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Subsidiemos a Buenos Aires que la cuenta la pagamos todos

   Este domingo analizaremos como se van a financiar, con préstamos del exterior, algunos subsidios del sector eléctrico. O, mejor dicho, a quién se subsidia y quién paga los subsidios, me refiero dónde vive el o la que paga o recibe el subsidio y cuantas generaciones lo pagaran. Esta inquietud surge luego de la charla con Pancho Casado, este sábado, en su programa Infórmese por AM Cumbre. Es que al finalizar mi columna y haberle comentado sobre un Decreto autorizando la firma de un préstamo de U$S 700 millones con el BID para subsidiar sólo el Área Metropolitana de Buenos Aires me quedaron flotando un par de dudas. El Banco Interamericano de Desarrollo firmara con el Ministerio de Economía de la Nación este préstamo a 25 años, donde todos los argentinos y argentinas debemos pagarlo, pero solo subsidiara la electricidad a usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires o AMBA. Vayamos a ver de qué se trata.

   Este viernes, el Decreto 1052/2024 aprobó el Modelo de Contrato de Préstamo BID “Programa de Apoyo a la Transición hacia un Sector Eléctrico Sostenible en Argentina”, por U$S 700 millones, autorizando a firmar este contrato al ministerio de Economía. Quiero que nos detengamos a analizar que se interpreta como “sector eléctrico sostenible”. Veamos los objetivos específicos del mencionado Programa que son:

(i)           Apoyar la asequibilidad del servicio eléctrico para los hogares vulnerables en el Área Metropolitana de Buenos Aires; y

(ii)          Fortalecer las capacidades institucionales, para la sostenibilidad del sector eléctrico.

   En otras palabras, apoyar el acceso de los hogares vulnerables del AMBA al servicio eléctrico. ¿Cómo se hará esto? Este Programa se desarrollará a través de 2 Componentes:

1)            Protección social de poblaciones vulnerables mediante subsidios para garantizar el acceso al servicio eléctrico, financiará hasta el 90% de los gastos vinculados exclusivamente a los subsidios eléctricos otorgados a los usuarios residenciales vulnerables en el AMBA que se reflejan en la facturación de las distribuidoras a los usuarios y están solventados a través de los fondos del Tesoro de la Nación hacia CAMMESA.

2)            Fortalecimiento institucional y estudios técnicos.

   Es así estimada lectora, estimado lector, lo puede leer bien claro en el Anexo I del Decreto, que es el contrato de U$S 700 millones que autorizaron a firmar. Es para pagar el 90% del subsidio que normalmente desembolsa CAMMESA o el Estado Nacional. Este subsidio es el que figura en las facturas de los usuarios residenciales vulnerables (bajos ingresos) de Edesur y Edenor, que son las distribuidoras que brindan servicio eléctrico en el AMBA.

En el cuadro anterior podemos observar que se van a destinar U$S 678 millones, de los U$S 700 millones del contrato, directamente al pago de subsidios eléctricos en el AMBA.

   Y ¿cómo se debe cancelar este préstamo? El contrato dice que son cuotas semestrales por un plazo de 25 años. Si se firmara este mes, la primera cuota por el capital recién se debería pagar a mediados del 2030 y finalizaría en diciembre del 2049 (25 años desde la firma del contrato).

Me quedé pensando, a comienzo de la semana habían publicado un par de Decretos autorizando prestamos con el BIRF o Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento. Por ejemplo, el Decreto 1043/2024 autorizaba a firmar un préstamo para el “Proyecto de Apoyo a la Sostenibilidad y Equidad del Transporte Público” cuyos objetivos son mejorar la asequibilidad del transporte público automotor para poblaciones vulnerables en Argentina y la sostenibilidad del sistema de transporte público automotor en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Este préstamo es por U$S 500 millones. Pero el área de transporte no es mi especialidad.

Aunque otro de los decretos sí se encontraba en el sector eléctrico. Uno de los publicados este lunes era el 1041/2024, que autorizaba a firmar otro préstamo con el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) también por U$S 500 millones de dólares. Es un préstamo que se utilizará para llevar a cabo el “Proyecto de Apoyo a la Transición hacia un Sector Eléctrico Sostenible en Argentina”, parece un déjà vu del contrato con el BID que autorizaron el viernes, ¿no? Y otra vez nos encontramos con “sector eléctrico sostenible”. De este Proyecto, casi U$S 480 millones, de los U$S 500 millones, se asignan para pago de subsidios eléctricos, sin especificar a que jurisdicción se va a aplicar este monto.

   ¿Cómo llegamos a esa conclusión? Podemos leer que este Proyecto prevé la ejecución de dos partes:

(1) Gestión del Proyecto, desarrollo de capacidades e instrumentos para fomentar la sostenibilidad en el sector, que a su vez se subdivide en 1.1 Gestión del Proyecto y 1.2 Fortalecimiento de capacidades institucionales y proceso para mejorar la sostenibilidad del sector, y

(2) Financiamiento de los subsidios eléctricos racionalizados para usuarios con criterios de elegibilidad validados.

La Parte 2 del Proyecto es la que mencionamos antes. En otras palabras, financia los subsidios y a los beneficiarios que hayan sido previamente validados por el proyecto. No es que este vago para escribir, pero quiero ser lo más objetivo y quiero que usted lo lea directamente de la traducción del contrato que figura en el Anexo I de este Decreto.

   Por último, en este contrato con el BIRF, podemos encontrar que las condiciones de repago son que la primera cuota para devolver el préstamo arrancaría el 1 de diciembre de 2031 y que se debe cancelar la última cuota en junio del 2056.

   En conclusión, en los últimos 5 días hábiles de noviembre se autorizaron firmar dos prestamos internacionales para poder financiar los subsidios eléctricos. Esto se traduce, que el año que viene coincidentemente con las elecciones parlamentarias, el gobierno nacional dispondrá de casi U$S 1.160 millones para cubrir los subsidios en el sector eléctrico. Son U$S 480 millones del BIRF para subsidios de usuarios residenciales sin especificar la jurisdicción (el AMBA, Neuquén, Río Negro o donde fuera) sumado a U$S 678 millones del BID sólo para usuarios residenciales de Edesur y de Edenor. Es decir, que cada uno de nosotros, usted en Neuquén, otro que viva en La Quiaca y otra que viva en Ushuaia, los tres, aunque no pisen Buenos Aires van a pagar el préstamo con el cual, a partir del año que viene, se va a cubrir una parte del subsidio eléctrico que seguirán recibiendo los usuarios de menores ingresos de Edesur y Edenor. Y, por si fuera poco, estos préstamos para financiar subsidios se van a empezar a pagar en los próximos 5 o 6 años, pero los seguirán pagando hasta nuestros nietos y nietas, porque de acá a 25 años o 32 años va a pasar más de una generación en nuestro país. Como alguna vez oí tristemente decir “Dios está en todas partes, pero atiende en Capital”, ahora parecería que los costos de los subsidios van a estar en todas partes, pero se van a recibir en Capital. Hasta la semana que viene. ¡Que tengan un buen domingo!

01/12/2024
El subsuelo de Vaca Muerta exige poner la inteligencia en tierra
Este domingo le daremos continuidad a la última parte de la nota de la semana pasada https://alertadigital.ar/una-brujula-para-la-accion-climatica-de-nacion/ que comentábamos que Argentina seguía importando gas natural desde Bolivia. Que parecería contraponerse con la noticia de este lunes, que el gobierno nacional había firmado un acuerdo con Brasil para exportarle gas de Vaca Muerta. Además, trascendió que YPF había presentado en el RIGI, el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur y del proyecto de exportación de GNL de PAE. A lo que le sumamos que el miércoles, el INDEC informaba que, en estos diez meses del año, ya se exportó más petróleo que durante todo el 2023. Por eso les propongo que veamos donde estamos parados con las compras y ventas externas del sector energético y qué es lo que faltaría para seguir aumentando las exportaciones.

