Un nuevo sismo en el nivel de ingresos por petróleo y gas se registró en la mañana de ayer lunes cuando el barril de crudo tocó los 58 dólares. Luego de unas horas, como informó Alerta Digital, el Brent se estabilizó en 59,73 con un valor que también afecta al 60 por ciento de los ingresos neuquinos a través de la industria hidrocarburífera. Entre el último día hábil de marzo y ayer lunes 5 de mayo, la caída ronda los 15 dólares el barril.
La organización que reúne a los países miembros de la OPEP y a sus aliados liderados por Rusia (OPEP+), acordó el fin de semana un aumento de 411.000 barriles diarios, impulsado por una postura de Arabia Saudita. El ajuste forma parte de una aceleración de la baja de los recortes pactados durante la pandemia que impulsan de inmediato un aumento en la producción.
El anuncio provocó un retroceso inmediato en los precios internacionales. El Brent llegó a cotizarse en 58,41 dólares por barril —desde los 61,29 dólares del cierre anterior— aunque luego recortó pérdidas y cerró en 60,23 dólares.
El impacto también se sintió en el West Texas Intermediate (WTI), referencia para el mercado estadounidense, que tocó un mínimo de 55,30 dólares, una caída del 5,1%. Finalmente, cerró en 56,57 dólares.
El impacto negativo también sacude a las reservas del Banco Central, según se explicó desde la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI). “Durante 2024, el complejo energético generó exportaciones por más de 10.400 millones de dólares, ubicándose como el segundo en importancia detrás del agro. La caída del precio internacional pone en cuestión la proyección de crecimiento exportador para 2025, que se basaba en el aumento de la producción no convencional y en la adecuación de los precios internos al mercado internacional”, se indicó.
Un sismo previsto en Neuquén
La declarada guerra comercial de aranceles, desatada en mundo por la administración de Donald Trump y el anuncio de la OPEP+, impactarán de lleno en los ingresos por hidrocarburos que tiene Neuquén y la Argentina. Un recorrido por los análisis que realiza nuestro columnista Walter Fagyas, así lo demuestran y se pueden leer en la sección de Energía de Alerta Digital.
Pero ya a principios del mes pasado el gobierno de Rolando Figueroa encendió las luces de alerta ante un impacto negativo de este panorama internacional. El mandatario aseguró que «hemos perdido cerca del 20% del valor de petróleo en los últimos tiempos, eso es un 20% de ingresos», y agregó que «tenemos que ser conscientes que toda variación que existe en el nivel del precio del petróleo y del gas va a impactar en la provincia de Neuquén».
A los pocos días, la Subsecretaría de Ingresos Públicos de la provincia lo ratificó con datos precisos: por regalías, más canon extraordinario de producción, la provincia de Neuquén recibió 144.049 millones de pesos (unos $24 mil millones menos que en febrero), lo que representa una caída real de -10,8% con relación a marzo del año pasado. Las regalías de petróleo dejaron 104.400 millones (baja real de -9,9%, 38,9 nominal), mientras que las de gas totalizaron 39.339 millones de pesos, lo que implicó una caída real de -12,6% (34,6 nominal).
Por su parte, la secretaria de Hacienda y Finanzas Carola Pogliano, explicó que la provincia observa con atención el escenario económico que se ha visto alterado por los aranceles impuestos por Estados Unidos y la reciente caída del precio del crudo, que en abril se desplomó un 14%. “La provincia sigue analizando el nivel de gastos que tiene para hacer los ajustes que sean necesarios”, aseguró la funcionaria.
Neuquén atenta al contexto
La titular de Hacienda detalló que durante 2024 se lograron ordenar las cuentas públicas mediante la eliminación de gastos superfluos, lo que permitió sostener servicios esenciales como Educación, Salud y Seguridad. “Logramos acomodar la caja de la provincia en el 2024 eliminando los gastos innecesarios para poder financiar áreas esenciales, lo cual nos permitió arrancar el 2025 en un escenario muy distinto al que arrancamos el año pasado”, indicó Pogliano. También destacó que hasta el 30 de marzo la provincia mantuvo un superávit fiscal, aunque advirtió que el cierre de abril dependerá de variables como el precio del petróleo, la inflación y la evolución del tipo de cambio en Argentina.
El fuerte vínculo entre la actividad hidrocarburífera y los ingresos públicos hace que Neuquén esté especialmente expuesta a las fluctuaciones del mercado internacional. “Si no hay una reversión en el precio nos va a afectar en nuestros ingresos, que nos liquidan el día 15 de cada mes”, advirtió Pogliano.
La obra pública no se verá afectada por ahora
Pese al panorama desafiante, la secretaria de Hacienda llevó tranquilidad en cuanto a las inversiones proyectadas en infraestructura: “Por ahora la obra pública incluida en el presupuesto 2025 no se verá afectada, porque en el 2024 habíamos logrado equilibrar las cuentas, habíamos terminado con un superávit, lo cual nos permite tener unos meses de cierta tranquilidad a pesar del contexto en el que estamos”.
Desde el gobierno provincial destacan que, aunque Neuquén hoy se encuentra en mejor situación que al inicio de la gestión, es clave mantener una política de gasto austera y reactiva. Por eso, insisten en el monitoreo constante del escenario macroeconómico global y local para tomar decisiones que garanticen la estabilidad financiera.
A partir de febrero, el gobierno de Javier Milei implementará un recorte en los subsidios a las tarifas de luz y gas natural que afectará a 9,5 millones de hogares de ingresos medios y bajos. Como resultado, estos usuarios recibirán una bonificación menor en el costo de la energía, lo que se reflejará en un incremento en las facturas del 1,5% en electricidad y 1,6% en gas.
La medida fue oficializada por la Secretaría de Energía a través de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial este viernes y forma parte del plan económico del ministro de Economía, Luis Caputo. El objetivo es reducir el gasto estatal en subsidios y garantizar el equilibrio fiscal, además de contribuir a la desaceleración de la inflación, con la meta de llevarla por debajo del 2% mensual.
Un adelanto analizado profundamente de la evolución que tendrán las tarifas de gas y luz la realizó el especialista Walter Fagyas para Alerta Digital, en la nota «Proyecciones sobre los aumentos de gas y electricidad que vienen«.
Detalles del recorte en subsidios
El esquema de segmentación vigente divide a los usuarios en tres niveles: los de ingresos altos (Nivel 1), que pagan la tarifa plena; los de ingresos bajos (N2); y los de ingresos medios (N3). Con la nueva disposición, la bonificación se reducirá al 65% para los N2 y al 50% para los N3, en comparación con el 71,2% y 55,94% anteriores, respectivamente.
En cuanto al gas natural, los usuarios N2 tenían un subsidio del 64%, que se incrementará levemente al 65%, mientras que los N3 pasarán de un 55% a un 50%.
Según datos del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), hasta diciembre de 2024 había 9,5 millones de usuarios eléctricos subsidiados, de los cuales 6,3 millones pertenecían al nivel N2 y 3,2 millones al nivel N3. En el sector del gas, los beneficiarios con subsidios sumaban 5,3 millones sobre un total de 9,5 millones de usuarios residenciales.
Desde junio de 2024, los usuarios N2 cuentan con un consumo bonificado de hasta 350 kWh mensuales y los N3 de hasta 250 kWh. Sin embargo, la Secretaría de Energía analiza la posibilidad de reducir esos topes en los próximos meses.
La parte resolutiva del decreto publicado este viernes en el Boletín Oficial.
Nuevo esquema de subsidios para 2025
El Gobierno planea reformular el sistema de subsidios para mediados de 2025, reduciendo las categorías de beneficiarios a solo dos: quienes reciben subvención y quienes no, similar a la tarifa social implementada durante la gestión de Mauricio Macri. El Presupuesto 2025 prevé un recorte de más de USD 3.000 millones en subsidios, en línea con las exigencias del Fondo Monetario Internacional (FMI), que recomendó una reducción progresiva de estas ayudas estatales.
Revisión tarifaria y nuevos aumentos
Con el objetivo de sostener la desaceleración inflacionaria de cara a las elecciones legislativas de 2025, el Gobierno aplicará incrementos en las tarifas de electricidad y gas inferiores al 2% mensual. En enero, la luz aumentó 1,6% y el gas 1,8%, mientras que en febrero las subas serán del 1,5% y 1,6%, respectivamente. Además, se implementará una reducción en el ajuste mensual del tipo de cambio oficial, del 2% al 1%.
En febrero, la Secretaría de Energía llevará adelante una revisión tarifaria con distribuidoras y transportistas para definir nuevos cuadros tarifarios y planes de inversión en los próximos cinco años. Se espera que en abril comiencen a regir nuevas tarifas con aumentos inferiores al 10%, los cuales podrían fraccionarse en cuotas mensuales.
El Gobierno también busca establecer un sistema de actualización automática de tarifas para garantizar ingresos constantes a las empresas del sector energético, en reemplazo de los ajustes discrecionales aplicados hasta 2024.
Modificación en la compensación de subsidios
En el marco de un plan de simplificación burocrática, la Secretaría de Energía anunció cambios en el mecanismo de compensación de la Tarifa Social de gas. A partir de ahora, los pagos se realizarán directamente a los productores de gas, en lugar de a las distribuidoras, con el fin de agilizar la cadena de pagos y eliminar intermediarios.
Asimismo, las compensaciones a prestadoras y distribuidoras se aplicarán con un mecanismo retroactivo, según lo establecido en el Decreto N° 892/20. Esto permitirá descontar los montos compensados de las sumas a abonar por las empresas prestadoras de gas a sus proveedores.
Con estas medidas, el Gobierno busca reducir la carga fiscal de los subsidios energéticos, garantizar la estabilidad del mercado y continuar con su política de ajuste económico en el marco de su plan de estabilización financiera.
Esta semana, el INDEC dio a conocer los números de la balanza comercial de Argentina de todo el 2024. En esta columna semanal, nos interesa específicamente la balanza comercial del sector de energía. Que siempre ha sido una preocupación porque fue deficitaria durante décadas, y que este año ha mostrado finalmente un resultado positivo. Esto fue posible en una buena parte gracias a Vaca Muerta, pero por otra parte veamos el “ahorro” de importaciones. Analicemos por qué este “ahorro” es el resultado, en cierta medida, de una caída de consumo de combustibles. Por esto, en las próximas líneas iremos analizando el récord de exportación de petróleo del 2024 que fue el principal motor de este superávit en el sector energético, pero también analizaremos la caída de la importación de gas y de los combustibles.
