de energía va camino a superar los 5.000 millones de dólares

    El sector energético está a punto de romper la barrera de los 5.000 millones de dólares de balanza comercial, un nivel inimaginable apenas dos años atrás cuando fue deficitaria en unos 4.500 millones.

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    El último informe del Indec registró un saldo de 513 millones en noviembre, a pesar de una caída de las exportaciones del 10,2% que se explica por un derrumbe de los precios (12,8%) y no por las cantidades que subieron un 2,9%.

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    De esta manera, en los primeros once meses del año se acumula un saldo de 4.806 millones de dólares, con 8.626 millones de exportaciones (20% más que en 2023) y 3.820 millones de importaciones (50% menos que en 2023).

    El impacto del crudo en la balanza comercial

    La estrella de las exportaciones fue el petróleo crudo con 4.833 millones, un 40% más que el año pasado que lo coloca como el cuarto producto más exportado de todo el país luego de la harina de soja, el maíz y el aceite de soja.

    También ocupó un lugar importante los carburantes con 2.216 millones y una suba del 6,6% y el gas de petróleo, otros hidrocarburos gaseosos y energía eléctrica con 1.285 millones.

    Por el lado de las importaciones anuales, se destacó el derrumbe del 52% en las compras de gasoil que llegó a 1.042 millones de dólares, el GNL que cayó un 62% para llegar a 676 millones, la energía eléctrica con una baja del 39% para totalizar 484 millones, las gasolinas con una caída del 76% (154 millones) y el gas natural en estado gaseoso con una baja del 30% (586 millones).

    “Nuestras estimaciones apuntan a un 2024 que cerraría con un superávit comercial cercado a los USD 19.000 millones, el más alto en más de tres décadas. En tanto que para 2025 la expectativa es que las exportaciones sigan creciendo a buen ritmo, pero inferior al de las importaciones que podrían moverse a un ritmo del 15% (piso) en un contexto de una actividad económica en franca recuperación -creciendo al 4% o 5%-, mayor apertura económica y un tipo de cambio más apreciado en términos reales. Así, el superávit comercial se reduciría a valores entorno a los USD 13.000/ 14,000 millones el año próximo”, proyectan desde la consultora ABECEB.

  • Chevron se desprende de uno de los mayores proyectos de GNL mas grandes del mundo

    Chevron se desprende de uno de los mayores proyectos de GNL mas grandes del mundo

    Woodside adquirió participaciones estratégicas en el emblemático proyecto North West Shelf (NWS), uno de los más grandes del mundo en gas natural licuado (GNL), a cambio de ceder posiciones en otros desarrollos. En tanto, Chevron recibió la participación de Woodside en dos importantes proyectos de GNL en Australia Occidental y un pago en efectivo de hasta 400 millones de dólares.

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    El acuerdo implicó que Woodside asumiera el 16,67% del proyecto NWS, junto con una participación equivalente en su operación de petróleo, el proyecto NWS Oil, y un 20% en el proyecto Angel CCS, un desarrollo de captura de carbono con alto potencial en la región.

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    A cambio, Woodside entregó a Chevron el 13% de su participación no operada en Wheatstone, un proyecto con capacidad de 8,9 millones de toneladas anuales (mtpa) de GNL, y el 65% de su posición operada en Julimar-Brunello, los campos offshore que abastecen a Wheatstone.

    Un legado en GNL: el North West Shelf

    El proyecto North West Shelf lleva casi cuatro décadas en operación, desde que inició su producción en 1984. Con una capacidad de procesamiento de 16,9 mtpa, ha sido un actor clave para abastecer los mercados de Asia-Pacífico, incluyendo Japón, Corea del Sur y China. Además de producir GNL, el proyecto integra una operación de petróleo con campos adyacentes que fortalecen el esquema energético de la región.

    La planta de GNL Wheatstone, situada cerca de Onslow, Australia Occidental, es una de las instalaciones más modernas del país. Su capacidad para procesar 8,9 mtpa de gas proviene principalmente de los campos Julimar-Brunello, conectados a la planta a través de un sistema submarino de recolección de gas.

    Woodside, con su 65% de participación operativa en Julimar-Brunello, había garantizado un flujo constante de gas natural tanto para exportación como para el consumo interno australiano. Esta cesión refuerza la posición de Chevron en la región, consolidándola como uno de los jugadores más importantes en Wheatstone.

    El futuro en captura de carbono: Angel CCS

    El proyecto Angel CCS promete ser un hito en la captura y almacenamiento de carbono en Asia-Pacífico. Diseñado para procesar hasta 5 millones de toneladas de CO anuales, el desarrollo planea recolectar emisiones de fuentes terrestres mediante tuberías y transporte marítimo, comprimirlas en una planta central y almacenarlas en formaciones geológicas submarinas.

    Esta iniciativa busca reducir significativamente las emisiones de la industria energética, marcando un avance crucial en los esfuerzos por descarbonizar operaciones intensivas en carbono.

