25.09.2019 – SANTIAGO: “Más de 35 millones de metros cúbicos de excedente de gas natural en el cono sur” PETROGUÍA (CHILE)

Por Alvaro Ríos Roca / Ex ministro de Hidrocarburos y actual socio director de Gas Energy Latin America – En un artículo que escribimos en agosto del 2017 explicábamos que era muy posible que el Cono Sur pudiera pasar a ser muy excedentario en abastecimiento de gas natural. Lo anterior en función a las fuertes inversiones que se avizoraban para obtener nueva producción de gas natural en Brasil, Argentina, Bolivia y por supuesto la llegada de muy abundante y flexible de gas natural licuado (GNL) de varias partes del planeta, muy principalmente de Estados Unidos. Brasil tuvo que recurrir a importar gas de Bolivia y también GNL para generación eléctrica. Argentina por políticas fallidas en materia exploratoria no le quedó más que importar gas de Bolivia y también GNL. De la misma manera Chile recurrió al GNL al verse privado de exportaciones de Argentina. Uruguay opto por energía eólica y derivados del petróleo al no poder concluir una terminal de regasificación de GNL. Empero, todo esto que acontecía solo menos de media década atrás, ya ha cambiado radicalmente. Brasil comienza a producir gas natural costa afuera y descubre el inmenso Presal (2005), donde Petrobras y varios actores privados apostaron, apuestan y continúan apostando ingentes recursos económicos y tecnología para producir petróleo principalmente y que viene con bastante gas natural asociado. La producción de petróleo y gas natural viene subiendo notablemente año a año y gran cantidad de gas del Presal ya accede al mercado y otra porción (50% aproximadamente) debe ser reinyectada por condiciones de reservorios, pero también por no tener acceso a mercado por falta de infraestructura. La reestructuración del sector gas natural hacia un mercado competitivo y bajar precios en Brasil está en marcha, con la quita del monopolio a Petrobras, privatizaciones y otras medidas, traerá aún más gas desde el Presal y también de GNL al mercado. Vaca Muerta, en Argentina, tiene dantescos recursos técnicamente recuperables de gas natural. Una serie de incentivos, acuerdos con sindicatos y mejores precios para el gas en boca de pozo han gestado inversiones en pozos pilotos y algunos proyectos de desarrollo masivo (Factory drilling) para producir petróleo y también gas natural, Vaca Muestra ha ganado competitividad y eficiencia y reducido costos de producción notablemente. Argentina ha retomado exportaciones hacia Chile y Uruguay y está buscando llevar gas a Brasil y exportar GNL. También ha disminuido notablemente importaciones de Bolivia y de GNL. Bolivia, que tenía parado su ciclo exploratorio, ha reaccionado con una ley de incentivos económicos y algunos decretos reglamentarios para atraer nueva exploración, principalmente del sector privado. Varios prospectos exploratorios (9) están siendo y serán perforados entre 2019 y 2021 para tratar de encontrar nuevas reservas y tener nueva producción. Si la geología es favorable, Bolivia podrá tener aún más excedentes exportables y de gas muy competitivo y con infraestructura para llegar a Brasil y Argentina. Un muy rápido balance de gas natural para el segundo semestre (Agosto a Diciembre) del 2019 de los países del Cono Sur se podría resumir como sigue. Argentina con capacidad de producción de 135 millones a 140 millones de metros cúbicos día, con exportaciones en el orden de 10 millones de metros cúbicos diarios y con excedentes de gas de aproximadamente 10 millones. Brasil con una oferta al mercado de cerca de 60 millones de metros cúbico al día y con excedentes de cerca de 8 millones de metros cúbicos al día este 2019. La demanda de gas de Bolivia desde hace varios meses ha sido reducida a un promedio de 13 millones de metros cúbicos al día. Bolivia tiene capacidad de producción este 2019 cercana a 56 millones de metros cúbicos al día y necesita para su mercado interno aproximadamente 15 millones de metros cúbicos. Si Argentina demanda 10 millones (contrato) y Brasil continua demandando 13 millones este 2019 como lo viene haciendo, Bolivia tendrá excedentes de 18 millones de metros cúbicos diarios. Un total estimado de excedentes de gas natural para el Cono Sur de alrededor de 36 millones de metros cúbicos al día. Impensable solo 5 años atrás.