Ya habíamos visto que el año 2024 iba a ser un año con superávit de la balanza comercial en el sector de energía cuando examinamos los números de enero a noviembre y lo comparamos con el 2023. Ahora que ya tenemos los números de todo el año pasado, podemos ver que pasamos de casi U$S 1.200 millones de déficit en el 2023 a tener un superávit de U$S 4.400 millones el 2024. Es decir, el sector de energía pudo dar vuelta ese déficit con U$S 5.600 millones en un año, en otras palabras, entre lo que se incrementaron las ventas al exterior y lo que se consiguió ahorrar de importar, Argentina hizo una diferencia de U$S 5.600 millones en tan solo 12 meses. Veamos a continuación las tres mercaderías que mayor peso tuvieron en este vuelco de la balanza energética: petróleo, gas y combustibles.
Como ya venimos viendo en los últimos meses, el petróleo se ha convertido en uno de los productos de mayor venta al exterior que tiene la Argentina. Los datos del INDEC correspondientes a todo el 2024 muestran que la exportación de petróleo alcanzó los casi U$S 5.500 millones superando por U$S 1.600 millones lo exportado de enero a diciembre del 2023. De los cuáles, en el 2024, se exportaron a Chile más de U$S 2.000 millones convirtiéndose en el principal destino del crudo argentino, superando las ventas de petróleo a Estados Unidos de U$S 1.990 millones y completando este podio con Brasil con más de U$S 500 millones.
Y aquí me gustaría detenerme un poco, porque este cuasi milagro de poder exportar U$S 2.000 millones a Chile en un año es el resultado de la rehabilitación del Oleoducto Trasandino, OTASA. Esta obra la llevó a cabo YPF y gracias a esto desde mediados del 2023 se pudo retomar la exportación de crudo, ahora con la producción de petróleo de Vaca Muerta. Esto pone de manifiesto la importancia de acompañar con el transporte el crecimiento de la producción, que como ya hemos visto, es el cuello de botella para el crecimiento de Vaca Muerta. No quiero irme por las ramas, OTASA permitió que en el 2024 se exportarán casi U$S 2.000 millones a Chile. En los próximos meses, ODELVAL va a poner en servicio el proyecto Duplicar que permitirá transportar y exportar por Bahía Blanca un mayor volumen de la producción de Vaca Muerta. Tenemos la certeza de que va a ser posible transportar un mayor volumen de petróleo para exportación. Con lo cual, si no hay un problema de precios internacionales en el 2025, veremos el alcance real de la nueva política de energía barata que impulsa Trump. Este año podremos seguir aumentando las ventas externas de petróleo de Vaca Muerta. Esto no es un dato menor para la economía neuquina y especialmente para la economía argentina, siempre sedienta de dólares. En el 2024, el petróleo se posicionó como el tercer producto más importante de exportación argentino, compartiendo esta posición con el aceite de soja, quedando sólo detrás de harina y pellets de soja y los granos de maíz. Uno de cada catorce dólares que Argentina exportó el año pasado, correspondió a las ventas de petróleo.
Continuando con mi comentario del principio de esta nota, la exportación de petróleo explica sólo parcialmente que se haya podido conseguir en sólo 12 meses este superávit. Veamos entonces todo el cuadro de las exportaciones menos las importaciones del sector energético que publica el INDEC, y encontramos que gran parte de este prodigio se debió a la caída de las importaciones. Las compras externas del sector energético cayeron desde más U$S 7.700 millones a solo U$S 3.800, es decir se redujeron a la mitad.
Así encontramos que el producto donde más disminuyó la importación fue el gas. Nos hemos ahorrado entre gas natural y GNL más de U$S 1.400 millones en un año, gracias a otra obra que se puso en servicio en el 2023: el Gasoducto Néstor Kirchner, ahora renombrado Perito Moreno. Este ducto permitió que parte de la producción de gas de Vaca Muerta pudiera llegar hasta Buenos Aires. Y otro dato no menor, que permitió que nos ahorraramos importar gas el año pasado fue que al contrario de lo que había sido los años anteriores al 2023, en el 2024 se pudo generar con más generación hidroeléctrica. Quiere decir que llovió más y eso permitió acumular más agua en las represas como las del Comahue. Al igual que Yacyretá y Salto Grande que tuvieron mayores caudales y con eso se sustituyó generación eléctrica con gas natural. Con lo cual se necesitó menos gas natural para las usinas dando como resultado que tuvimos menor consumo de gas por parte de las usinas y mayor oferta de gas gracias al gasoducto Perito Moreno.
Por último, el tercer producto que permitió este superávit fue el ahorro de la importación de combustibles principalmente el gasoil que pasamos de importar en el 2023 más de U$S 2.200 millones a sólo U$S 1.100 millones en todo el 2024, es decir que cayó a la mitad la importación de gasoil. Acá también juegan varios factores, cuando vemos la comparativa de ventas en el mercado interno discriminado en los diferentes sectores de la economía. Observamos que el agro creció un 10%, algo esperable porque como notamos antes las mejores lluvias del 2024 también permitieron una mayor actividad en el agro. Pero el resto de los sectores, todos registran caídas de ventas el año pasado. Las ventas al público en las estaciones de servicio cayeron un 10% y otro sector que también sorprende es el transporte de pasajeros casi un 20% menos entre lo que se vendía al transporte público de pasajeros en el 2024 contra el 2023. No encuentro las razones para semejante caída, si ha bajado la frecuencia o se han cortado servicios, pero las ventas declaradas en la Secretaría de Energía muestran que este sector cayó 20% las ventas entre un año y el anterior.
Otro factor para tener en cuenta fue el aumento de la producción de YPF entre el 2024 y el 2023, algunos memoriosos o memoriosas recordarán que en la época de elecciones del 2023 había faltante de gasoil y en aquel momento se justificaba por la parada programada de una refinería de YPF. Esta refinería se puso en marcha y en el 2024 permitió que YPF aumentará su producción de gasoil premium casi un 20%. Entonces aquí tenemos, por un lado, mayor oferta de combustible procesado localmente y por otro una caída en la demanda de las ventas en el mercado interno de combustibles.
En el caso de la nafta notamos algo similar, de casi US$ 700 millones de importación en el 2023, en el 2024 solamente se tuvieron que importar poco más de US$ 200 millones, se importó casi un cuarto de lo que se compró en el exterior en el 2023. Se repite el comportamiento de YPF que produjo un 10% más de naftas premium el año pasado comparado con el 2023. Aquí también encontramos que las naftas registraron una caída de las ventas al público en las estaciones de servicio de un 7%, en el caso de las naftas premium la caída fue de casi un 20% comparado con el 2023. Cualquier persona que cargue combustibles en una estación de servicio no va a sorprenderse con estos números negativos. Es el fiel reflejo de la nueva política implementada por el actual gobierno, los combustibles en Argentina se venden a precio de paridad de importación, aunque el combustible producido 100% con petróleo argentino, represente más del 95 % de las ventas en el mercado interno del 2024.
En conclusión, el 2025 se proyecta como un año con un crecimiento del superávit del sector energético. Con la puesta en servicio de nueva infraestructura que permitirá exportar más petróleo de Vaca Muerta utilizando el puerto de Bahía Blanca y reemplazar definitivamente las importaciones de gas regasificado de Chile o gas de Bolivia cuando se finalicen las obras de reversión del Gasoducto Norte que permitirán llevar el gas de Vaca Muerta hasta Salta. No hace falta que repita Vaca Muerta, para entender la importancia de Neuquén como generadora de energía, de inversiones y de dólares, todos necesarios para el país. Espero tenga un excelente domingo, nos leemos pronto.
Este lunes, el presidente electo de Estados Unidos, Donald Trump, tomará posesión de su cargo, iniciando su segundo mandato en la Casa Blanca.
El mercado petrolero está expectante ante las medidas que tome el presidente del mayor productor de petróleo y mayor exportador de GNL, además de ser el mayor consumidor de petróleo del mundo, con el peso adicional de ser la mayor economía mundial.
Las medidas que tome la nueva administración estadounidense pueden marcar la tendencia de los precios del petróleo, que en el caso del Brent cerró por encima de los U$S 80/barril este viernes, a la espera de algunas medidas anunciadas durante su campaña electoral. Esto incidirá indirectamente en el nivel de actividad en el sector petrolero en Neuquén y directamente en el precio de los combustibles que se ha decidido atar al precio internacional del crudo.
El presidente electo Donald Trump ha prometido maximizar la producción de petróleo y gas natural de Estados Unidos, en parte eliminando lo que considera una regulación y una burocracia innecesarias.
Los últimos datos presentados por la Administración de Información de Energía estadounidenses (www.eia.gov) muestran que tanto en gas como en petróleo Estados Unidos viene rompiendo récords de producción y proyectan un crecimiento aun mayor para este 2025. Con un 2024 que cerró con una producción de casi 13,5 millones de barriles de crudo por día (Argentina produce cerca de 750.000 barriles por día) y con una producción 2.900 millones m3 diarios de gas (Argentina llegó a producir 153 millones m3 diarios de gas este invierno).
Algunos analistas especulan que Trump podría declarar la emergencia nacional en el sector de energía en Estados Unidos, lo que le permitiría acelerar los permisos para nuevas obras de infraestructuras eléctricas y otros proyectos del sector energético. Esta medida, que Trump mencionó durante su campaña, encajaría en su agenda más amplia de incrementar la producción de energía y daría un mayor respaldo a la red eléctrica estadounidense que debe prepararse para el proyectado aumento de la demanda de nuevos centros de datos. El gas natural probablemente vaya a jugar un rol fundamental en esta área, aunque otros sectores también esperan recibir algún tipo de incentivos como las energías renovables en tierra, oleoductos y la industria nuclear.