    Un acuerdo con impacto a largo plazo

    El intercambio de activos entre Woodside y Chevron no solo reorganizó el mapa de la industria energética en Australia Occidental, sino que también reforzó las estrategias de ambas empresas. Mientras que Woodside consolidó su posición en activos históricos como el NWS y apostó por la transición energética con Angel CCS, Chevron amplió su influencia en proyectos clave como Wheatstone, asegurando una mayor capacidad de exportación de GNL hacia los mercados internacionales.

  • Qué implicará para el Argentina LNG el acuerdo entre YPF y Shell

    Qué implicará para el Argentina LNG el acuerdo entre YPF y Shell

    El anuncio se confirmó. YPF dio un importante paso para el desarrollo del gas natural licuado (GNL) tras confirmar que Shell ingresará al proyecto Argentina LNG. El convenio fue rubricado por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, en La Haya, Países Bajos.

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    El PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) implica que Shell se incorporará al proyecto. Las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA).

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    “Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo«, afirmó el presidente de YPF.

    YPF le agradeció a Petronas

    Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta.

    “YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos”, subrayó la compañía mediante un comunicado.

    Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados de 580km de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro, en las costas del Océano Atlántico.

  • YPF y Shell sellaron un acuerdo histórico por el GNL

    YPF y Shell sellaron un acuerdo histórico por el GNL

    Hoy es el Día D para el GNL argentino. Luego de las dudas que surgieron por la supuesta salida de Petronas, YPF sellaron un acuerdo histórico con Shell que allanaría el camino para empezar a exportar gas licuado al mundo.

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    Fuentes al tanto de las negociaciones confirmaron a +e que Horacio Marín se encuentra en Ámsterdam ultimando detalles con los máximos directivos de la petrolera anglo-holandesa y que es muy probable que se lance un comunicado en las próximas horas oficializando el acuerdo.

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    Se trataría de la firma de un Project Development Agreement (PDA), algo mucho más avanzado del Memorándum de Entendimiento que se había firmado con Petronas, ya que contempla el financiamiento de los estudios de ingeniería.

    El acuerdo proyecta la exportación a partir de dos buques licuefactores similares al Hilli Episeyo de PAE, pero con el doble de capacidad. Es decir, unos 5 MPTA cada uno, equivalentes a poco más de 40 millones de metros cúbicos entre ambos, tal como había adelantado +e en exclusiva.

    El acuerdo entre YPF y Shell

    Al igual que PAE, Golar sería la firma internacional que se encargaría de traer los barcos y desde la industria aseguran a este medio que ya hay uno que se encuentra disponible para este proyecto.

    La estrategia de YPF es acelerar las etapas para aprovechar esta ventana de oportunidad y una vez que lleguen los barcos evaluar la posibilidad de construir una planta onshore de mayor capacidad para llegar a los 30 MPTA que se propuso Marín como objetivo.

    Al mismo tiempo, Shell también resolvería parte de la tarea de búsqueda de off-takers al garantizar un porcentaje de la compra de esa exportación a realizar. La otra parte la buscará Marín en la gira que anticipó +e por Asia que arranca ni bien termina el brindis de año nuevo.

    “Sale el 1 de enero y vuelve el 20. Va a recorrer 4 países, pero también vamos a tener un equipo en India, otro en Estados Unidos y otro en Europa”, explicaron desde su entorno.

  • Gazprom comienza a venderle GNL a Italia, uno de los mercados apuntados por el shale gas

    Gazprom comienza a venderle GNL a Italia, uno de los mercados apuntados por el shale gas

    El gigante energético Gazprom entregó su primer cargamento de gas natural licuado (GNL) a Italia desde la planta Portovaya, en el mar Báltico, mostraron el miércoles datos de LSEG. Los suministros por gasoducto de Rusia a Europa cayeron en picada desde 2022 tras el conflicto militar en Ucrania, mientras que los suministros de GNL fueron aumentando en los últimos años.

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    Según los datos de LSEG, el gasero Cool Rover llegó el martes a la terminal FSRU Toscana en el puerto de Livorno.

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    La planta rusa Yamal LNG ya ha suministrado varios cargamentos a Italia en los últimos años, según la base de datos de LSEG. La planta a pequeña escala GNL Portovaya, con una capacidad anual de 1,5 millones de toneladas, comenzó a operar en septiembre de 2022. Los primeros cargamentos de la planta se suministraron a Turquía, Grecia y China.

    En marzo, Gazprom también suministró su primer cargamento de GNL a España.

    Las exportaciones totales de GNL de Rusia de enero a noviembre aumentaron un 4,7% respecto al año anterior, hasta 29,1 millones de toneladas, de las que algo más de la mitad se destinaron a Europa, según LSEG.

    Una baja importación de China

    En las últimas semanas el principal importador de GNL del mundo, China, está desacelerando en las compras de GNL al contado, ya que los precios asiáticos han alcanzado el nivel más alto del año.

    Tras varios meses abasteciéndose de GNL más barato, se estima que los inventarios chinos de gas natural son ahora lo suficientemente altos como para permitir a los importadores retirarse de las compras de cargamentos de GNL al contado a los precios más altos.