Primero hagamos un poco de memoria, hace un año, la administración anterior había adelantado que se cortaría la importación de gas boliviano. Idea a la que adhirió la actual administración. Viendo el cuadro anterior, presentado en los primeros meses de este año en una Audiencia Pública, el gobierno nacional informaba que a partir de septiembre dejaba de importar gas de Bolivia. Pero hasta el domingo pasado, Argentina seguía importando gas boliviano, justo un día antes de la firma del memorándum para exportar gas a Brasil. Y este viernes, nuevamente Argentina retomó la importación de gas de Bolivia. Ya habíamos notado que también había importado GNL regasificado en Chile, luego de cortar anticipadamente la compra desde Bolivia https://alertadigital.ar/gas-para-el-norte-del-pais-hay-obras-que-se-terminan-en-los-anuncios-pero-aun-no-funcionan/. Por lo que, en estos días, Argentina importa gas de Bolivia y para mantener la seguridad del sistema de transporte, eventualmente también regasifica GNL en Escobar, por lo menos seguirá así hasta que se terminen las obras para llevar el gas neuquino hasta Salta. Pero, por otra parte, habitualmente le exportamos gas a Uruguay (todo el gas natural que consumen los uruguayos es argentino) y le exportamos a Chile para la región central y para el sur a Methanex en Punta Arenas.

   Usted se preguntará, para qué se firma un acuerdo para venderle gas a Brasil, utilizando los gasoductos bolivianos como una opción, si todavía seguimos importando gas de Bolivia. Por dos razones, en los próximos meses deberían terminar y poner en funcionamiento las obras para llevar el gas de Vaca Muerta hasta Salta. Y Brasil necesita un proveedor que le asegure estabilidad en el abastecimiento (la caída de la producción de gas en Bolivia la está marginando paulatinamente de ese rol) y le asegure una “estabilidad” en los precios (este jueves el GNL tanto en Europa como en Asia superaba los U$S 14/mmBtu, más del doble del precio de exportación del gas argentino puesto en la frontera con Bolivia).

   Por estas razones, el memorándum firmado con Brasil crea un Grupo Binacional de Trabajo (encabezado por la secretaría de Energía de la parte argentina) que en 180 días debe evaluar la factibilidad de rutas de exportación de gas argentino a Brasil y de intercambio de GNL. La demanda de Brasil es en el corto plazo de 2 millones de m³/día, incrementándose en los próximos 3 años a 10 millones de m³/día para alcanzar en el año 2030, la cantidad de 30 millones de m³/día. Además de evaluar diferentes alternativas para exportar a Brasil, también deben coordinar los intercambios de GNL entre Brasil y Argentina por emergencia o por cuestiones comerciales.

   Los caminos para poder exportar el gas de Vaca Muerta a Brasil y que este Grupo de Trabajo podría evaluar serían:
- Argentina-Bolivia-Brasil a través del GIJA (Gasoducto de Integración Juana Azurduy): con el sistema de gasoductos de Bolivia, conectando luego con el Gasoducto Bolivia-Brasil “GASBOL”. Para ello deberían realizarse mínimamente las siguientes obras:
- La terminación de las obras de reversión del Gasoducto del Norte Argentino, la ampliación de las compresoras en este gasoducto para exportar un volumen máximo de 10 millones de m³/días adicionales a los 19 millones m³/día para el consumo local.
- La reversión de las compresoras del sistema de gasoductos de Bolivia hasta conectar con el GASBOL. Argentina-Paraguay-Brasil, a través de la construcción de un gasoducto de Interconexión entre el GNEA (Gasoducto del Noroeste Argentino) con el Gasoducto GASBOL atravesando el territorio paraguayo y que también abastezca a Paraguay, sin pasar por Bolivia. Para exportar hasta 10 millones m3/día.
- Argentina-Paraguay-Brasil a través de la construcción de un gasoducto de Interconexión entre el GNEA (Gasoducto del Noroeste Argentino) con el Gasoducto GASBOL atravesando el territorio paraguayo y que también abastezca a Paraguay, sin pasar por Bolivia. Para exportar hasta 10 millones m3/día.
- Argentina-Brasil a través del gasoducto TGM (Transportadora de Gas del Mercosur) desde Entre Ríos hasta Paso de los Libres, Corrientes, que se conecta con el (TSB) Gasoducto Transportadora Sul Brasileira de Gas en Uruguaiana, Rio Grande do Sul. Para ello deberían realizarse mínimamente las siguientes obras:
- La terminación de la segunda etapa del gasoducto de TGC (Transportadora Gas del Centro, que antes se conocía como Néstor Kirchner 2) y definir la traza final de este gasoducto: entre Salliqueló y San Jerónimo y/o Chacharramendi y La Carlota-Tío Pujio.
- El aumento de la compresora del TGM para poder transportar 15 millones m³/día.
- La construcción de un gasoducto de 600 km entre Uruguaiana y Canoas, Porto Alegre, unirlo al GASBOL Trecho Sul.
•             Argentina-Uruguay-Brasil a través del (GCDS) el Gasoducto Cruz del Sur que actualmente abastece el sur de Uruguay, y el Gasoducto del Litoral, que abastece la ciudad de Paysandú, Uruguay. Con la construcción de gasoductos que conecten Uruguay y Brasil, por un volumen máximo de 5 millones m³/día.

   Por lo que podemos ver, este Grupo trabajara sobre diferentes alternativas para exportar el gas de Vaca Muerta, en algunos casos incluyendo dentro de cada proyecto el financiamiento que podría conseguirse. Por esta razón, habrá que ver quiénes están dispuestos a invertir en estos proyectos de miles de millones de dólares, siendo que del lado argentino el Estado no sería la primera opción, por lo que hemos escuchado de varios funcionarios opinando sobre la obra pública. A lo que también habrá que agregarle otro punto de trabajo más, ya que el precio objetivo que informó el gobierno brasileño, para el gas en Neuquén o Río Negro se encontraría por debajo del precio actual en el mercado argentino. https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/noticias/alexandre-silveira-assina-memorando-de-entendimento-com-a-argentina-para-viabilizar-a-exportacao-de-gas-natural-para-o-brasil

Pero veamos en mayor detalle para poder tomar dimensión de la revolución del shale en Argentina, y el despegue que tuvo luego de la pandemia la producción de petróleo y gas con el reacondicionamiento del oleoducto para exportar a Chile o la puesta en marcha del rebautizado gasoducto Perito Moreno. Tomemos en cuenta que, en estos primeros diez meses del 2024, el INDEC informó que pasamos de un déficit del sector energético (exportaciones menos importaciones) de cerca de U$S – 1.700 millones a un superávit de más de U$S 3.200 millones. Es decir que, en un año, el sector energético aportó U$S 5.000 millones dando vuelta ese déficit y lo convirtió en superávit, producto del aumento de las exportaciones y en mayor medida lo que se ahorró de importar (por el nuevo gasoducto ex Néstor Kirchner, por lluvias que mejoraron la generación hidroeléctrica y por caída del consumo local de combustibles).