Por otra parte, Estados Unidos habiendo superado en el 2024 el volumen de GNL exportado en el 2023, fortalecerá aún más su posición como mayor exportador de GNL en el 2025 con la entrada en servicio de ampliaciones y de nuevas terminales de GNL. Trump ha dejado en claro que tiene la intención de levantar rápidamente la suspensión a los nuevos permisos de exportación de gas natural licuado impuesta por la actual administración del presidente Joe Biden. Recordemos que, a principios de 2024, Biden había impuesto esta suspensión y encargado un estudio sobre los impactos ambientales y económicos del aumento de las exportaciones de gas de Estados Unidos, que han experimentado un aumento récord desde que la invasión rusa de Ucrania forzó a los europeos a reducir sus importaciones de gas ruso, que llegaron a representar el 40% del consumo de gas de Europa. Este estudio encomendado por la administración Biden recomendó tener más cautela a la hora de emitir nuevos permisos para proyectos de exportación de GNL. Por esta razón, se especula que Trump podría esperar hasta después del 18 de febrero, que finaliza el período de consultas sobre el resultado de este estudio.
Mientras que, en la industria petrolera estadounidense, hay entusiasmo por el lema de campaña de Trump “drill, baby, drill” (en ingles drill significa “perfora” (pozos de hidrocarburos)) para destacar sus planes de aumentar la producción de combustibles fósiles y reducir algunas iniciativas de energía renovable. Por esta razón, se espera que Trump ordene a su administración que amplíe la superficie disponible de tierras y aguas federales para la perforación de petróleo y gas, revirtiendo las medidas de la era Biden que intentaron minimizar el desarrollo de combustibles fósiles en tierra estadounidense. Por ello el foco estará puesto en la discreción con que se decida la frecuencia y en qué escala ofrezca para subastar nueva superficie a las petroleras. Actualmente, aproximadamente una cuarta parte del petróleo estadounidense proviene áreas federales concesionadas. Sin embargo, para ampliar las subastas a nuevas regiones en alta mar, deberá sortear el escollo dejado por Biden que este mes promulgó la Ley de Tierras para proteger extensas franjas del Atlántico, del Pacífico y otras regiones del desarrollo petrolero.
Dentro del sector de energía renovables, hay una especial preocupación en dos temas. Que Estados Unidos vuelva a retirarse del Acuerdo de Paris (ya lo había hecho Trump en su primera presidencia). El Acuerdo de París es un acuerdo internacional que combate el cambio climático y limita el aumento de la temperatura mundial mediante la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero generados por combustibles fósiles. Siendo que Estados Unidos es considerado uno de los mayores emisores de gases de efecto invernadero del mundo, junto con China, India y la Unión Europea. La otra medida es que Trump ha dicho que tiene la intención de poner fin a los nuevos desarrollos de energía eólica marina en aguas federales, argumentando que la industria es cara, daña a las ballenas y es contaminante cuando se desmantelan las turbinas viejas. Esto sería un giro con respecto a su primer mandato, cuando su administración apoyó la energía eólica marina. Gran parte de los componentes de este tipo de tecnología se importan desde la Unión Europea, a quién Trump ya puso en la mira para bajar el déficit comercial que tiene Estados Unidos con este bloque.
Otro socio comercial que está en alerta es Canadá. Trump ya ha amenazado a Canadá con un arancel del 25 por ciento sobre todas las exportaciones canadienses a los Estados Unidos. Esto se circunscribe dentro de la promesa del presidente electo de imponer aranceles a las importaciones estadounidenses de casi todas partes, incluido el petróleo crudo y combustible canadienses, y las piezas de baterías solares y las utilizadas en vehículos eléctricos, lo que afectaría fuertemente el comercio mundial y los precios de estos productos. La futura política comercial de la administración Trump mediante el incremento de aranceles podría desacelerar el crecimiento económico en China y otras economías importantes, lo que podría terminar afectando el crecimiento de la demanda mundial de petróleo en el corto y mediano plazo.
Como conclusión, a mi entender, comparto que el cambio de poder en Washington podría tener un impacto duradero y significativo en el panorama energético mundial. Esto se debe a que Trump ha puesto a la industria petrolera como una pieza central del principal objetivo de su política económica: bajar el costo de vida de los estadounidenses. El presidente electo no solo ha prometido disminuir la tasa de inflación, sino que ha prometido hacer que los precios bajen directamente. Y Trump ve la energía como la forma de lograr precios más bajos para los consumidores. A principio de enero, durante una conferencia de prensa, Trump había dicho “siempre es difícil bajar los precios” y agregó “pero los vamos a reducir, los vamos a reducir. La energía va a reducir los precios. Vamos a tener mucha energía”. https://twitter.com/GrabienMedia/status/1876724005593350150
No olvidemos que el Instituto Americano del Petróleo (API), había presentado 70 acciones políticas al partido republicano, incluidas el levantamiento de la suspensión de permisos de exportación de GNL, un nuevo programa de concesiones offshore de 5 años, la aprobación de la reforma de permisos y la derogación de las normas ambientales sobre emisiones de vehículos. En una reciente entrevista en CNN, el director ejecutivo del API dijo «tenemos esta increíble oportunidad energética estadounidense»… “si aplicamos las políticas adecuadas, podemos seguir siendo el líder mundial en producción de energía”. Además, el director del API sostuvo que existe una “necesidad desesperada” de obtener más energía para impulsar el auge de la inteligencia artificial, que requerirá enormes cantidades de energía.
Disfruten del domingo, nos volvemos a leer la semana que viene.
Este viernes, el Departamento del Tesoro de Estados Unidos anunció un nuevo paquete de sanciones que afectan desde los mayores productores rusos hasta buques de terceros y comercializadores de petróleo y de gas rusos https://home.treasury.gov/news/press-releases/jy2777.
Esto provocó que el precio de referencia del petróleo Brent (al que está atado el crudo Medanito producido en Vaca Muerta) haya llegado a superar los U$S 80/barril. Como hemos visto cada mes, las variaciones de precios en el mercado internacional terminan impactando en la producción y en la economía local.
La cotización del Brent finalizó con una ganancia semanal mayor al 4%, alcanzando el precio más alto en los últimos tres meses, como reflejo del temor por la restricción que sufrirá el suministro de petróleo ruso luego de que Estados Unidos impusiera un nuevo paquete de sanciones más amplias dirigidas a toda la cadena de valor del petróleo y del gas rusos. Recordemos que se utiliza una fórmula con el Brent en algunas exportaciones de gas y en todas las de petróleo, además la Secretaría de Energía lo utiliza para fijar el precio mínimo para las exportaciones de gas en firme desde cuenca neuquina.
Este viernes, el Brent aumentó más de U$S 3 cerrando a U$S 79,76/bbl, al igual que el WTI (principal referencia de del destino más importante de las exportaciones argentinas de petróleo) que aumentó más de U$S 2,50 cerrando a U$S 76,57/bbl.
El incremento del precio del petróleo fue impulsado por el anuncio de la administración del presidente Joe Biden que impuso nuevas sanciones dirigidas a dos de los mayores productores de petróleo rusos, empresas de servicios, buques petroleros, intermediarios, traders y puertos rusos, con el objetivo de afectar todas las etapas de la cadena de producción y distribución de petróleo de Moscú. El Reino Unido también está aplicando sanciones a los mismos productores: Gazprom Neft y Surgutneftegas. Las sanciones estadounidenses alcanzan a funcionarios, CEOs y ejecutivos de empresas petroleras y de servicios en Rusia.
El comunicado del Departamento de Estado estadounidense menciona que las sanciones estadounidenses abarcan a 183 buques, en su mayoría petroleros que forman parte de la “flota en la sombra” (algunos buques con bandera de Panamá o de Barbados, entre otros), así como petroleros propiedad de operadores de flotas con sede en Rusia. Varios de los buques sancionados han transportado no solo petróleo ruso, sino también petróleo iraní sancionado.
Estas variaciones en el mercado petrolero, como hemos visto en meses anteriores, impactan en los precios de exportación del petróleo argentino y del Medanito en particular, que en los últimos años ha ganado una mayor participación en las ventas externas del país. Con los datos del INDEC y Aduanas, que algo mencionamos hace dos semanas https://alertadigital.ar/lo-que-deja-este-ano-y-lo-que-vendra-en-el-2025-en-el-sector-energetico/, faltando aun contabilizar diciembre, en el 2024 se exportaron más de U$S 4.800 millones. Con este acumulado de enero a noviembre del 2024,las exportaciones de petróleo ya superan todo los que se exportó durante los doce meses del año pasado. Además, debemos destacar en el 2024, se exportaron a Chile casi de U$S 1.650 millones, casi en su totalidad por OTASA, oleoducto que rehabilitó YPF en el 2023.
A nivel nacional, la producción de noviembre 2024 registra un aumento principalmente en Neuquén y marginalmente en el offshore del Estado Nacional. Neuquén sigue siendo el principal motor del crecimiento interanual con más de 450.000 barriles diarios (90.800 barriles más que en noviembre del 2023, o un 25% de aumento interanual) triplicando la producción de Chubut (segunda provincia productora del país).
En noviembre de 2024, cerca de 2 de cada 3 barriles producidos en Argentina fue Medanito.
A nivel país, en noviembre 2024, caben destacar los aumentos interanuales de Vista con 21.700 barriles diarios, YPF con 17.700 barriles diarios (a pesar de la venta de la concesión Escalante-El Trébol en Chubut a Pérez Companc) y Pluspetrol con casi 17.100 barriles diarios fueron las principales operadoras que han impulsado la producción al compararlo con noviembre 2023.
Al comparar la producción de noviembre 2024 con noviembre 2023, las 5 concesiones con mayor crecimiento del país siguen estando en Neuquén:
La Calera (Pluspetrol) + 17.900 barriles diarios
Bajada del Palo Oeste (Vista) + 17.800 barriles diarios
La Amarga Chica (YPF – Petronas) + 11.300 barriles diarios
Loma Campana (YPF – Chevron ) + 8.900 barriles diarios
El Trapial Este (Chevron) + 7.000 barriles diarios
Recordemos que Loma Campana y la Amarga Chica obtuvieron los beneficios de libre disponibilidad del 20% de su producción por el Decreto 929/2013. Esto cobra especial relevancia, ya que este beneficio fue relanzado por el gobierno nacional, en diciembre pasado. Desde agosto 2022, con 86.900 barriles diarios Loma Campana se convirtió en la concesión con mayor producción de petróleo en Argentina. La Amarga Chica con 72.100 barriles diarios se ubica como segunda concesión en importancia del país, superando a Anticlinal Grande-Cerro Dragón.
Las refinerías en 252.600 barriles diarios de Medanito en noviembre del 2024, un incremento del 2% con respecto a noviembre 2023, representado casi la mitad del crudo procesado en las refinerías locales.