    La disminución de las importaciones chinas de GNL en las últimas semanas podría liberar más suministro al contado para Europa, que está agotando sus existencias de gas al ritmo más rápido de los últimos ocho años debido a las olas de frío, la baja velocidad de los vientos y la preocupación por la seguridad del suministro ante la inminente expiración del acuerdo para el transporte de gas ruso por gasoducto a Europa a través de Ucrania.

    Durante el mes pasado, las importaciones de GNL de China se han desacelerado y han tendido un 12% por debajo de la media de cuatro años 2020-2023 para esta época del año, los datos de seguimiento de buques compilados por Bloomberg mostraron esta semana.

    El dilema del precio

    El aumento de los precios al contado del GNL en Asia ha sido clave para el descenso de las importaciones en China durante el mes pasado.

    En las últimas semanas, el precio medio del GNL para entrega en enero en el noreste de Asia ha alcanzado los 15,00 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), el nivel más alto en lo que va de año.

    China ha incrementado sus importaciones totales de gas en lo que va de año y ha acumulado grandes reservas para evitar una escasez de suministro cuando los mercados mundiales se contraigan este invierno.

    Pero en noviembre, las importaciones totales de gas natural de China -incluyendo gas de gasoducto y GNL- bajaron un 1,4% en comparación con el mismo mes de 2023, según datos oficiales de la Administración General de Aduanas china.

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    Gazprom entregó su primer cargamento de GNL a Italia.

    Europa demanda GNL

    Si los compradores chinos siguen retirándose del mercado al contado debido a los altos precios del GNL, sería una buena noticia para Europa, que está luchando por la seguridad del suministro.

    Los precios de referencia del gas natural en Europa alcanzaron su nivel más alto en un año el mes pasado, en medio de olas de frío combinadas con vientos muy flojos en la mayor parte del noroeste de Europa.

    En las últimas semanas, Europa ha estado agotando sus reservas de gas natural al ritmo más rápido desde 2016, ya que la demanda ha aumentado con las temperaturas más frías.

    El mercado europeo está ansioso ante el inminente final del suministro de gas por gasoducto ruso a Europa a través de Ucrania después del 31 de diciembre. La reciente competencia por el suministro de GNL al contado con Asia para la demanda de invierno también ha influido en el aumento de los precios del gas natural y la electricidad en Europa.

    Pero China, el mayor comprador de GNL de Asia, y del mundo, podría contribuir sin querer a aliviar las preocupaciones de Europa por el suministro y el aumento de los precios, si los elevados precios al contado asiáticos siguen disuadiendo a los compradores chinos de GNL.

  • Vaca Muerta: Neuquén proyecta inversiones por 10 mil millones de dólares en 2025

    Vaca Muerta: Neuquén proyecta inversiones por 10 mil millones de dólares en 2025

    El Ministerio de Energía de Neuquén espera para 2025 un nuevo récord de inversiones en Vaca Muerta, del orden de los 10 mil millones de dólares, que irá acompañado de cifras históricas de producción de petróleo y gas. Se espera que siga la tendencia de crecimiento que mostró este año, que cerrará con desembolsos por parte de las productoras por unos 9 mil millones de dólares, 440 pozos perforados y 3.000 millones de dólares en exportaciones.

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    El ministro de Energía, Gustavo Medele, presentó junto a su equipo las proyecciones durante una conferencia de prensa de presentación del balance del año, que estuvo signado por el cambio de paradigma en la política energética provincial y el impacto de la reforma de la Ley de Hidrocarburos incluida en la Ley Bases.

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    El funcionario destacó las variables clave que determinarán el nivel de actividad petrolera durante 2025: la capacidad instalada, la producción y la evacuación del gas y petróleo, así como el impacto de la inflación y el retraso cambiario en los costos de operación.

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    «Uno tiene que asumir que los equipos no van a estar parados. Si los equipos de perforación y las instalaciones de fractura estuvieran activos todo el año, la pregunta es: ¿cuánta producción se va a poner realmente en la mesa?», reflexionó Medele. «La capacidad de evacuación es otro factor crucial que estamos evaluando», añadió.

    La suba de costos en dólares en Vaca Muerta

    Medele detalló que, bajo el escenario actual, se estima que la inversión alcanzará los 10.000 millones de dólares el año próximo. Sin embargo, subrayó que este número está condicionado por varios factores, entre ellos la inflación y el retraso cambiario, que afectan de manera directa los costos operativos.

    «La inversión seguramente tendrá un impacto debido a estos factores, lo que hace difícil hacer una proyección precisa», comentó el ministro. Explicó que un pozo de Vaca Muerta actualmente tiene un costo aproximado un 30% superior al de los años anteriores, debido principalmente a los aumentos en los costos en dólares, que no siempre se deben a la variación en el precio de los insumos, sino también a las fluctuaciones en el tipo de cambio.

    Por otro lado, Medele enfatizó que, a pesar del aumento de los costos, se ha registrado una mejora en la productividad. «Cada equipo de perforación está logrando más resultados que en años anteriores», aseguró. Este incremento en la eficiencia operativa podría atenuar parcialmente los efectos negativos del aumento de costos, pero el impacto de la inflación y el retraso cambiario en los precios sigue siendo una incertidumbre difícil de evaluar.