25.09.2019 – SANTIAGO: “Destaca Chile con la primer planta de energía termosolar en América Latina” ENERGÍA LIMPIA XXI (CHILE)

Abengoa, compañía internacional que aplica soluciones tecnológicas innovadoras para el desarrollo sostenible en los sectores de infraestructuras, energía y agua, y Acciona, a través de un consorcio constituido al efecto, han suscrito el contrato para completar la construcción de la central termosolar Cerro Dominador en Chile. El consorcio, lierado por Acciona Industrial con una participación del 51%, se encargará de construir la planta termosolar de 110 MW con tecnología de Abengoa, qué será la primera de Latinoamérica. Energía Limpia XXI destaca que este proyecto permitirá generar energía limpia de forma gestionable durante 24 horas los 7 dias de la semana contando con una capacidad de almacenamiento térmico en sales fundidas de 17,5 horas. El campo solar, de 146 hectáreas, cuenta con 10mil 600 heliostatos que dirigirán la radiación solar a un receptor ubicado a 252 metros de altura. La planta termosolar, que ya lleva más de 70% de avance en su construcción, producirá energía limpia que evitará la emisión a la atmósfera de 640mil toneladas de CO2 anuales. En total, el complejo evitará 870mil toneladas anuales de emisiones de dióxido de carbono y suministrará energía limpia a través de acuerdos de compra de energía con empresas distribuidoras a quince años. Un motor generador de empleos y recursos. La construcción de la planta termo-solar de Cerro Dominador tendrá una importante contribución al desarrollo local, con la creación de más de 1. 000 empleos en la zona en su peak de construcción para los que tendrán acceso prioritario los vecinos de las comunas de la Región. Cerro Dominador ha seleccionado al consorcio formado por Abengoa y Acciona Industrial por su acreditada experiencia en el desarrollo y ejecución de proyectos termosolares en todo el mundo. Abengoa actuará como socio tecnológico del proyecto de ingeniería y construcción aportando todo su know-how en construcción de plantas termosolares, con una experiencia de más de treinta años habiendo desarrollado y construido plantas con una potencia instalada de 2,6 GigaWatt en todo el mundo, lo que representa actualmente el 38 % de la capacidad instalada a nivel mundial. Actualmente, es socio tecnológico y participa en la construcción de la fase IV del mayor complejo solar del mundo en Dubai, el Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park, propiedad de Dubai Electricity and Water Authority (DEWA). Acciona ha construido 10 plantas termosolares a nivel global con un total de 624 MW de capacidad y tiene actualmente en construcción la planta de Kathu, en Sudáfrica, de 100 MW. Cerro Dominador es la quinta planta termosolar que la empresa construye fuera de España. Su construcción destaca por el compromiso de ACCIONA con el desarrollo de energías renovables en todo el mundo. Acerca de Abengoa. Abengoa aplica soluciones tecnológicas innovadoras para el desarrollo sostenible en los sectores de infraestructuras, energía y agua (www. abengoa. com). Con respecto a la firma Acciona. Acciona es un grupo líder en la creación y promoción de soluciones sostenibles de infraestructuras y proyectos de energía renovable en todo el mundo. Su oferta cubre toda la cadena de valor de diseño, construcción, operación y mantenimiento. La compañía alcanzó unas ventas de 7mil 254 millones de euros en 2017, cuenta con presencia en más de 40 países y desarrolla su actividad empresarial bajo el compromiso de contribuir al desarrollo económico y social de las comunidades en las que opera. El objetivo de Acciona es liderar la transición hacia una economía baja en carbono, para lo que Acciona al servicio de todos los proyectos criterios de calidad y procesos de innovación destinados a optimizar el uso eficiente de los recursos y el respeto al entorno. Acciona está presente en Chile desde 1993. Mediante su división de Infraestructuras ha realizado proyectos relevantes de construcción de autopistas, centros hospitalarios, centrales hidroeléctricas e infraestructuras para el sector minero. En servicios, realiza la gestión de handling en los principales aeropuertos del país Chile y de transporte integral de mercancías, a través de su negocio Forwarding. Además, ACCIONA ha diseñado, construido y actualmente opera una gran desaladora para la industria minera en Copiapó, iniciativa que se suma a instalaciones de tratamiento de aguas residuales construidas en Valdivia, Osorno, La Ligua y Temuco. Por su parte, Acciona Energía es uno de los principales operadores de energías renovables del país, donde ha construido y opera la mayor planta fotovoltaica de América Latina, el Romero, con 246 MegaWatt de potencia máxima, y cuenta con un parque eólico, Punta Palmeras, de 45 MegaWatt, ubicado en la región de Coquimbo. La compañía tiene actualmente en construcción el parque eólico San Gabriel de 183 MW de potencia en la Región de la Araucanía.