Y retomando este breve panorama del mercado internacional de hidrocarburos, veamos lo que estuvo ocurriendo con el gas hasta este jueves. Esta semana, el precio del GNL en el mercado al contado para enero, en el noreste de Asia (referencia para los precios a los cuales nuestro país importa GNL) cayó 20 centavos a U$S 14,20/mmBtu, (casi cinco veces el precio que se paga localmente por los contratos del Plan GasAr) ante la ausencia de los principales compradores de GNL en el mercado al contado debido a alto nivel de precios y la cercanía del feriado del Año Nuevo Lunar en Asia. Mientras que, en Europa, el precio del gas en el hub holandés TTF cayó U$S 1,50 durante la semana cerrando a U$S 13,55/mmBtu. Estas cotizaciones son anteriores al anuncio del nuevo paquete de sanciones estadounidenses a la producción y comercialización del gas ruso.
Los precios en Asia han caído debido a por efecto de una débil demanda antes de las vacaciones por el Año Nuevo Lunar en Asia que este 2025 arrancan el 29 de enero, los altos niveles de stocks en la región y que los altos precios que se vienen registrando durante las últimas semanas desalentaron algunos compradores a la espera que bajen los precios.
Como dato adicional, las compras externas del mayor importador mundial de GNL, China, en noviembre y diciembre cayeron por debajo de los niveles del año pasado. Por ejemplo, en diciembre, se registraron un par de cargas de GNL que originalmente tenían destino en China fueron reexportadas a otros países de la región.
Mientras que, en Europa continúan retirando gas de sus almacenamientos más rápido que en los últimos años, aunque este invierno no ha sido tan crudo. Siendo que las temperaturas de 2024, luego de la época de las Fiestas, han vuelto a estar en línea con los promedios históricos.
Ya hemos visto hace unas semanas, los datos de Aduanas e INDEC, observamos que la exportación de gas de enero a noviembre de 2024 alcanzó casi los U$S 640 millones, U$S 110 millones menos que los primeros 11 meses del año pasado, una caída que se explica principalmente por un menor precio de exportación junto con un menor volumen exportado. En estos últimos meses, en que debería aumentar las exportaciones de gas a Chile, a pesar de los altos precios del GNL rondando los U$S 14/mmBtu y el precio local del gas en Estados Unidos cerca de U$S 4/mmBtu, algunos exportadores locales continúan negociando sus precios con sus clientes trasandinos.
Al analizar la producción nacional de gas, en noviembre pasado, la producción de gas superó los 127 millones de m3 diarios, un incremento de 800.000 m3 diarios comparado con noviembre 2023 pero -26 millones m3 menos que el récord alcanzado en agosto de 2024. Adicionalmente se detuvo la importación de Chile y se retomó la importación de manera intermitente desde Bolivia alcanzando un promedio de 1,2 millones de m3 diarios (un volumen -3,2 millones m3 diarios menor a lo importado por gasoductos desde el norte al compararlo con el año pasado).
Para el 2024 se había decidido cortar la importación de gas de Bolivia. Extrañamente ENARSA adelantó unas semanas la fecha anunciada para suspender estas compras y las reemplazó inmediatamente por importación de gas regasificado en una terminal en Chile y enviado a través del gasoducto Norandino. Pero a partir del 1 de noviembre se retoma la importación de Bolivia de manera intermitente (se importan durante 3 o 4 días, se corta y se retoma unos días después), ante el atraso de las obras de reversión del Gasoducto Norte y la compresora en el gasoducto Mercedes Cardales (que entró en funcionamiento en el mes de diciembre).
En noviembre, Neuquén aumentó su producción de gas el 5% contra el mismo mes en 2023. Con 84 millones m3 diarios, Neuquén sigue siendo la mayor productora de gas, produce 4 veces más que Tierra del Fuego y el Offshore del Estado Nacional (que es la segunda región productora del país).
Neuquén sola produjo dos tercios de gas argentino en noviembre del 2024
Cuatro de las cinco concesiones en el país que más aumentaron su producción en noviembre 2024, comparado con noviembre 2023, se encuentran en Neuquén y la otra en el offshore frente a Tierra del Fuego:
La Calera (Pluspetrol) +3,2 millones m3 diarios
Aguada Pichana Este (Total) +2,4 millones m3 diarios
Cuenca Austral Marina (Total-Offshore Nacional) +2,0 millones m3 diarios
Sierra Chata (Pampa) +1,7 millones m3 diarios
Loma Campa (YPF) +700.000 m3 diarios
En el país, en consumo de gas, la Industria en octubre del 2024 aumentó un 3,4% comparado con octubre del 2023, registrando el segundo mes positivo durante este año, antes había registrado un 2% de crecimiento en abril. Octubre 2024 sigue -5,4 millones m3 diarios debajo del primer trimestre del 2020. Gracias a la mayor temperatura y menor consumo de gas residencial el consumo de las centrales eléctricas aumentó un 36%.
Como conclusión, veremos como arranca el mercado petrolero y de gas este lunes, ya que las sanciones impuestas por Biden, a diez días de la asunción de Trump, terminan imponiendo un fuerte antecedente para la nueva administración en Estados Unidos. Los principales compradores del petróleo ruso son India y China, que deberán resolver como su abastecimiento de crudo no sea afectado por estas sanciones estadounidenses y por otra parte no se le encarezcan las importaciones. Estamos viendo como se reacomodan, por un lado, el mayor consumidor de petróleo en el mundo, Estados Unidos, que gracias al shale sigue rompiendo sus récords de producción de crudo. Y, por otro lado, el mayor importador de crudo del mundo, China, que a la vez esta atendiendo dos frentes, el interno con nuevos paquetes de estímulo a su economía y por el otro la amenaza de Trump de aplicar mayores aranceles a las importaciones estadounidenses desde China.
Mientras tanto seguimos esperando que se complete la reversión del Gasoducto Norte, justo cuando ENARSA está teniendo algunos conflictos salariales que afectan el área de gasoductos también. Espero que tengan un feliz domingo, nos leemos la semana que viene.
En este primer domingo del 2025, trataremos de comprender mejor qué se espera de la evolución de las tarifas de electricidad y de gas y cómo impactaran los subsidios este año. Pero antes quiero advertirles: no olvidemos que vivimos en Argentina, con una realidad muy, pero muy, dinámica, por lo que la información y previsiones que podremos arribar en las próximas líneas pueden quedar en un multiverso alternativo ante el cambio de alguna de estas variables que se retroalimentan: la inflación y el tipo de cambio.
Con esta advertencia presente, de mantenerse la estabilidad de estos últimos meses, podemos arriesgarnos a proyectar el panorama en los próximos meses para tarifas y subsidios.
Los últimos dos días del 2024, nos trajeron como regalo, o como recordatorio, toda la batería de resoluciones de la Secretaría de Energía, del ENARGAS y del ENRE junto con el decreto que mes a mes establecen los aumentos, o no, del impuesto a los combustibles, de las tarifas de gas y de la electricidad.
Primero arranquemos con los combustibles, aunque no tienen un precio regulado y el petróleo local este atado a la cotización internacional. El gobierno nacional tiene dos herramientas que administra y que impactan cada mes en el aumento de la nafta y el gasoil. Por un lado, la cotización oficial del dólar, con una devaluación del 2% mensual que estableció el Banco Central y por el otro lado, el aumento del impuesto a los combustibles. El último aumento de este impuesto fue de alrededor de $ 10 por litro y viene incrementándose mes a mes por vía de un decreto.
Pero este aumento es solo una porción de lo que se acumuló de este impuesto, que por ley debe ajustarse por inflación. Ya desde enero en adelante el gobierno nacional deberá ir ajustando en cuotas lo acumulado del remanente del primer trimestre calendario del año 2024 y el que se originó en la actualización correspondiente al segundo, tercer y cuarto trimestre calendario del año 2024. El gobierno anterior, también lo había hecho, llegando a congelar este impuesto como un freno al aumento de los combustibles que termina alimentando la inflación.
Por lo que seguiremos esperando cada mes que se publique en el Boletín Oficial, el aumento de este impuesto de manera tal que no desencadene un fuerte ajuste en el precio de los combustibles por encima de lo que el gobierno nacional establezca como pauta inflacionaria mensual. Algo similar, en cuanto a ir llevando el aumento de las tarifas ocurre con las tarifas de gas y de electricidad.
Y aquí veamos como es el procedimiento que instauró el Ministerio de Economía, que en parte vimos en https://alertadigital.ar/lo-que-deja-este-ano-y-lo-que-vendra-en-el-2025-en-el-sector-energetico/, en los últimos días de cada mes, el Ministro de Economía le envía una nota a la Secretaría de Energía. En la última nota enviada el 23 de diciembre menciona las razones. “…resulta razonable y prudente continuar para el mes de enero de 2025 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”. “En materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un DOS COMA CINCO POR CIENTO (2,5 %)”. “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad, tal como fuera señalado por los decretos N.° 55 del 16 de diciembre de 2023 y 1023 del 19 de noviembre de 2024.” Es decir, el Ministro establece mes a mes los aumentos de precios y tarifas del sector energético, intentando que no queden retrasadas, pero a la vez le sirve de ancla a para frenar la inflación.
Luego de recibir esta nota, la Secretaría de Energía, saca una resolución estableciendo el precio mayorista de la electricidad (normalmente con la programación estacional de CAMMESA) y mes a mes el precio en dólares del gas natural que las distribuidoras (entre otras Camuzzi Gas del Sur) deben cobrarles a sus usuarios y luego pagarles a los productores de gas que fueron adjudicados en las diferentes licitaciones o rondas del Plan GasAr.
En paralelo, la Secretaría de Energía envía dos notas, una al interventor del ENARGAS y otra al interventor del ENRE, informándoles cuál es la pauta mensual de aumento de precios y tarifas que estableció el ministro de Economía para ese mes. En el caso de las localidades abastecidas con propano indiluído por redes (recordemos que, en Neuquén 14 localidades se abastecen de esta manera) también les informa a las distribuidoras el costo actualizado del propano (que recordemos, está atado al precio de exportación del mismo) https://alertadigital.ar/en-neuquen-el-propano-por-redes-ya-es-diez-veces-mas-caro-que-el-mes-pasado/. En base a estas notas, mensualmente, el ENARGAS y el ENRE publican los Cuadros Tarifarios. Con estos cuadros tarifarios las distribuidoras de gas natural le cobran a cada usuario de acuerdo a su consumo y, si aun recibe subsidio, a sus ingresos, la factura mensual por este servicio. En el caso de la electricidad, EPEN y CALF reciben las tarifas de transporte y el precio mayorista de la electricidad, al que luego le suman su costo por el servicio de distribución de electricidad. Con estos 3 componentes, precio mayorista de la electricidad, transporte y distribución, CALF y EPEN luego le cobran la factura mensual por este servicio a cada usuario de acuerdo con su consumo y, si aun recibe subsidio, a sus ingresos.