   Los datos de enero a octubre del INDEC, también muestran que en el ranking de productos que se venden al exterior, el petróleo vuelve a ubicarse en el tercer lugar, solo por debajo de la harina y pellet de soja y del maíz. Otro dato para destacar es que el incremento de casi el 50% de las exportaciones de petróleo o U$S 1.400 millones que es un monto similar a las exportaciones a Chile, que como hemos visto anteriormente, se realizan casi en su totalidad por el reacondicionado OTASA.

Entonces podríamos decir, que con el aumento de la producción de gas y de petróleo de Neuquén se logró una parte muy importante para poder revertir el déficit del sector energético. ¿Cómo continua entonces la producción? Bueno, una pista la podemos encontrar en la semana pasada y este viernes, cuando YPF inscribió en el RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur. YPF constituyó una sociedad, VMOS S.A.U, para este proyecto, aunque se espera el ingreso de otras operadoras de Vaca Muerta asociadas al proyecto. A principio de mes, YPF había anunciado que tenía acuerdos firmados con otros productores para transportar 370.000 barriles diarios de petróleo.
24/11/2024
Una brújula para la acción climática de Nación

   Este domingo seguimos analizando diferentes aspectos del cambio climático, que ya habíamos arrancado a principio de año https://alertadigital.ar/vientos-de-cambio-la-transicion-energetica-global-y-como-esta-argentina/, al igual que hace unas semanas https://alertadigital.ar/que-esta-pasando-con-el-clima-y-quienes-son-los-responsables/ . Traigo este tema nuevamente, porque esta semana mientras el gobierno nacional retiraba la delegación argentina de la COP29, el gobierno neuquino, demostrando mayor seriedad y responsabilidad, lanzaba el Plan Provincial de Acción Climática.

Pero primero veamos, que es la COP29. ¿qué significa COP? COP son las siglas en inglés de Conference of the Parties o en español Conferencia de las Parte. Se enmarca en un tratado adoptado en 1992 en la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), como rsultado de la Cumbre de Río o Cumbre de la Tierra de ese año. La COP está formado por 197 partes (196 Estados y la Unión Europea).

   La secretaría de Cambio Climático de Naciones Unidas define que el objetivo final de estas Conferencias es estabilizar las concentraciones de gases de efecto invernadero «a un nivel que impida interferencias antropógenicas (inducidas por el hombre) peligrosas en el sistema climático». Establece que «ese nivel debería alcanzarse en un plazo suficiente para permitir que los ecosistemas se adapten naturalmente al cambio climático, asegurar que la producción de alimentos no se vea amenazada y permitir que el desarrollo económico prosiga de manera sostenible».

   La idea es que, como son la fuente de la mayoría de las emisiones de gases de efecto invernadero pasadas y presentes, se espera que los países industrializados sean los que más hagan para reducir las emisiones en su territorio. Por esta razón, las naciones industrializadas acuerdan, en el marco de la Convención, apoyar las actividades relacionadas con el cambio climático en los países en desarrollo mediante la prestación de apoyo financiero para la adopción de medidas sobre el cambio climático, más allá de la asistencia financiera que ya proporcionan a estos países. Se ha establecido un sistema de subvenciones y préstamos a través de la Convención, y está gestionado por el Fondo para el Medio Ambiente Mundial. Los países industrializados también acuerdan compartir la tecnología con las naciones menos avanzadas.

La Convención reconoce la vulnerabilidad de todos los países a los efectos del cambio climático y pide que se hagan esfuerzos especiales para mitigar las consecuencias, especialmente en los países en desarrollo que carecen de recursos para hacerlo por sí mismos. La 29.ª Conferencia de las Partes (COP29) de Bakú, Azerbaiyán, que se celebra en un contexto de conflictos geopolíticos, preocupación por la seguridad energética e inestabilidad mundial, es un hito fundamental en la lucha contra el cambio climático.

Los países han comenzado a trabajar en la definición de sus nuevos compromisos climáticos nacionales, también conocidos como Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés), previstos para 2025. En la COP28, se dejó en claro que los nuevos compromisos climáticos nacionales se deben alinear con el objetivo de mantener la temperatura media mundial por debajo de 1,5 °C (de la época preindustrial). Los países en desarrollo deben confiar en que dispondrán de financiación para implementar estos ambiciosos planes. Por ello, se necesitará un resultado sólido sobre la financiación en la COP29 para que los países adopten compromisos climáticos más audaces en sus nuevas promesas. Remarco este último párrafo porque me parece muy interesante que se estén dando cuenta que sin fondos la transición energética en países como el nuestro se torna casi utópico.

   En este gráfico de promedios de temperaturas anuales desde 1850 a octubre del 2024 que publica la NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration) o en español la Oficina Nacional de Administración Oceánica y Atmosférica que es una agencia científica del Departamento de Comercio de los Estados Unidos. Muestra claramente cual es la preocupación de esta Conferencia, más si tenemos en cuenta la tendencia desde los 70s y el promedio de los últimos dos años.

   Otros temas destacados del programa de la COP29 son la continuidad de la implementación del Fondo de Respuesta ante Pérdidas y Daños, el avance en las herramientas de transparencia, el progreso del nuevo programa de trabajo de los Emiratos Árabes Unidos sobre la transición justa y la mejora del apoyo a los Planes Nacionales de Adaptación. Asimismo, la cumbre se debe esforzar por encontrar nuevas soluciones fiscales y de financiación climática, como duplicar la financiación para la adaptación y ultimar la normativa para los mecanismos del mercado del carbono.

Como vimos, esta COP29 se centraba en definir con qué financiamiento van a contar los países en desarrollo, como el nuestro, para poder llevar a cabo las acciones de mitigación o adaptación al cambio climático. Y otro detalle, las decisiones de la COP se alcanzan por consenso. Si el gobierno no estaba de acuerdo con la decisión, lo podía manifestar dentro de la Conferencia o ¿temía a la decisión vinculante que pudiera arribar la Conferencia? No lo sabemos, pero salir al tercer día de la Conferencia se puede interpretar en algunos ámbitos como negar el cambio climático. Sería bueno pegarle una mirada a la información de la NOAA para Sudamérica, aclaro que solo presentan temperaturas en tierra (usualmente más altas) y no el promedio entre tierra y mar que presentan en el gráfico a nivel mundial que vimos antes.

   Parecería que acá, en Sudamérica, también se sienten los efectos del cambio climático. Y por esto, se torna más relevante la iniciativa del gobierno neuquino, que basada en la ley provincial 3.454 de agosto de este año, presentó el Plan de Acción Climática de la provincia que busca reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar el cambio climático. Esta ley incluye la creación de un Gabinete Provincial de Acción Climática para coordinar las acciones entre las distintas áreas gubernamentales. Este gabinete está presidido por el Jefe de Gabinete y con una coordinadora técnico-administrativa en cabeza de la secretaria de Ambiente. La Secretaría de Ambiente también es la Autoridad de Aplicación de esta ley.

    Como resumen de esta ley, podríamos tomar el artículo 19 “Las medidas y acciones del Plan Provincial deben propender a la adaptación a la variabilidad climática, a la modificación del régimen de lluvias y a los eventos naturales extremos, a efectos de reducir la vulnerabilidad humana y la de los ecosistemas al cambio climático; asimismo, a crear condiciones que reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero y que conserven o aumenten los sumideros de carbono en los sectores estratégicos”. Es decir, prepararse lo mejor posible ante los eventos naturales extremos que provoca el cambio climático, como vimos hace unas semanas con las lluvias en Valencia o hace unos días con un desierto en Arabia Saudita cubierto de nieve. Con el foco puesto en la población y los ecosistemas. Y crear las condiciones para reducir las emisiones y mediante algún proceso, actividad o mecanismo absorber los gases de efecto invernadero, como inyectarlo en pozos depletados de hidrocarburos o implantación de bosques nativos, entre otros métodos que tienen un alto potencial en Neuquén.