06.09.2019 – SANTIAGO “Con todo el potencial de energía solar de Chile, se podría abastecer 60 veces el consumo del país y el 20% del mundo” LA TERCERA (CHILE)

La gran amenaza que supone el cambio climático para la habitabilidad del planeta ha impulsado con mayor vehemencia la masificación de fuentes de energías alternativas a los combustibles fósiles -generadores de los gases contaminantes que causan el calentamiento global- que sean limpias y renovables. Desde hace años, investigadores chilenos se han aliado para desarrollar innovaciones en torno a la energía solar y aprovechar el potencial que le entrega los niveles únicos de radiación que recibe el desierto de Atacama. En el contexto de la realización en el país de la cumbre de la ONU por el cambio climático, COP25, el líder de la mesa de Mitigación y Energía conformada por el gobierno para la instancia, el ingeniero Civil Electricista y Ph.D. Rodrigo Palma, quien además es director del Centro de Investigación de Energía Solar(SERC por sus siglas en inglés), explica el potencial que tiene Chile para ser un generador y exportador de energía solar y el trabajo que investigadores están realizando para desarrollar este potencial.

“Se ha generado la convicción en varias universidades del país, de que para poder llegar a tener alguna opción de subirnos al carro mundial de la energía solar y ser protagónicos, tenemos que trabajar en forma conjunta”, explica Palma.
¿De qué forma se materializa este trabajo?

Estamos en varias aventuras solares. Una es el centro SERC Chile, un programa Fondap Conicyt que junta a siete universidades y un centro internacional con el objetivo de conformar una masa crítica en Chile que nos convierta en un actor relevante a nivel mundial. Además, estamos trabajando en otros proyectos para generar innovaciones para todos los posibles usos del sol: el uso del espectro, del calor y el otro la generación de electricidad. Un ejemplo, en Arica pudimos proponer soluciones solares y formación de capital humano. Son soluciones productivas a escala comunitarias para ganadería, agricultura, acuicultura y turismo. Tiene mucho sentido usar la energía solar para procesar y deshidratar alimentos o que las comunidades puedan procesar la fibra de camélidos con energía del sol.

En cuanto a la generación eléctrica, ¿qué iniciativa están impulsando?
Otra iniciativa es Atamostec, programa tecnológico de Corfo impulsada por universidades y privados que buscan desarrollar módulos fotovoltaicos especializados para el desierto de Atacama. Esos son paneles que contienen las celdas, vidrio, encapsulamiento y marco que puedan tener un buen desempeño para las condiciones extremas del desierto como altas temperatura, mucha radiación ultravioleta y de baja temperatura en las noches. Los primeros registros del uso de energía solar en gran escala datan de finales del siglo XIX, con los desaladores de agua más antiguos del mundo, instalados en el desierto de Atacama para la minería de plata y salitreras.