Para este enero, la Secretaría de Energía con una resolución mantuvo el precio del gas natural en todo el país, en Neuquén sigue en U$S 3,14/mmBtu y con una nota al ENARGAS le informó la pauta de aumento establecida por el Ministerio de Economía. Al día siguiente, el mismo día donde nos reuníamos a celebrar por la noche el Año Nuevo, con otra batería de resoluciones el ENARGAS estableció, entre otras, para TGN, TGS y Camuzzi Gas del Sur, las tarifas de transporte y distribución invocando la nota del Ministro de Economía donde expresó que: “En materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 2,5 %”.
En el caso de la electricidad, el procedimiento de aumento mensual es similar. Luego de la nota del ministro de Economía, la Secretaría de Energía le informa la pauta fijada para ese mes al ENRE. Luego el ENRE, este mes también el 31 de diciembre, estableció la tarifa de transporte y en el caso de distribución solo para EDESUR y EDENOR. Con esta información, el resto de las distribuidoras y cooperativas eléctricas del país publican sus cuadros tarifarios, en el caso de la CALF en https://www.cooperativacalf.com.ar/servicios/electrico/tarifa-vigente/ y el EPEN en https://www.epen.gov.ar/index.php/cuadros-tarifarios/ .
Las razones del aumento que rige desde el 1 de enero del 2025 para la tarifa de transporte de electricidad (el precio mayorista sigue congelado) que estableció el Ministro de Economía en su nota y que fue informado por el ENRE se explicitan de esta manera “que resulta razonable y prudente continuar para el mes de enero de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, instruyendo, en relación a la tarifa de transporte de energía eléctrica, que se incremente un CUATRO POR CIENTO (4%) y que se comunique al ENRE para que proceda a la actualización de las mismas para los consumos del mes de enero de 2025, “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad…” Además “determinó que la tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un UNO COMA SEIS POR CIENTO (1,6%), debiéndose entonces reflejar, de ese modo, las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado.” “…el Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al segmento distribución se incrementará en un CUATRO POR CIENTO (4%).” En otras palabras, Economía le indica al ENRE un incremento del 4% del componente de transporte (que recibió Transener, Transcomahue y EPEN, entre otras) y el de distribución (solo para EDENOR y en EDESUR) para que la tarifa que reciba cada usuario de electricidad aumente solo el 1,6% (esto lo logra porque el precio de mayorista de la electricidad sigue congelado y esta expresado en pesos argentinos).
Como vimos, tanto en gas como en electricidad, el Ministro de Economía establece los aumentos mes a mes de estos servicios. Pero como habíamos comentado anteriormente, este porcentaje de incremento mensual depende de dos variables, que en la economía Argentina tienen una estrecha relación: el tipo de cambio y la inflación. Veamos, el tipo de cambio porque el precio del gas natural que pagan las distribuidoras fue adjudicado en dólares, desde el 2021 hasta el 2028. Por lo que, aunque el precio en dólares este congelado desde octubre, en pesos cada mes aumenta un 2%, siguiendo la pauta de devaluación del tipo de cambio oficial que marca el Banco Central. Y con respecto a la inflación, es la que impacta en el resto de los componentes de las tarifas, transporte y distribución y en el caso de la energía eléctrica del precio mayorista (aunque los meses en que Argentina debe importar energía también impacta el tipo de cambio en este precio). Y para ver que se espera para el 2025, aunque sea en el corto plazo y mediano plazo sobre la evolución de la inflación, podemos ir al Relevamiento de Expectativas de Mercado que realiza todos los meses el Banco Central. Este informe, se basa en los pronósticos de 42 participantes, entre quienes se cuentan 29 consultoras y centros de investigación locales e internacionales y 13 entidades financieras de Argentina.
En este cuadro, que toma los pronósticos de los 10 consultoras, centros o entidades que mejor pronosticaron la inflación en el pasado (Top 10) vemos que en el último informe del 5 de diciembre proyectaban, primero una inflación a la baja que legaría al 1,9% en mayo de este año. Y segundo, vale la pena destacar, que el pronóstico de inflación también es menor que el del informe anterior, es decir que estas consultoras ven que la inflación tiende a bajar y que esto se daría un poco más rápido que lo estimado en noviembre. Para todo el 2025 esperan una inflación acumulada de alrededor del 29% anual.
Con estos pronósticos de inflación y con la devaluación controlada del Banco Central, que estimo debería ser menor al 2% si la inflación perfora ese piso, los aumentos de tarifas que establezca el Ministerio de Economía deberían ubicarse por debajo de la inflación. Pero habrá que ver como evoluciona el tipo de cambio en el futuro, porque algunos sectores de la economía como el agro, están pidiendo un mejor tipo de cambio, mientras que hemos visto que al mantener este control de cambio le ha permitido a este gobierno usarlo como un freno para la inflación. Históricamente ha sido un círculo vicioso en Argentina, devaluación genera inflación que presiona para una nueva devaluación.
Como conclusión, si en los próximos meses el gobierno logra mantener controlada la inflación y la devaluación establecida por el Banco Central, es esperable que los aumentos de las tarifas de gas y electricidad puedan “acompañar” la inflación. Pero la contracara de este esquema es que sigue acumulando subsidios, no lo digo yo, el propio gobierno ya nos endeudó para poder pagarlos https://alertadigital.ar/subsidiemos-a-buenos-aires-que-la-cuenta-la-pagamos-todos/ con lo que la tensión entre tarifas, gasto público, inflación y tipo de cambio será determinante para el futuro de las facturas de servicios. Veremos que camino toma el gobierno cuando deba establecer nuevamente el precio mayorista de la electricidad y en mayo fijar el precio de los contratos de gas entre las distribuidoras y los productores, que debería pegar un salto del 50% si quisieran quitarle todo el subsidio.
Este es el último domingo del año, época en que cada una o cada uno hace un balance de lo que fue el año y lo que debe o quiere hacer para el año próximo. En el sector energético, me gustaría hacer una especie de compilado con los pendientes del 2024 y lo que vendrá para el 2025. Digo un compilado porque en los últimos meses, en estas columnas de los domingos he tratado de explicar y ahondar en los diferentes temas del sector de la energía, enfocándome en el país y especialmente en Neuquén. Vayamos paso a paso, con el petróleo, el gas y la electricidad, para ver que pasó, que quedó pendiente y que podría esperar.
Primero recordemos lo que sucedió este año. Creo que uno de los temas más importantes (no voy a enumerar aquí todas las notas en que lo tratamos) fueron las idas y vueltas con los subsidios. En el caso del Plan Hogar, que subsidiaba las garrafas para los beneficiarios de menores recursos, solo quedó como una etiqueta al día de hoy ¿qué significa eso? Qué primero, a principio de año, el gobierno al congelar el monto por garrafa que se reconocía como subsidio, con una inflación mensual de dos dígitos en aquellos meses, se recortó brutalmente por efecto de la inflación los subsidios que se destinaban para estas garrafas. A lo que se le sumo que, a mediados de año, se liberó el precio de venta de las garrafas. Dejo de existir un precio máximo convirtiéndolo en un precio de referencia, que carece de cualquier efecto en lo que al final paga cada usuario que compra una garrafa de este plan.
Para el año que viene, no se esperan muchos cambios, sólo que el gobierno vaya ajustando el precio del propano o butano que cargan estas garrafas, pero que ha quedado con un precio máximo solo para los productores. En diciembre, el último ajuste de estos precios al productor fue cercano al 75 % el resto esta liberado.
Con respecto al gas y la electricidad, a principio de año, después de haber multiplicado por cinco o seis veces el precio de la electricidad y del gas natural por redes. Sin dejar de olvidarnos que las 14 localidades de Neuquén que se abastecen con propano por red que recibieron un incremento del cargo fijo que se multiplicó por diez y en el caso de Villa Traful por veinte (como en otras localidades del país). El Ministro de Economía primero congeló y luego comenzó a fijar mensualmente el porcentaje de aumento, tanto en gas como en electricidad, con el fin de frenar la escalada inflacionaria. En otras palabras, arrancamos el año con un salto de tarifas, que tenían una fórmula que se iba a ajustar por distintos índices de precios del INDEC que mutó en una nota del Ministerio de Economía que pone un tope de aumento mensual para el gas a los productores (que está dolarizado), al precio mayorista de la electricidad, al transporte tanto de gas como de electricidad y a la distribución de gas en el caso de Neuquén.
Aquí se mantuvo la estructura de subsidios del gobierno anterior, con tres niveles establecidos de acuerdo a los ingresos de los usuarios. Aunque para los usuarios de menores ingresos se fijaron volúmenes de gas o consumo de electricidad topes a partir del cual comienzan a pagar el precio del gas natural o la electricidad sin subsidio. Mientras que para los usuarios de ingresos medios esos topes se redujeron, es decir empezaron a pagar sus consumos de gas y electricidad sin subsidio, aunque hubieran podido restringir su consumo con respecto al año anterior.
Para el 2025, se debería establecer una metodología nueva para asignar los subsidios, más focalizada. Cuando escuchen o lean “subsidios focalizados”, esto significa menos beneficiarios. Esperemos que no se avance con la idea presentada en febrero de una Canasta Básica Energética (que analizamos a principio de este año) y veamos que nuevo esquema se aplicara el año que viene. Con respecto a los aumentos de tarifas, nos tendremos que acostumbrar a estos aumentos mensuales, en línea o por debajo de la inflación. La idea que se ha escuchado luego de la salida de Chirillo de la Secretaría de Energía, es la de aplicar algún tipo de fórmula que se ajuste por la inflación futura, es decir, no se reconocería la diferencia entre lo que daban las fórmulas que estableció Chirillo a principio de año y los porcentajes de aumento que viene fijando el ministro Caputo mes a mes.