    Para concluir por este domingo con el cambio climático y la transición energética, quiero tomar las declaraciones de la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, que dijo “tenemos que trabajar para que la actividad hidrocarburífera vaya en sintonía también con un cuidado del ambiente, no solamente porque somos la provincia de Vaca Muerta y queremos cuidar a las próximas generaciones, sino que estamos pensando en el gas, que es la energía de transición y lo podamos incorporar en los mercados internacionales que hoy demandan este tipo de agendas”. Esto lo analizamos en https://alertadigital.ar/transicion-energetica-una-oportunidad-para-neuquen/, Neuquén tiene el potencial y la oportunidad de convertirse en un importante jugador a nivel regional (a nivel nacional no hace falta repetir que es el motor del gas natural y el rol crítico que tiene la provincia como reserva energética dentro del sector eléctrico).

Por último, ya que hablamos de gas, quiero intentar responder una pregunta que me hice a fines de septiembre https://alertadigital.ar/en-noviembre-podremos-o-no-festejar-la-soberania-energetica/ y creo que todavía falta un buen trecho, finalizar y poner en marcha varias obras para poder festejar la soberanía energética. Como vengo comentando en mis columnas semanales en el Cierre de la Noticias y en Infórmese por AM Cumbre y Ruta 67 a principio de este mes importamos alrededor de 6 millones de m³ de gas en un fin de semana y en estos días se sigue importando gas de Bolivia diariamente, que está reemplazando el GNL que regasificaban en Chile. Mientras seguimos esperando a la compresora del Mercedes Cardales para poder transportar el gas de Vaca Muerta por lo menos hasta Córdoba, mientras no finalicen las obras de la reversión del Gasoducto Norte que lo puedan transportar de allí hasta Salta. Por esto, desafortunadamente, no podremos festejar este 20 de noviembre la soberanía energética.

Nos leemos la semana que viene. ¡Disfruten el fin de semana largo!

17/11/2024
Panorama internacional y nacional del petróleo y gas
Como acostumbramos mensualmente, este domingo vamos a ver los números de la producción de gas y petróleo, tanto en la cuenca neuquina como a nivel nacional. Cada mes se hace más evidente que el motor de la transformación de pasar de ser un país con petróleo a un país petrolero, está en Vaca Muerta. Además, veremos el impacto de la elección de Trump, en el mercado internacional del petróleo y el del gas.

Esta semana, los precios del petróleo registraron un aumento, arrancando la precia del martes antes de que se conocieran los resultados de las elecciones presidenciales en Estados Unidos y que el jueves la Reserva Federal bajara nuevamente las tasas de interés estadounidenses. Veamos al 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 casi 80 centavos cerrando a U$S 73,87/bbl, al igual que el WTI (principal referencia de Estados Unidos, uno de los destinos más importantes de las exportaciones argentinas de petróleo), que aumentó casi 90 centavos cerrando a U$S 70,38/bbl. A pesar de la caída del último día hábil, ambos precios de referencias registraron ganancias semanales impulsados por las expectativas de sanciones más estrictas a Irán y Venezuela por parte del presidente electo de Estados Unidos, Donald Trump, lo que podría reducir la oferta mundial de petróleo en los próximos meses. Adicionalmente recordemos que Estados Unidos es el principal consumidor de petróleo a nivel mundial. Sumado a que en los últimos meses viene rompiendo su propio récord de producción de petróleo, alcanzando los 13,4 millones de barriles por día en septiembre.

En la semana, las petroleras estadounidenses habían paralizado más del 23% de la producción de crudo en el Golfo de México en Estados Unidos para prepararse ante la llegada del huracán Rafael. Sin embargo, los últimos pronósticos sobre la trayectoria y la intensidad del huracán redujeron los riesgos que plantea Rafael para la producción de petróleo. Este viernes, Rafael que esta semana había dejado su huella de destrucción en Cuba, se debilitó a un huracán de categoría 2, según el último aviso del Centro Nacional de Huracanes de Estados Unidos.

   En paralelo, el gobierno chino dio a conocer un nuevo paquete fiscal en un intento de impulsar la economía del principal importador mundial de petróleo, pero esta medida decepcionó al mercado petrolero. Las autoridades chinas anunciaron un paquete fiscal, pero el mercado interpretó que estas medidas no hacen mucho para apuntalar la demanda de la alicaída economía china.

   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. Según los datos de Aduanas e INDEC, la exportación de petróleo acumulada en los primeros nueve meses de este año pasó los U$S 4.000 millones, superando por más de U$S 1.400 millones lo exportado de enero a septiembre del año pasado. De los cuáles, este año, se exportaron a Chile casi de U$S 1.500 millones. Con este acumulado del año, las exportaciones de crudo ya superan todo los que se exportó durante los doce meses del año pasado.

   A nivel nacional, la producción de septiembre 2024 registró un aumento solo en Neuquén. Neuquén sigue siendo el principal motor del crecimiento con más de 440.000 barriles diarios (casi 120.000 barriles más que en septiembre del 2023, más de un 37% de aumento interanual) triplicando la producción de Chubut (segunda provincia productora del país).

En Septiembre de 2024, cerca de 2 de cada 3 barriles producidos en Argentina fue Medanito.

   A nivel país, en septiembre 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 septiembre 2024 con septiembre 2023, las 5 concesiones con mayor crecimiento del país están en Neuquén:
- Bajada del Palo Oeste (Vista) + 19.700 barriles diarios
- Bandurria Sur (YPF – Shell&Equinor) + 15.700 barriles diarios
- La Calera (Pluspetrol) + 15.700 barriles diarios
- Aguada del Chañar (YPF) + 13.000 barriles diarios
- Loma Campana (YPF – Chevron ) + 8.300 barriles diarios
   Loma Campana y la Amarga Chica obtuvieron los beneficios de libre disponibilidad del 20% de su producción (Decreto 929/2013). Desde agosto 2022, con 86.500 barriles diarios Loma Campana se convirtió en la concesión con mayor producción de petróleo en Argentina. La Amarga Chica con 67.900 barriles diarios se ubica como segunda concesión en importancia del país, superando a Anticlinal Grande-Cerro Dragón.

   Las refinerías en Argentina procesaron 260.800 barriles diarios de Medanito en septiembre del 2024, un incremento del 24% con respecto a septiembre 2023, representado más de 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 diciembre, en el noreste de Asia (referencia para los precios a los cuales importa GNL nuestro país) cayó unos centavos hasta los U$S 13, 85/mmBtu (más de cuatro veces el precio que se paga localmente por los contratos del Plan GasAr), con pronósticos de temperaturas por encima de la media para Corea del Sur y ciudades importantes de China. Mientras que, en Europa, el precio del gas en el hub holandés TTF aumentó 15 centavos durante la semana cerrando a U$S 13,05/mmBtu, con un diferencial de U$S 0,20 con respecto al precio en las terminales de GNL europeas. Acusando el impacto de temperaturas más bajas y la mayor demanda de generación con gas en estos días.

Los pronósticos de temperaturas tanto en la capital de Corea del Sur, tercer importador mundial de GNL, como en Shanghái, China que es el primer importador mundial de GNL, se mantienen por encima del promedio histórico hasta finales de diciembre, lo que podría retrasar el pico de demanda de gas para calefacción.

   En octubre, las importaciones chinas de GNL fueron las más altas de la historia, con alrededor de 6,5 millones de toneladas métricas de GNL, que se interpreta como un aumento de sus stocks de gas de cara al invierno (hemisferio norte) siendo una señal de una tendencia alcista de los precios de GNL a largo plazo.