Si la primera iniciativa solar en Chile se dio hace 100 años. ¿Por qué no se ha desarrollado hasta ahora?

Ha tenido altos y bajos. Los combustibles fósiles tienen mucha energía concentrada en poco espacio, esa fue su maravilla y generó el desarrollo industrial, atrasando la masificación de las energías renovables. Pero hoy se producen dos fenómenos: los avances tecnológicos que permiten que muchas energías renovables con su masificación sean competitivas. Y a esto se suma el cambio climático. Ya no se trata de hacer una tecnología más o menos eficiente, sino de la no capacidad del planeta de soportar mayores concentraciones de CO2 en la atmósfera que podría hipotecar nuestra viabilidad como especie humana.

Potencial solar
En razón de este potencial, Chile será sede en noviembre del Solar World Congress 2019, uno de los encuentros en energía solar más importantes del mundo y que se realiza desde 1960. Vendrán expertos de 60 países que debatirán sobre tecnologías solares como fuente de calefacción y refrigeración, almacenamiento de energía, mercados y políticas para facilitar la expansión, entre otros. Ustedes han elaborado una propuesta de generar una red para proveer electricidad a Chile y exportar su delta. ¿De qué se trata? El potencial de generación eléctrica a partir de energía solar en Chile da números espectaculares, con lo que el país se podría convertir en un gran generador y exportador de energía solar para Sudamérica y el mundo. Una forma es a través de redes eléctricas que se interconecten en la región. Estamos evaluando el proceso porque es bien complejo: no es sólo un tema técnico, también tiene componentes ya sea geopolíticos, de seguridad, de salud, industrial, presiones comerciales, etcétera. Pero aparecen algunos espacios con Bolivia o Paraguay, a través de Argentina.

¿Cuánta energía eléctrica se puede producir aprovechando todo el potencial de Chile en generación?
Con todo el potencial de energía solar de Chile se podría abastecer unas 60 veces todo el consumo de Chile y alrededor del 20% del consumo energético de todo el mundo.

¿Cuántos kilómetros cuadrados del desierto se ocuparían para esto?
Para abastecer toda la energía que requiere Chile si tuviéramos almacenamiento suficiente necesitamos unos mil kilómetros cuadrados, algo menos que el 1% del desierto y equivalente más o menos a la superficie de la comuna de Melipilla. Y para abastecer el 30% del consumo de electricidad de toda Sudamérica necesitamos sólo el 5% del desierto. Ahora, explotar todo el potencial se podría ocupar el 60% del territorio de este territorio, pero se podría abastecer el 20% del consumo del mundo.
¿Cuáles son los impactos que tiene la energía solar en el medioambiente y cuáles son las formas de mitigación?
Toda acción humana tiene impacto. Entonces se trata de analizar qué tiene menos impacto y cuales son más coherentes con el modelo de desarrollo que queremos en el país y con las aspiraciones de desarrollo de cada región. En general las tecnologías fotovoltaicas son altamente reciclables como el vidrio y tienen una vida útil larga, de entre 25 y 30 años en promedio. Si se logra instalar industria en Chile que fabrique celdas y paneles, uno podría tomar ese material y volver a ocuparlo para ese mismo fin o reutilizar sus distintos componentes en otras aplicaciones. No es algo esencialmente complejo en comparación, por ejemplo, con un residuo nuclear.

¿Existen otras alternativas para exportar?
Hay más de una forma. No es necesario usar cables. Se puede convertir la energía solar en hidrógeno o combustibles sintéticos solares. El más famoso es el hidrógeno. Este puede ser directamente almacenado o transformado en otros materiales y trasladarlo en barcos, tal como se exporta el petróleo. Y otra opción es atraer industria extranjera a las costas de Chile para producir sus productos. El norte puede ofrecer en sus costas, puertos, buena infraestructura y energía solar barata y limpia.
¿Cree que se requiere una visión de Estado para coordinar estos cambios?
Siempre. Es clave una visión de Estado que logre darse cuenta de estos fenómenos y más que transformarse en planificador centralizado, genere las condiciones para que agentes del mercado puedan actuar de manera eficiente. 