Con respecto al gas, sólo quedaría finalizar las obras de reversión del Gasoducto Norte para llevar el gas de Neuquén hasta Jujuy. Con la compresora del gasoducto Mercedes Cardales, que finalizaron luego de casi 10 años, esto seria posible. Hay que reconocer que este gobierno terminó o está intentando terminar las obras de transporte de gas que había comenzado el gobierno anterior. En el gobierno de Macri, se había paralizado todas estas obras que permiten transportar el gas neuquino al litoral, centro, cuyo y el norte de la Argentina. Veremos en el 2025 como se avanza con otras obras para el gas, ya tuvimos un adelanto con la propuesta de TGS de ampliación del renombrado Gasoducto Perito Moreno.
Cuando vemos lo que ocurrió este año en el sector petrolero, el motor de crecimiento de la producción de Argentina, al igual que la del gas natural, sigue siendo Neuquén. Vaca Muerta para ser más preciso. Este año, salvo el proyecto Fénix que incrementó la producción de gas y que llevo a cabo Total en el offshore frente a Tierra del Fuego y los esfuerzos para incrementar la producción en Mendoza que está haciendo YPF, la única provincia que mes a mes aumenta su producción de manera ininterrumpida es Neuquén. El incremento de producción de hidrocarburos de Vaca Muerta compensa la caída de resto del país.
Los proyectos de ampliación de ODELVAL que entrara en funcionamiento en la primera parte del 2025 y el arranque del oleoducto Vaca Muerta Sur liderado por YPF, permitirán poder evacuar el aumento de producción de petróleo de Vaca Muerta dándole certidumbre a las operadoras que podrán transportar esta nueva producción incremental. Algo similar ocurrirá con el gas natural, cuando finalicen las obras de la reversión del Gasoducto Norte, que permitirá exportar gas al norte de Chile o a través de Bolivia. Como esta nota solo analizamos el 2025, no estaría incluyendo el proyecto Argentina LNG de YPF y Shell hasta tanto no alcance la etapa de Decisión Final de Inversión al igual que el proyecto de PAE con Golar que entraría en servicio en el 2027 (aunque este tiene la ventaja de que utilizaría en una primera etapa la infraestructura de transporte de gas existente y tiene contratado el buque para licuar el gas).
Párrafo aparte merece lo que sucedió con la balanza comercial (exportaciones menos importaciones) del sector energético en estos primeros 11 meses. Pasamos de ser deficitarios a tener un superávit en el sector energético basados en tres pilares: El incremento de las exportaciones de petróleo (con un peso muy importante de la rehabilitación que realizó YPF del oleoducto OTASA a mediados del 2023), el ahorro de importaciones de GNL y gas natural (gracias al gasoducto Perito Moreno y mejores caudales en las represas, tanto las del Comahue, Yacyretá y Salto Grande que venían de años secos hasta finales del 2023) y el ahorro de importación de gasoil y naftas (en parte por la caída del consumo interno por el aumento de los combustibles y otra por el ahorro de gasoil para las usinas que pudieron generar con más gas o más agua). En el 2025, con la entrada en servicio de la ampliación del transporte de petróleo de ODELVAL se espera otro salto en las exportaciones de crudo, que también dependerá del precio internacional del barril (que este año se mantuvo alto con el conflicto en Medio Oriente y la invasión rusa a Ucrania).
Por último, veamos el sector eléctrico, unos párrafos antes vimos que recibió aumentos de tarifas, que están siendo administrados por el Ministerio de Economía mes a mes. Pero, creo que este es un sector para poner el foco el año que viene, porque acá a pesar de las represas del Comahue no hay un Vaca Muerta que nos salve. Ya lo hemos analizado hace unos meses, si no ingresa más generación que no dependa del viento o de las horas de sol, más temprano que tarde vamos a alcanzar el límite de lo que demandan los usuarios de electricidad. Esto no lo digo apocalípticamente yo, es lo que se desprende de los informes que presentó en julio la compañía mayorista de electricidad, CAMMESA. Lo preocupante, valga la reiteración con otras notas, es que perdimos un año. Se dio de baja una licitación para construir centrales que generaban con gas porque el Estado no debía intervenir. Pero hasta ahora la mano invisible del mercado todavía no construyó una sola central a gas con cierta importancia. En 12 meses no se lanzó ninguna licitación nueva o se estableció algún mecanismo que reemplace el rol del Estado para licitar o construir estas nuevas centrales que necesita el país.
Y en electricidad, no solo tenemos problemas con la generación, aquí tampoco se invirtió en transporte. Los del transporte eléctrico no es solo un problema de este gobierno, hace diez años que no se construyen obras importantes en transporte en alta tensión. Sino me cree, pregúnteles a los desarrolladores de energía renovables, no tienen donde conectar nuevos proyectos porque las líneas están saturadas. Por eso la mayoría de los últimos grandes parques eólicos se sitúan de Bahía Blanca al norte. O lo que se ha visto en estos años son parques de energía solar que se conectan a las distribuidoras o cooperativas, cubriendo parte del abastecimiento de la zona (como el proyecto presentado para la ciudad de Neuquén o el construido en Cutral Co). Y aquí tampoco hay pistas de como va a encarar este problema que heredó el actual gobierno. Estas grandes obras de transporte, si no son dedicadas para algún proyecto en particular, solo han sido construidas con el Estado como organizador. Esperemos que este gobierno encuentre alguna alternativa o tengan otro giro pragmático, pero que comiencen a construir lo antes posibles las líneas de alta tensión y las centrales de generación, porque el parche del Plan de Contingencia alcanza hasta el próximo verano y el clima ha sido benévolo hasta ahora como para poder ver cómo funciona ante una ola de calor.
En conclusión, en el área de energía creo tenemos dos realidades. Una en hidrocarburos, con Vaca Muerta como motor de la producción del país. Con proyectos en marcha y algunos próximos a entrar en servicio para poder transportar esta producción que viene creciendo año a año. Pero, la otra realidad, la que tiene que ver con el sector eléctrico, al día de hoy, me genera muchas dudas. Si en lo inmediato no se encara una solución para activar, impulsar o movilizar la inversión en transporte eléctrico y la construcción de centrales a gas natural, el año que viene, para esta época del año, voy a poder ahorrar el escribir un nuevo resumen de lo realizado y los desafíos en el sector eléctrico (simplemente tendré que copiar y pegar estas líneas) si es que tuviera cargada la batería de mi notebook.
Esta semana, hay unas cuantas novedades positivas para la producción de gas y petróleo de Neuquén.
Como hemos visto, uno de los cuellos de botella para que siga creciendo la producción de hidrocarburos en la cuenca neuquina es el transporte. Esta semana, entró en servicio la planta compresora Mercedes Cardales e YPF fue protagonista de cuatro buenas noticias relacionadas con la producción de gas en Neuquén, el transporte y la exportación de petróleo con el oleoducto VMOS y de gas con el proyecto Argentina LNG.
Primero, nobleza obliga, https://alertadigital.ar/en-noviembre-podremos-o-no-festejar-la-soberania-energetica/ quiero destacar que luego de 10 años de haber comenzado la obra del Gasoducto Mercedes Cardales, esta semana se puso en funcionamiento la compresora de este gasoducto. Hasta la semana pasada teníamos un gasoducto que conecta TGS (que trae el gas de Vaca Muerta y del sur) con TGN (que transporte el gas para Litoral, centro y norte del país), pero a pesar de tener el gasoducto funcionando, al no tener la compresora que “empuje” el gas de TGS a TGN, el gas de Neuquén iba directo a Buenos Aires porque salvo que TGN tuviera mucho más baja la presión en su gasoducto el gas de Mercedes no fluía hacia Cardales. Con esta compresora funcionando a pleno, se podrá transportar hasta 15 millones m3 diarios de gas de Vaca Muerta a la región que abastece TGN.
Aunque para poder llevar el gas neuquino desde Cardales (al norte de la provincia de Buenos Aires) hasta Salta o el NEA, primero para abastecer la demanda local y luego posibilitar la exportación de gas natural al norte de Chile y a Brasil vía Bolivia, se necesita finalizar las obras de reversión del Gasoducto Norte.
Pero lo que me llamó la atención, fue este tuit en X de la Secretaría de Energía donde informaba la puesta en marcha de la compresora “El Gobierno completó el Gasoducto Mercedes – Cardales, que debía haber estado finalizado en julio-23”. Primero, se “olvidaron” que este Gasoducto arrancó hace 10 años y estuvo paralizado durante 7 años. Como vimos en notas anteriores, volvió a activarse mediados del 2022. Y segundo, aquí me surge una duda, porque si este gobierno se ha quejado de que había recibido esta obra al 60% ¿por qué demoró más de un año para terminarla y poner esta compresora en funcionamiento?
Y ahora yendo a las buenas noticias de YPF, comenzó la semana informando que había sumado a otras operadoras a la empresa VMOS que llevará a cabo el proyecto Oleoducto Vaca Muerta Sur. Este oleoducto es fundamental para el crecimiento de la producción de petróleo de Neuquén permitiendo transportar 700.000 barriles diarios. Recordemos que este proyecto consta de un oleoducto de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y tanques y almacenaje en Punta Colorada, Río Negro y que ya está inscripto en el RIGI. Se espera que este proyecto este operativo a fines del 2026. https://alertadigital.ar/el-subsuelo-de-vaca-muerta-exige-poner-la-inteligencia-en-tierra/
Los nuevos accionistas en el proyecto, Vista Energy Argentina S.A.U., Pampa Energía S.A. y Pan American Sur S.A. tendrán una capacidad de transporte de 155 mil barriles por día de capacidad comprometida e YPF 120.000 barriles por día quedando con una participación accionaria minoritaria en VMOS del 43%, mientras Pan American quedó con el 20%, Vista con el 18% y Pampa con el otro 18%.
El martes, YPF informó que compró el 100% de Mobil Argentina. Los anteriores accionistas de Mobil Argentina eran Exxonmobil y Qatar Energy. Con esta compra, YPF adquirió aproximadamente el 54,45% de la concesión de explotación no convencional Sierra Chata, en Neuquén, mientras que la participación remanente es de titularidad de Pampa Energía S.A., quien opera dicha área. Recordemos, como vimos el domingo anterior, que Sierra Chata es una de las cinco concesiones con mayor crecimiento de producción de gas en el país. https://alertadigital.ar/panorama-nacional-e-internacional-del-petroleo-y-el-gas/
El jueves, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 1106/2024 mediante el cual se prorrogó a partir del 29 de diciembre de 2027, y por el plazo de 10 años, la concesión de OTASA a YPF para el transporte de petróleo crudo desde sus yacimientos ubicados en la cuenca neuquina y hasta la frontera con Chile, otorgado en 1992. Recordemos que el año pasado gracias al reacondicionamiento llevado a cabo por YPF de este oleoducto, luego de estar parado por 17 años, Argentina pudo exportar a Chile en promedio alrededor de U$S 160 millones mensuales durante este año, casi en su totalidad por OTASA.