    Por otra parte, el mercado de GNL en general ha hecho caso omiso del regreso de Trump a la Casa Blanca, pero está siguiendo de cerca su postura, en particular con respecto a la pausa de Joe Biden en las aprobaciones para exportar GNL de nuevos proyectos en suelo estadounidense, así como su posición con Medio Oriente, China y Rusia.

    Tomará un tiempo ver el impacto completo de del regreso de Trump. En términos generales, el ambiente de negocios para los productores de gas y de GNL será más favorable en Estados Unidos de lo que hubiera sido bajo un presidente con la misma política que Biden. Aunque también podría haber nuevos aranceles para las importaciones estadounidenses, así como posibles cambios importantes en la política exterior que son difícil de juzgar por completo todavía, más allá que se espera que la volatilidad en el mercado de GNL continúe.

   Mientras que, en Europa, los niveles de almacenamiento de gas han comenzado a disminuir debido al clima más frío y algunos días con muy baja producción eólica y solar, que debió ser reemplazada con mayor generación con gas, lo que originó una presión al alza en los precios en el centro TTF holandés.

   Con los datos actualizados de Aduanas e INDEC, observamos que la exportación de gas de enero a septiembre de este año alcanzó casi los U$S 552 millones, unos -U$S 100 millones menos que los primeros 9 meses del año pasado, una caída que se explica por un menor precio de exportación, con respecto al 2023. En estos últimos meses, en que debería dispararse las exportaciones de gas, algunas empresas locales están manteniendo una negociación muy dura con sus clientes en Chile. Los importadores trasandinos estan presionando para que el precio al que compran el gas argentino se acerque a los U$S 3/mmBtu contra los cerca de U$S 6/mmBtu actuales.

   Al analizar la producción nacional de gas, en septiembre alcanzó los 147,2 millones de m³ diarios, un incremento de 4 millones m³ diarios comparado con septiembre 2023 (-5,8 millones m³ menos que el récord de agosto 2024), adicionalmente se detuvo la importación de Bolivia desde el 18 de septiembre alcanzando los 1,2 millones de m³ diarios (un volumen -7,2 millón ^m3 diarios menor al año pasado), y al compararlo con el 2023 el abastecimiento local cayó un -3,4%, con una diminución sustancial de la importación de gas pero mayor exportación que en septiembre del 2023.

   En septiembre, Neuquén aumentó su producción de gas el 7% contra el 2023. Con 103,7 millones m³ diarios, Neuquén sigue siendo la mayor productora, produce más de 5 veces que Tierra del Fuego y el Offshore (que es la segunda región productora del país).

Neuquén sola produjo 7 de cada 10 m³ de gas argentino en septiembre de este año.

   Las 5 concesiones en el país que más aumentaron su producción en agosto 2024 comparado con agosto 2023 están todas en Neuquén, y fueron:

✓ La Calera (Pluspetrol)                               +4,5 millones m³ diarios

✓ Aguada de la Arena (YPF)                        +3,3 millones m³ diarios

✓ Aguada Pichana Este (Total)                   +2,8 millones m³ diarios

✓ Fortín de Piedra (Tecpetrol)                   +1,1 millones m³ diarios

✓ Aguada de Castro (PAE)                           +0,9 millones m³ diarios

    En consumo de gas, la Industria en agosto del 2024 cayó un -14% comparado con agosto del 2023, durante este año sólo registró un 2% de crecimiento en abril. Agosto 2024 sigue -13 millones m3 diarios debajo del primer trimestre del 2020. A pesar de la mayor producción y nuevos gasoductos el consumo de las centrales eléctricas cayó un -2%.

   Como venimos reiterando durante varios domingos, seguimos esperando las inauguraciones y las puestas en marcha de las obras faltantes, como la compresora Mercedes-Cardales y el resto de la reversión del Gasoducto Norte. Ya nos vamos acercando al Día de la Soberanía y cada vez tengo más dudas que certezas de lo que me pregunté a fines de septiembre en https://alertadigital.ar/en-noviembre-podremos-o-no-festejar-la-soberania-energetica/

¡Disfruten del domingo, nos leemos la semana próxima!
10/11/2024
Qué está pasando con el clima y quiénes son los responsables

Este domingo quiero que analicemos qué está pasando con el clima a nivel mundial. Esta semana hemos visto la devastación que puede provocar un fenómeno climático extremo (https://alertadigital.ar/son-211-las-victimas-fatales-por-la-dana-en-espana/), causado por el cambio climático y también ver que rol podría jugar Neuquén para disminuir las emisiones de gases efecto invernadero en los próximos años.

   Tratemos de tomar la dimensión del diluvio que azotó a Valencia. De los registros más actualizados, entre el 2010 y el 2020, del Servicio Meteorológico Nacional encontramos las Estadísticas Climáticas Normales correspondientes al Aeropuerto de Neuquén. El acumulado anual de precipitaciones en esa década fue de poco más de 200 mm o 200 litros en un área de 1m x 1m registrado en 365 días. Cuando comparamos lo que llueve durante un año con lo que llovió el 29 de octubre en Valencia, podemos entender el volumen de agua que inundó esa zona en tan sólo 8 horas.

   Aquí vemos que hubo una zona donde llovió más de 300 mm en 8 horas, llegando a casi 500 mm en Chiva, más del doble de lo que llueve en Neuquén durante un año. En otras palabras, cayeron 300 litros de agua en un área de un metro por un metro en tan solo 8 horas.

   ¿Qué causó estas lluvias torrenciales? Según el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático de Naciones Unidas (IPCC), los fenómenos meteorológicos extremos que provocan inundaciones y sequías de gran impacto se han vuelto más probables y más graves debido al cambio climático antropogénico (es decir provocado por los seres humanos). Y esto se ha confirmado por la repetición de estos acontecimientos.

   La secretaria general de la Organización Meteorológica Mundial de Naciones Unidas (WMO), Celeste Saulo afirmó “como resultado del aumento de las temperaturas, el ciclo hidrológico se ha acelerado. También se ha vuelto más errático e impredecible, y nos enfrentamos a problemas crecientes de exceso o escasez de agua. La atmósfera más cálida contiene más humedad, lo que favorece las fuertes lluvias».

Y no sólo ocurrió en Valencia, recuerden a principio de mayo, como quedó Porto Alegre en Rio Grande do Sul, con algunas localidades que en una semana acumularon más 600 mm de lluvia o 14 municipios de ese estado donde llovió en 24 horas lo mismo que durante 2 meses.

   Y sin salir de Sudamérica podemos observar, otra de las caras del cambio climático: las sequías. En estos días, en Ecuador se está discutiendo si este 2024 se está registrando la peor sequía de los últimos 60 años o si en realidad la peor sequía fue la del año pasado. Pero más allá de esta diferencia, Ecuador, que depende en un 70% de la energía hidroeléctrica, está sufriendo cortes del servicio eléctrico de hasta 14 horas en los 1.200 barrios de su capital, Quito. A lo que se le suma otro efecto de las sequías, los incendios forestales, que están azotando a Ecuador y que también se registran muy cerca, en la Amazonía.