El mismo jueves, YPF informó que firmó con Shell un PDA (Project Development Agreement, por sus siglas en inglés) que implica un acuerdo para el diseño conceptual o estudio de factibilidad del Proyecto Argentina LNG liderado por YPF para transportar, licuar y exportar como GNL el gas neuquino. Con este acuerdoShell se incorpora al proyecto reemplazando a Petronas. YPF y Shell 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) equivalente a cerca de 38 millones de m3 diarios de gas natural.
Por último, esperemos que al nuevo socio de YPF en Argentina LNG se le pegue algo de la suerte que tuvieron Chevron con Loma Campana, Petronas con la Amarga Chica y Equinor con Bajo del Toro Norte, todas áreas asociadas con YPF y que al día de hoy, son las únicas tres concesiones incluidas en el régimen de promoción del Decreto 929/2013. Recordemos que uno de los beneficios que otorga el Decreto 929/2013 es el derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos proyectos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación. Es decir, que estas empresas tienen el derecho de exportar libremente el 20% de lo que produzcan estas concesiones y sin pagar retenciones. Luego de casi dos años de promesas veremos si en algún momento Shell conseguirá, con un poco de suerte, acceder a este beneficio https://www.argentina.gob.ar/noticias/royon-inauguro-un-nuevo-oleoducto-que-amplia-la-capacidad-de-transporte-desde-vaca-muerta
Espero disfruten este domingo y les deseo ¡Feliz Navidad!
Esta semana, la Agencia Internacional de Energía (IEA en inglés) publicó su informe mensual de petróleo IEA Oil Market Report – December 2024, IEA, Paris, donde da a conocer sus estimaciones de demanda y oferta de crudo en el mundo.
En noviembre, el abastecimiento mundial de petróleo superaba los 103 millones de barriles por día (para tener una medida, Argentina produce 740 mil barriles diarios). Con respecto al 2025, la IEA pronosticó un crecimiento de la producción de petróleo de 1,5 millones de barriles por día los países que no pertenecen a la OPEP+, este crecimiento será liderado porcinco países siendo uno de ellos Argentina. Con este dato que pone a Neuquén en el foco internacional, y como acostumbramos mensualmente, este domingo vamos a ver los números de la producción de petróleo y gas, tanto en la cuenca neuquina como a nivel nacional. Cada mes se hace más evidente que Argentina se ha convertido en un país petrolero gracias a Vaca Muerta. Además, veamos que otros acontecimientos impactaron en el mercado internacional del petróleo y el del gas.
Esta semana, el precio del precio de referencia del petróleo, el Brent, registró un aumento. Resultado de un nuevo paquete de sanciones a Rusia e Irán que condicionaran la oferta de crudo, el incremento de importaciones chinas de petróleo en noviembre y la expectativa de una baja de tasas de interés de la Reserva Federal de Estados Unidos. Recordemos que el Brent que es la principal referencia de las exportaciones argentinas de petróleo y gas neuquino. Se utiliza una fórmula con el Brent en algunas exportaciones de gas y en todas las de petróleo, además la Secretaría de Energía lo utiliza para fijar el precio mínimo para las exportaciones de gas en firme desde cuenca neuquina.
Este viernes, el Brent aumentó U$S 3 cerrando a U$S 74,49/bbl, al igual que el WTI (principal referencia de del destino más importante de las exportaciones argentinas de petróleo), que aumentó U$S 4 cerrando a U$S 71,29/bbl. Ambos precios de referencias registraron ganancias semanales de entre un 5% al 6%.
El incremento del precio del petróleo fue impulsado por las perspectivas de que Rusia e Irán reciban sanciones más estrictas, datos sobre el incremento interanual de las importaciones de crudo de las refinerías chinas, el caos político en Medio Oriente y para la semana que viene las posibilidades de un recorte de tasas de la Fed o Reserva Federal de Estados Unidos.
Esta semana, los miembros de la Unión Europea acordaron imponer el decimoquinto paquete de sanciones a Rusia por su guerra contra Ucrania. Estados Unidos está considerando medidas similares. Los datos de las importaciones de crudo de China, del principal importador del mundo, mostraron un crecimiento interanual en noviembre por primera vez en siete meses. Se prevé que las importaciones de petróleo se mantengan elevadas hasta principios del 2025.
El mercado también apuesta a que la Fed reducirá las tasas de interés estadounidenses la próxima semana, con nuevas reducciones durante el 2025, luego de conocerse que las solicitudes semanales de seguro de desempleo en Estados Unidos aumentaron inesperadamente.
Estas variaciones en el mercado petrolero, como hemos visto en notas anteriores, impacta en los precios de exportación del petróleo argentino y del Medanito en particular, que mes a mes viene ganando una mayor participación en las ventas externas del país. Con los datos del INDEC y Aduanas, vimos hace unas semanas en https://alertadigital.ar/el-subsuelo-de-vaca-muerta-exige-poner-la-inteligencia-en-tierra/ que de enero a octubre de este año se habían exportado casi U$S 4.600 millones. Con este acumulado en los primeros diez meses del 2024,las exportaciones de crudo ya superan todo los que se exportó durante los doce meses del año pasado.
A nivel nacional, la producción de octubre 2024 registra un aumento en Neuquén principalmente y en menor medida Mendoza. Neuquén sigue siendo el principal motor del crecimiento interanual con más de 380.000 barriles diarios (aunque fueron solo 170 barriles más que en octubre del 2023, pero es un aumento del 27% comparado con el 2023) triplicando la producción de Chubut (segunda provincia productora del país).
En octubre de 2024, cerca de 2 de cada 3 barriles producidos en Argentina fue Medanito.
A nivel país, en octubre 2024, caben destacar los aumentos interanuales de YPF con 41.700 barriles diarios, Vista con 22.000 barriles diarios y Pluspetrol con casi 11.000 barriles diarios fueron las principales operadoras que han impulsado la producción al compararlo con septiembre 2023
Al comparar la producción de octubre 2024 con octubre 2023, las 5 concesiones con mayor crecimiento del país siguen estando en Neuquén:
Bajada del Palo Oeste (Vista) + 19.600 barriles diarios
La Calera (Pluspetrol) + 14.600 barriles diarios
Loma Campana (YPF – Chevron ) + 10.700 barriles diarios
La Amarga Chica (YPF – Petronas) + 8.300 barriles diarios
Aguada del Chañar (YPF) + 8.000 barriles diarios
Recordemos que Loma Campana y la Amarga Chica obtuvieron los beneficios de libre disponibilidad del 20% de su producción por el Decreto 929/2013. Esto cobra especial relevancia, ya que este viernes, este beneficio fue relanzado por Daniel Casartelli, secretario de coordinación de energía y minería, en la celebración del Día del Petróleo. Desde agosto 2022, con 87.600 barriles diarios Loma Campana se convirtió en la concesión con mayor producción de petróleo en Argentina. La Amarga Chica con 69.700 barriles diarios se ubica como segunda concesión en importancia del país, superando a Anticlinal Grande-Cerro Dragón.
Las refinerías en Argentina procesaron 238.600 barriles diarios de Medanito en octubre del 2024, un incremento del 34% con respecto a octubre 2023, representado casi la mitad del crudo procesado en las refinerías locales.
Y yendo al mercado internacional de gas. Esta semana, el precio del GNL en el mercado al contado para enero, en el noreste de Asia (referencia para los precios a los cuales importa GNL nuestro país) cayó 50 centavos hasta los U$S 14, 50/mmBtu (casi cinco veces el precio que se paga localmente por los contratos del Plan GasAr), con mayor oferta para el primer trimestre del 2025 y un nivel de precios que desalienta la demanda en el mercado al contado. Mientras que, en Europa, el precio del gas en el hub holandés TTF cayó más de U$S 1 durante la semana cerrando a U$S 12,90/mmBtu, con un diferencial de U$S 0,15 con respecto al precio en las terminales de GNL europeas. Con pronósticos de temperaturas más benignas para lo que resta del 2024, recordemos que están en el invierno en el hemisferio norte.
Los precios en Asia han caído debido a una demanda débil, sumado a altos niveles de almacenamiento de gas en los mayores importadores de GNL en Asia, junto con una abundante oferta de los principales proveedores de GNL para cargas en el primer trimestre del 2025. Algunos analistas pronostican que continue esta tendencia a la baja ya que el invierno (hemisferio norte) ha sido relativamente suave.
Mientras que en Europa, la revisión de los pronósticos meteorológicos con temperaturas más benignas para el noroeste de Europa durante el resto del año ha pesado mucho sobre las expectativas de demanda de calefacción, lo que en cierto grado disminuyó la preocupación por el retiro acelerado de gas de los almacenamientos subterráneos en esta región durante las últimas semanas, que deberían recuperarse nuevamente en el próximo verano en el hemisferio norte.
Esta semana, los datos de Gas Infrastructure Europe mostraron que los niveles de almacenamiento de gas en la Unión Europea están actualmente llenos en alrededor de un 80%, un nivel inferior con respecto al 91% registrado en el mismo período del año pasado y por debajo del promedio del 83% de los últimos cinco años.
Ya hemos visto hace unas semanas, los datos de Aduanas e INDEC, observamos que la exportación de gas de enero a octubre de este año alcanzó los U$S 600 millones, unos -U$S 100 millones menos que los primeros diez meses del año pasado. En estos últimos meses, en que debería aumentar las exportaciones de gas a Chile, algunas empresas locales siguen en una negociación dura por los precios con sus clientes en Chile trasandinos.
Al analizar la producción nacional de gas, en octubre pasado esta alcanzó los 133,1 millones de m3 diarios, un incremento de 7 millones m3 diarios comparado con octubre 2023 (aunque -20 millones m3 menos que el récord de agosto 2024). Adicionalmente en octubre, la importación de Bolivia se había detenido desde el 18 de septiembre y fue reemplazada por gas regasificado de Chile alcanzando los 1,7 millones de m3 diarios (un volumen -2,7 millón m3 diarios menor al boliviano del año pasado). En noviembre se retomó la importación de gas de Bolivia para auxiliar al sistema de transporte de gas en el norte de nuestro país por las obras inconclusas de la compresora de gas en el gasoducto Mercedes Cardales y la reversión del Gasoducto Norte.