    Este año en la selva Amazónica la deforestación ha caído casi a la mitad, pero los incendios se duplicaron en comparación con el año pasado. Esto es una alerta, porque los incendios generalmente siguen el ritmo de la deforestación. Una vez deforestadas, casi siempre estas áreas luego se queman para agricultura. Cabe destacar en esta región, los récords de inundaciones en 2021 y 2022, seguidos por sequías récord en 2023 y, ahora, la Universidad Federal de Río de Janeiro informó que el índice de sequía para la Amazonía ha alcanzado este año un nivel récord. En este tipo de bosques húmedos, al ser quemados, sufren una alta mortalidad de árboles. Esta materia muerta se convierte en combustible para el próximo incendio, que tiende a ser más devastador. Esto genera un efecto dominó, que aumenta la intensidad del fuego con cada nuevo incendio.

       Podríamos resumir, que el calentamiento global o cambio climático generado por el hombre produce eventos como exceso de lluvias o sequías que ocurren con mayor frecuencia y mayor gravedad pero son muy difíciles de predecir. Este lunes, la Organización Meteorológica Mundial que depende de la Naciones Unidas publicó su boletín anual de Gases Efecto Invernadero. Que como analizamos hace unos meses en https://alertadigital.ar/vientos-de-cambio-la-transicion-energetica-global-y-como-esta-argentina/ la acumulación de estos gases (especialmente dióxido de carbono, metano y óxido nitroso) es la principal responsable del cambio climático.

  En pocas palabras, este boletín indica que “durante 2023, las emisiones de dióxido de carbono causadas por enormes incendios forestales y una posible reducción de la absorción de carbono por parte de los bosques, combinadas con unas emisiones de dióxido de carbono permanentemente elevadas fruto de la quema de combustibles fósiles para llevar a cabo actividades humanas e industriales, impulsaron el aumento observado en las concentraciones” Las concentraciones de gases de efecto invernadero alcanzaron un nuevo récord en 2023. En solo 20 años, las concentraciones de dióxido de carbono han aumentado un 11,4 %. La larga persistencia del dióxido de carbono en la atmósfera hace inevitables futuros incrementos de las temperaturas.

Tomemos en cuenta que en mayo finalizó el fenómeno de La Niña que duró 3 años. En el comunicado de la WMO nos advierte que “durante los años en los que se produce un episodio de El Niño, las concentraciones de gases de efecto invernadero tienden a aumentar porque los sumideros terrestres de carbono (donde se deposita naturalmente y se absorbe el dióxido de carbono) son menos eficientes a causa de la mayor sequedad de la vegetación y los incendios forestales.

Pero algo que me llamó la atención sobre el cambio climático es que, según el boletín “corremos el riesgo de vernos atrapados en un círculo vicioso. La variabilidad natural del clima desempeña una importante función en el ciclo del carbono. Pero en un futuro próximo, el propio cambio climático podría convertir los ecosistemas en importantes fuentes de gases de efecto invernadero. Los incendios forestales podrían liberar más emisiones de carbono a la atmósfera, mientras que el aumento de la temperatura de los océanos podría reducir su capacidad de absorción de dióxido de carbono. Por tanto, se podría acumular más dióxido de carbono en la atmósfera y acelerar el calentamiento global. Estas retroalimentaciones climáticas son retos críticos para la sociedad». En otras palabras, como estamos viendo en nuestro continente, las sequías extremas provocadas por el cambio climático producen incendios forestales que liberan más gases efecto invernadero a la atmósfera y el mismo calentamiento global aumenta la temperatura de los océanos que reducen lo que absorben de carbono de la atmosfera, donde se acumula más dióxido de carbono y aumenta la temperatura. El círculo vicioso se podría resumir en más temperatura, más incendios que liberan más gases efecto invernadero y reducen la absorción natural del carbono, que produce más temperatura.

Y hasta aquí hemos visto los efectos del calentamiento global y concentración de los gases de efecto invernadero. Pero quienes son los que emiten los gases de efecto invernadero. Y aquí podemos ir al último informe de emisiones de dióxido de carbono de la Agencia Internacional de Energía, para no abrumar con más cifras tomé estos dos gráficos del IEA (2022), Greenhouse gas emissions by sector, 2019, IEA, Paris https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/greenhouse-gas-emissions-by-sector-2019-2, Licence: CC BY 4.0:

La mitad de las emisiones son responsabilidad de la generación de energía y calor (Power y Other Energy) y del transporte (Road Transport y Other Transport). Por esta razón ya habíamos visto en https://alertadigital.ar/transicion-energetica-una-oportunidad-para-neuquen/ que la electrificación y el incremento de las energías renovables deben ser objetivos prioritarios para nuestro país y para todo el mundo.

Y en este segundo gráfico, muestra cómo se fue incrementando la emisión de gases efecto invernadero por combustión y procesos industriales. El mismo informe indica, que las emisiones de las economías emergentes y en desarrollo de Asia, excluida China, crecieron más que las de cualquier otra región en 2022, aumentando un 4,2% o 206 Mt de CO₂. Más de la mitad del aumento de las emisiones de esa región provino de la generación de energía a partir de carbón. Podemos encontrar en estos datos, la oportunidad que se está dando en los próximos años para el gas de Vaca Muerta. Reemplazar con gas (menos contaminante) el uso de carbón (para generación eléctrica principalmente), en el 2022 las emisiones por el uso del carbón representaron el 35% de las emisiones y alcanzaron el récord de 15,5 Giga toneladas de CO₂ en un año. Neuquén tiene un mercado más que interesante, reemplazar este carbón con gas natural en Asia. Y comenzar con el desarrollo de energías renovables en la región, que como ya vimos tiene buenos vientos, para la energía eólica y buena radiación, para la energía solar.

   En conclusión, vamos a tener un verano con temperaturas por arriba de lo normal y seco https://alertadigital.ar/en-noviembre-podremos-o-no-festejar-la-soberania-energetica/ el informe del Servicio Meteorológico Nacional para noviembre, diciembre y enero ratifica la misma tendencia de temperaturas y lluvias que el informe anterior. Neuquén ni Argentina no están aisladas del mundo, también sufrimos los efectos del calentamiento global. Sino tomamos medidas como ciudadanas y ciudadanos, como gobierno y empresas va a ser muy difícil torcer esta historia. Como vimos, tenemos que romper este círculo vicioso, de más emisiones que originan un aumento de la temperatura, que causa un cambio climático que ya está provocando por si mismo más emisiones. Lo sucedido en Valencia es la muestra más reciente de que nadie en ningún lugar puede evitar las consecuencias del cambio climático. La ideología del gobierno de turno no debe desviarnos de este objetivo de disminuir las emisiones de gases efecto invernadero, es nuestra responsabilidad para el mundo que le dejamos a nuestros hijos.

Quiero compartirles el último párrafo del comunicado de prensa de la Organización Meteorológica Mundial La última vez que se registró en la Tierra una concentración de CO2 comparable fue hace entre 3 y 5 millones de años. Entonces, la temperatura era de 2 a 3 °C más cálida y el nivel del mar entre 10 y 20 metros superior al actual.

Nos leemos la semana que viene.

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ETIQUETASenergíaWalter Fagyas

03/11/2024
Gas para el norte del país: hay obras que se terminan en los anuncios, pero aún no funcionan

Este domingo quiero que analicemos como está el sector gasífero. Recordemos que hace dos semanas habíamos visto que la producción local de gas había alcanzado el récord de 153 millones de m³ diarios https://alertadigital.ar/panorama-internacional-y-nacional-del-gas-y-petroleo/, y un mes más tarde, Argentina daba de baja el contrato de importación de gas de Bolivia. Entonces, ¿septiembre del 2024 lo tendremos que anotar como el mes en que el país alcanzó la denostada, por el ex secretario de energía, soberanía energética en gas natural? o ¿nos encontraremos con otro “pero”? …de los tantos que aparecen en el sector energético argentino.

   Para intentar responder estas preguntas, veamos que pasó en estos dos últimos meses en el sector gasífero en el país. En agosto, ya vimos que se registró una producción superior a los 150 millones de m³ diarios mientras que, en septiembre de este año, a nivel nacional la producción de gas alcanzó los 147 millones de m³ diarios, un incremento de 4 millones m3 diarios comparado con septiembre 2023 pero casi -6 millones m³ menos que el récord de agosto. Septiembre es un mes con temperaturas más altas, que se refleja en una disminución de la demanda residencial de gas, por lo que esta menor demanda se equilibra con una menor oferta vía la producción local de gas. Es decir, si no tengo demanda de gas porque pasamos la temporada alta de calefacción, baja la producción de gas porque no tenemos donde almacenar el excedente en el país.

   En este contexto, Argentina decidió cortar la importación de Bolivia desde el 18 de septiembre. En septiembre, el promedio mensual de importaciones bolivianas de gas alcanzó los 1,2 millones de m³ diarios, este volumen fue -7 millones m³ diarios menor al año pasado. Recordemos que la administración anterior, ya hace un año, había decidido dar de baja este contrato con YPFB, ante dos hechos relevantes. El primero fue que YPFB ante el faltante de producción de gas boliviano intentaba convertir el contrato de abastecimiento firme a interrumpible. Es decir, el contrato firme obligaba a YPFB a enviar el gas a ENARSA o pagar si no alcanzaba el volumen contratado (lo que se denomina una cláusula de “Delivery or Pay” o DoP) mientras que, si el contrato se transformaba en interrumpible, YPFB no estaría obligado a enviar siquiera un metro cúbico de gas, solo enviaría lo que tuviera disponible y evitaría pagar la penalidad del DoP.

    El otro hecho relevante, era que en septiembre del año pasado, la anterior administración de ENARSA proyectaba que la compresora del gasoducto Mercedes-Cardales estaría finalizada, permitiendo transportar hasta 15 millones de m³ diarios del gas que traía TGS de Vaca Muerta hasta Cardales en TGN y de ahí con las obras que supuestamente estarían finalizadas de la reversión del Gasoducto Norte, ese gas podía ser transportado al Litoral, centro y norte del país. Y acá, les spoileo el primer “pero” que aparece. Pero como vimos en https://alertadigital.ar/en-noviembre-podremos-o-no-festejar-la-soberania-energetica/ CAMMESA ya descontaba que estas obras recién iban a estar incrementando los envíos de gas para el litoral, centro y norte de Argentina para finales de noviembre de este año. Por lo tanto, no tendremos gas adicional de Neuquén para esa zona del país hasta esa fecha y tampoco contaremos con gas de Bolivia.

   ¿Qué sucedió en septiembre? El 18 de septiembre se registró el último ingreso de gas boliviano al país, tal como fue informado por el ENARGAS. Es decir, se cortó 12 días antes que lo anunciado por ENARSA. Si leemos la prensa boliviana https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20240926/ypfb-impacto-suspension-envio-gas-argentina-es-nulo tampoco queda claro, cuál de las dos partes, si YPFB o ENARSA tomó la decisión de cortar la importación anticipadamente. Pero lo que no queda duda es que durante la última semana de septiembre se regasificaron un promedio de 4,4 millones m³ diarios en la terminal de Escobar. Siendo que septiembre no registró un aumento de la demanda de gas, por lo que ese gas se destinó para abastecer el Gasoducto Norte. En otras palabras, como se cortó la importación de Bolivia, en la última semana de septiembre se regasificó GNL y abasteció el Gasoducto Norte, con la limitación de que, al no tener las obras de la reversión finalizadas, ese gas solo pudo abastecer parcialmente esa región. Afortunadamente para esa fecha amarro un buque de GNL en Escobar.

   Y con la regasificación en la terminal de Escobar, ¿cómo estamos? ENARSA había comprado un buque de GNL para fines de agosto. Mientras estaba ingresando este buque, estaba lanzando otra licitación para sumar otro buque adicional de GNL, el cual amarró en la última semana de septiembre. Este último, por el que pagó U$S 13,62/mmBtu, quedó como reserva para el sistema, por ahora. Entonces, si el GNL de este último buque no se utiliza y ya no hay más gas de Bolivia, ¿con qué gas se está abasteciendo el norte del país? Y ahí recordamos, que en junio Chile anunciaba que permitía la exportación de gas natural a la Argentina a través del gasoducto Norandino https://www.df.cl/empresas/energia/gobierno-autoriza-exportacion-de-gas-natural-desde-chile-a-argentina, la contraparte argentina para esta compra de gas de Chile sigue siendo ENARSA, por esa fecha comandada por los desplazados Doncel Jones y Rigoberto Mejía Aravena. Este último, compatriota de los vendedores de este gas y que por casualidad también estaba a cargo de una importante gerencia en ENARSA cuando decidieron importar gas de Chile hace 7 años, aunque en esa época Bolivia enviaba mucho más gas que en estos últimos meses.

   Y así nos encontramos en estos días de octubre importando 1,6 millones de m³ de gas desde Chile a Salta, y no puedo decir gas chileno porque es GNL que Chile importa en su terminal Mejillones, lo regasifica y lo transporta hasta Salta. Con lo cual no debe ser un gas muy económico, si lo comparamos con el precio del gas neuquino para CAMMESA, que no supera los U$S 3/mmBtu en octubre, o con el precio que se le exporta a Methanex en el otro extremo de Chile. Porque al precio del GNL que tiene contratado la terminal Mejillones se le deben sumar por lo menos los más de U$S 3,02/mmBtu que es la tarifa de regasificación del 2012 (que se debe ajustar por la inflación estadounidense de estos últimos 12 años) y que publica la Terminal de Mejillones https://www.gnlm.cl/regasificacion/ y todavía falta sumarle el transporte hasta la frontera con Argentina.

   En conclusión, Argentina está importando 1,6 millones de m³ de gas regasificado en Chile para poder abastecer al norte del país porque no se finalizaron las obras de reversión del Gasoducto Norte ni la compresora Mercedes Cardales.

Y aquí me permito destacar tres datos, a mi entender que pueden ayudar a comprender algunas consecuencias de las demoras en las obras de transporte de gas.

Primero, el contrato de importación de gas desde Chile es por 128 millones m³ en total, es decir que cubre unos cuantos días.

Segundo, solo la tarifa de la regasificación supera el precio del gas neuquino, y todavía hay que sumarle el precio al que Mejillones compra el GNL y el transporte hasta la frontera.

Tercero, este contrato se negoció en junio de este año, por lo que hace ya 4 meses ENARSA sabía que no llegaba con las obras en funcionamiento para octubre.

Dato adicional: con estos 2 buques de GNL, el de agosto y el de septiembre, para Escobar, ENARSA completó los 30 buques de GNL que en marzo la Secretaría de Energía le había instruido comprar para todo el 2024. Es decir, que, desde principio de este año, alguien en el gobierno ya proyectaba que se iban a necesitar 30 buques de GNL para reemplazar el gas que podría haber transportado la compresora del gasoducto Mercedes Cardales, obra que se inició hace 9 años.

    Disfruten el domingo. Nos leemos la semana que viene.

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ETIQUETASenergíaWalter Fagyas

27/10/2024
Con la electricidad ¿todo cambia para que nada cambie?