En octubre, Neuquén aumentó su producción de gas el 10% contra el 2023. Con 88 millones m3 diarios, Neuquén sigue siendo la mayor productora de gas, produce casi 5 veces que Tierra del Fuego y el Offshore (que es la segunda región productora del país).
Neuquén sola produjo dos tercios de gas argentino en octubre de este año.
Las cinco concesiones en el país que más aumentaron su producción en agosto 2024 comparado con agosto 2023 cuatro están en Neuquén y la quinta en el off shore enfrente de Tierra del Fuego, y fueron:
La Calera (Pluspetrol) +3,4 millones m3 diarios
Aguada Pichana Este (Total) +3,4 millones m3 diarios
Cuenca Austral Marina (Total-Offshore Nacional) +1,7 millones m3 diarios
El Mangrullo (Pampa) +1,3 millones m3 diarios
Sierra Chata (Pampa) +770.000 m3 diarios
En el país, el consumo de gas de la Industria en septiembre del 2024 cayó un -4% comparado con septiembre del 2023, durante este año sólo registró un 2% de crecimiento en abril. Septiembre 2024 sigue -7,7 millones m3 diarios debajo del primer trimestre del 2020. Gracias a la mayor temperatura y menor consumo de gas residencial el consumo de las centrales eléctricas aumentó un 16% en septiembre.
Como conclusión hemos llegado a mediados de diciembre y lamentablemente mis dudas se convirtieron en certezas https://alertadigital.ar/en-noviembre-podremos-o-no-festejar-la-soberania-energetica/ . Todavía faltan terminar y, lo que es aún más importante, poner en servicio las obras pendientes para abastecer el Litoral, Córdoba, Cuyo y el norte argentino con gas de Vaca Muerta. No se terminó la compresora del gasoducto Mercedes Cardales, obra que arrancó hace 10 años y que quedó paralizada durante el gobierno de Macri, gran parte de gobierno de Alberto Fernández y otra vez durante los primeros meses de este gobierno. Esperemos conseguir completar esta obra en el 2025 junto con la reversión del Gasoducto Norte. ¡Disfruten del domingo, nos leemos la semana próxima!
Este domingo quiero compartir con ustedes la alegría de haber aprobado el Programa de Actualización “Introducción a la Economía del Hidrógeno de Bajas Emisiones” que dicta el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA https://ceare.org/index.php . Cómo hemos visto, existe un consenso a nivel mundial de que se deben tomar acciones para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, lo hemos tratado en otras notas https://alertadigital.ar/una-brujula-para-la-accion-climatica-de-nacion/ y https://alertadigital.ar/que-esta-pasando-con-el-clima-y-quienes-son-los-responsables/. Entre las acciones que se están tomando y las que están en desarrollo, se proyecta que el hidrógeno, como fuente de energía limpia, cumpla un papel muy importante para reducir estas emisiones. Como trabajo final presenté en la UBA “Producción de Hidrógeno Azul en Neuquén”, con el fin de aportar una alternativa para la industrialización en origen de los recursos neuquinos. Por esto, hoy quiero compartir con ustedes las ideas más relevantes de este ensayo. Pero primero veamos ¿por qué hidrógeno azul o de bajas emisiones?
¿Por qué es importante el hidrógeno? En pocas palabras voy a tomar algunas definiciones de la Agencia Internacional de Energía. El hidrógeno es un carrier (transportador) de energía muy flexible que puede ayudar a afrontar diversos desafíos energéticos críticos. En la actualidad, el hidrógeno se utiliza principalmente en los sectores de refinación y químico y se produce a partir de combustibles fósiles como el carbón y el gas natural, por lo que es responsable de emisiones anuales de CO2 importantes. El hidrógeno limpio producido con energía renovable o nuclear, o combustibles fósiles que utilicen captura de carbono, puede ayudar a descarbonizar una serie de sectores, como el transporte de larga distancia, los productos químicos y el hierro y el acero, en los que ha resultado difícil reducir las emisiones. Los vehículos propulsados por hidrógeno mejorarían la calidad del aire y promoverían la seguridad energética. El hidrógeno también puede dar respaldo para la integración de energías renovables variables en el sistema eléctrico, siendo una de las pocas opciones para almacenar energía durante días, semanas o meses.
Pongamos los pies en la tierra, al día de hoy, principalmente, en nuestros nuevos socios comerciales, Europa, en Estados Unidos, en China y en Japón se está trabajando e invirtiendo fuertemente en el desarrollo de hidrógeno de bajas emisiones. Como se puede leer en la página de la IEA, los anuncios de nuevos proyectos para producción de hidrógeno de bajas emisiones siguen creciendo, pero solo el 5% han alcanzado el estado de Decisión Firme de Inversión (FID) debido a la incertidumbre en torno a la evolución futura de la demanda, la falta de claridad sobre certificación y regulación y la falta de infraestructura disponible para entregar hidrógeno a los usuarios finales.
La edición de este año de la IEA Global Hydrogen Review https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2024 destaca a Latinoamérica como un potencial centro para la producción y el uso de hidrógeno de bajas emisiones. Muchos países latinoamericanos ya cuentan con estrategias de hidrógeno (como Argentina agregaría yo) con un fuerte enfoque en oportunidades de exportación, pero las oportunidades a corto plazo se encuentran principalmente en la refinación y la producción de amoníaco para uso doméstico, que ofrecen aplicaciones inmediatas a gran escala. Un enfoque gradual para el suministro en la región, comenzando con proyectos de menor escala, ayudará a mitigar los riesgos, reducir la inversión de capital y brindar una valiosa experiencia para ampliar la escala en el futuro.
Con este contexto, aunque Neuquén no se encuentre “aun” dentro del radar de la IEA para producir hidrógeno de bajas emisiones, comparto sus reflexiones en cuanto comenzar con proyectos a pequeña escala para abastecer demanda local y luego regional, para ir ganando en experiencia y poder disminuir en el futuro los costos escalar estos proyectos. Les resumiré por qué creo que es una oportunidad para la producción de gas de Neuquén.
A partir de la revolución del shale en Argentina, Neuquén se ha convertido en el motor del crecimiento de la producción de gas natural en el país https://alertadigital.ar/el-subsuelo-de-vaca-muerta-exige-poner-la-inteligencia-en-tierra/ y https://alertadigital.ar/panorama-internacional-y-nacional-del-petroleo-y-gas-3/. En base a este dato de la realidad, he considerado la producción de hidrógeno azul o de bajas emisiones por tres ventajas: el incremento de producción de gas natural neuquino, el costo competitivo de producción delhidrógeno azul y la posibilidad del almacenamiento geológico de dióxido de carbono (CO2) en unidades estratigráficas que se encuentran en la cuenca neuquina.
Ya hemos visto que el cuello de botella para que siga creciendo la producción de gas en Neuquén es el transporte, que permitiría abastecer nuevos mercados. El recurso bajo tierra está, la seguridad jurídica en la provincia, el ecosistema de empresas del sector y la voluntad de los trabajadores se ha conjugado para que 7 de cada 10 metros cúbicos de gas en Argentina provengan de esta cuenca. Por otra parte, de acuerdo con las estimaciones de la International PtX Hub las emisiones industriales de CO2 por cemento en Neuquén se situarían en 305 kt/año, por lo que se podría reducir estas emisiones entre un tercio a casi la mitad con el uso de hidrógeno azul en este proceso de producción. Adicionalmente, se podría reemplazar el uso de hidrógeno gris en las refinerías cercanas.
Otra de las ventajas es el costo competitivo de producción del hidrógeno azul o H2 fósil con CCS (captura y almacenamiento de carbono en inglés). En un informe de este año de Agora Energiewende, se puede observar que el costo de producir hidrógeno azul en nuestro país es menos de la mitad de producir hidrógeno verde o con energía renovable a partir de energía eólica en Argentina.
La tercera ventaja de la cuenca neuquina es la posibilidad del almacenamiento de dióxido de carbono. En el estudio “Evaluación del potencial de almacenamiento geológico de CO2 en territorio argentino” llevado a cabo por el CONICET, Y-TEC, YPF, la Universidad Nacional de Río Negro y la Universidad Nacional del Sur se evaluó diferentes unidades estratigráficas en la cuenca neuquina. Este trabajo estima que los valores, en la cuenca neuquina, de capacidad de almacenamiento superan las 2 gigatoneladas de CO2 sumando las capacidades de las unidades del Grupo 1 (azul) y del Grupo 2 (verde) que se pueden identificar en el siguiente gráfico:
Por último, luego de adquirir experiencia, en el mediano plazo, se podría proyectar la exportación de hidrógeno, aprovechando el expertise con la infraestructura actual de gasoductos y oleductos de exportación a Chile. La ventaja de la salida al Pacífico se da por la cercanía a potenciales mercados de demanda de hidrógeno de bajas emisiones, como Japón, Corea del Sur y eventualmente China. Pero para ello, debe existir un mercado maduro a nivel mundial, que demanden un volumen de hidrógeno necesario para construir esta infraestructura de transporte.
Como conclusión, podría proyectarse la producción en Neuquén de hidrógeno azul, a partir de gas natural con captura y almacenamiento de dióxido de carbono (CO2), también identificado como hidrógeno (H2) fósil con CCS (Carbon Capture Storage). En la provincia, en una primera etapa, industrializar el gas en origen, apuntando a descarbonizar la producción local de hidrógeno gris (sin captura de CO2) para refinerías y al uso en la producción de cemento. En cuanto a una segunda etapa de exportación, el riesgo podría darse con las eventuales certificaciones y/o regulaciones en el mercado de hidrógeno de bajas emisiones que marginen al hidrógeno azul a favor del hidrógeno verde (producido a partir de agua con uso de energía renovables). Pero el hidrógeno azul tiene el potencial, en el largo plazo, de ser una de las alternativas para la reconversión de la industria del gas en la provincia, aunque entiendo deberían llevarse a cabo estudios más profundos al respecto.
Espero les haya interesado tanto como a mí. Nos leemos la semana que viene. ¡Disfruten un buen domingo y no olviden de armar el arbolito!