Este martes, se publicaba una Resolución del ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad) que dejaba sin efecto la convocatoria a una Audiencia Pública prevista para el próximo 5 de noviembre. Aquí podríamos encontrar la gota que derramó el vaso y que desencadenó el jueves la “renuncia” del Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo. Con esto quedó saldado a favor del ministro de Economía, Luis Caputo, la disputa por el área de energía. Ahora en el sector, todos esperan los próximos reacomodamientos con la inminente oficialización de la nueva secretaria de Energía, María Tettamanti, es decir las próximas “renuncias” en el área que se acomodara a la línea de acción “pragmática” del ministro Caputo, que tiene y viene usando la birome con las tarifas.

Pero vayamos unos días atrás, esta Audiencia Pública del ENRE se iba a realizar con carácter previo a definir las tarifas a aplicar por las concesionarias de transporte para los próximos 5 años, en el marco del Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT). Lo llamativo es que esta Audiencia había sido convocada hace solo dos semanas. Es decir, que al interventor del ENRE le tomó ese tiempo para reflexionar sobre la improcedencia de llevar a cabo una revisión tarifaria para los próximos cinco años. En otras palabras, Rodriguez Chirillo quería fijar un procedimiento para que automáticamente y mensualmente aumentaran las tarifas de transporte eléctrico hasta el 2030. Contradiciendo lo que viene ocurriendo hace meses con las tarifas, que las congela o fija el porcentaje de aumento directamente el Ministro de Economía, como hemos visto en https://alertadigital.ar/cuantos-aumentos-faltan-para-la-electricidad-el-gas-y-los-combustibles-tercera-parte/.

   Esta resolución del martes justifica dar de baja esta Audiencia al tener en cuenta la positiva reacción de la economía a las acciones implementadas por el Ministerio de Economía y la notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, resulta razonable y prudente postergar la realización de la Audiencia Pública hasta la fecha que oportunamente se determine. Es decir, la pauta de aumento que fija mes a mes por nota el Ministro de Economía, Caputo, esta ayudando a frenar la inflación en lugar de la fórmula aprobada por Chirillo a principio de este año, que hubiera incrementado aún más las tarifas. El ENRE postergó sin fecha esta Audiencia. Habrá que ver cual es el destino del actual interventor del ENRE con la nueva Secretaria de Energía. Y lo mismo se preguntan en estos días con alguna autoridad de CAMMESA.

Recordemos que el Plan de Contingencia https://alertadigital.ar/energia-esperando-la-nueva-generacion-o-volviendo-a-las-viejas-recetas/ ya le había hecho borrar con el codo lo que había escrito con la mano Rodriguez Chirillo. Porque este Plan significa que el Estado a través de CAMMESA debe coordinar como atravesar los próximos meses en los días de calor https://alertadigital.ar/en-noviembre-podremos-o-no-festejar-la-soberania-energetica/ y cómo se llegará con este parche hasta marzo del 2026. Este Plan de Contingencia, sacado de forma apresurada, también ayudo a la “renuncia” del ahora ex secretario de energía. Como comentamos hace dos domingos, ya él tenía la información sobre el faltante de generación en los días de más calor, desde julio de este año. Es decir, que los días más calurosos iba a restringirse el servicio eléctrico (con el reciente Plan de Contingencia se intentaría que esta restricción sea asumida por las grandes industrias en forma voluntaria y con costo para el Estado). Pero la “reacción” de Chirillo ante el faltante de generación fue dar de baja una licitación ya adjudicada para construir nuevas centrales eléctricas que funcionarían con gas, porque el Estado no debía interferir en el mercado eléctrico. Y la segunda decisión fue aun más temeraria, no hacer nada, se tomó tres meses luego de que él conociera la situación crítica del sector eléctrico para lanzar el Plan de Contingencia, cuando ya tenía un “interventor” arriba de su secretaría que había sido nombrado por Caputo, el nuevo Secretario de Energía y Minería, Daniel Gonzalez.

  En este fatídico julio, déjeme estimada lectora o lector utilizar este adjetivo, que la Real Academia Española define como “que anuncia o pronostica el porvenir, especialmente si anuncia desgracias”. Así en pleno invierno, Rodriguez Chirillo también derogaba una resolución utilizada en los últimos 20 años, mediante la cual CAMMESA actuaba por orden de la Secretaría de Energía, comprando combustibles líquidos como gasoil y fuel oil para las usinas o licitando la construcción de nueva generación eléctrica como ya vimos en https://alertadigital.ar/el-pendulo-entre-subsidios-e-inflacion-mientras-batimos-records-de-consumo-de-energia/ Hasta la propia CAMMESA luego debió enviarle al entonces Secretario, algunas notas consultando si podía seguir importando energía eléctrica. Pero ahora con el Plan de Contingencia se incentiva la importación de energía para poder afrontar los días más calurosos.

Pero bueno, ya forma parte de la historia, lo que se hizo y lo que se dejó de hacer desde julio, por ideología o por desidia. Lo que importa en este momento, a mi entender es cómo se encuentra el sector eléctrico, que ya vimos algo hace dos domingos. Pero me refiero específicamente a las tarifas, recordemos que a fines de septiembre el ministro de Economía había fijado un aumento del 2,7% para octubre, teniendo como antecedente un 4% de inflación minorista. Ahora que tenemos el último índice de inflación del 3,5%, ¿de cuánto será el aumento autorizado por Economía para noviembre? Porque queramos o no, aumento van a seguir viniendo mientras coexista con este nivel de inflación. Como se puede leer en estas notas, los aumentos mensuales son establecidos “a fin de no incurrir nuevamente en prácticas distorsivas de los precios y tarifas del sector energético”, es decir, no puede haber retraso en las tarifas ergo tampoco incremento de subsidios.

Por ello, veamos cómo está la relación del costo real de la electricidad y el transporte eléctrico con respecto al precio que establece el gobierno. Para observar el comportamiento de los subsidios en el sector eléctrico, podemos comparar el Precio Estacional sancionado por la Secretaría de Energía, que a pesar de haberse quintuplicado año contra año, cubre sólo el 70% del Precio Real de la Energía ( o monómico). Para tener una idea del impacto de la devaluación en el precio mayorista de la electricidad, en septiembre del año pasado este precio rondaba los $ 23/kWh, y el mes pasado superó los $ 80/kWh mientras que el precio sancionado por la Secretaría de Energía hace un año era de $ 12/MWh pasó los $ 58/kWh en septiembre (aunque los usuarios residenciales de altos ingresos y comercios e industrias, independientemente de su tamaño, pagaron la electricidad cerca de $ 59/kWh).

   Como conclusión, tenemos unos meses por delante que se van a complicar los días calurosos, por falta de generación, algo inédito en la Argentina de los últimos 25 o 30 años, salvo cuando la sequía afectaba durante algunos años la acumulación en las hidroeléctricas, especialmente las del Comahue, pero el 2023 fue un año bueno en lluvias y nieve en esta región. Y por otra parte, ahora tenemos en Neuquén gas suficiente para abastecer a todas las usinas eléctricas, pero falta terminar las obras para poder llevar ese gas al litoral, centro y norte de nuestro país. A lo que le debemos sumar, que mientras se mantenga este nivel de inflación ¿seguiremos teniendo aumentos mensuales en la tarifa eléctrica fijados por el Ministro de Economía? ¿todo cambia para que nada cambie? Como vimos, a septiembre, el precio que sanciona la Secretaría de Energía debería haber sido un 40% más alto (para cubrir los $ 80/kWh) si hubiese querido que los usuarios sin subsidios pagaran el costo real de la energía que termina pagando CAMMESA con lo que recauda y con subsidios del Estado.



¡Espero disfruten un buen domingo y de un Felíz Día de la Madre! ¡Para las que están con nosotros y para las que nos acompañan desde el Cielo!

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24/10/2024