06.09.2019 – SANTIAGO “Acciona crea un centro de innovación fotovoltaico en Atacama” EFE (CHILE)

Acciona ha creado un centro de innovación o «hub» en su planta de El Romero Solar, en el desierto de Atacama (Chile), con el objetivo de testar nuevas tecnologías fotovoltaicas que permitan aumentar la eficiencia y el rendimiento de las instalaciones solares, ha informado este martes la empresa española. El centro de innovación contará con una instalación de generación de 492 kWp de potencia (180 kW nominales) y estudiará el comportamiento mecánico y energético de módulos de distintas tecnologías en fase de desarrollo y con expectativas de evolución en el futuro de la energía fotovolataica. Además, la instalación de generación contará con 1.280 módulos, repartidos en tres grupos de seguidores conectados a su vez a nueve inversores, a los que se añadirán equipos de medición y monitorización de parámetros como la radiación solar incidente y reflejada, la temperatura ambiental y del módulo o la producción de cada tipo de módulo, entre otros. La planta de El Romero, con 246 MW de potencia, está situada en el desierto de Atacama y produce energía limpia equivalente al consumo de unos 240.000 hogares chilenos. Parte de su capacidad va destinada a suministrar al centro de datos de Google en el país. «Los resultados que obtengamos en el hub de El Romero van a resultar muy útiles para construir instalaciones fotovoltaicas cada vez más eficientes con un menor coste de la energía producida», ha señalado la directora de Innovación en la división de Energía de Acciona, Belén Linares. Al término del primer semestre del año, las instalaciones fotovoltaicas propiedad del grupo, operativas o en construcción, sumaban 1.207 MWp, lo que representa un 11 % de los activos renovables de la compañía y la sitúa como segunda tecnología en término de potencia por detrás de la eólica. Acciona, tiene presencia en más de 40 países y cuenta con más de 9.800 megavatios (MW) en propiedad, distribuidos en 16 países de los cinco continentes. La compañía cuenta con 224 parques eólicos, 76 centrales hidroeléctricas, 6 grandes plantas fotovoltaicas, 3 plantas de biomasa y una central termosolar.

07.08.2019 –BUENOS AIRES “Argentina busca repetir el éxito del boom del shale en Estados Unidos” EL CRONISTA (ARGENTINA)

Hace seis años Miguel Galuccio primero convenció a Chevron para que invierta en Vaca Muerta, la formación rocosa argentina. Ahora, como CEO de la compañía independiente Vista Oil & Gas, este hombre de 51 años está abriendo el camino para los rivales y todavía impulsa a Argentina a replicar el éxito que tuvo el auge del shale norteamericano. Vista el mes pasado recaudó u$s 100 millones en la Bolsa de Nueva York, semanas después de convertirse en la primera compañía en exportar petróleo no convencional desde Vaca Muerta, considerada la cuenca de shale oil y shale gas más prometedora fuera de EE. UU. “Los inversores se mueven en manada y las manadas siempre tienen un líder”, dijo el ingeniero en petróleo. “Marcamos el camino en lo que es acceder a un nueva clase de dinero, que fue en realidad lo que creó el boom del shale en EE. UU. ”, contó refiriéndose al rol clave que tienen de las compañías independientes.

Además, Argentina tiene la ventaja de “beneficiarse permanentemente de las lecciones que aprenden en Estados Unidos”. Argentina tiene un largo camino por delante para alcanzar los niveles estadounidenses de producción de petróleo crudo, que hace poco superó los 12 millones de barriles diarios (b/d) tras haberla duplicado en la última década. Sin embargo, con cerca de 2000 millones de barriles de reservas de petróleo -y unos 27. 000 barriles de potenciales recursos en Vaca Muerta-, y con la confianza de que los yacimientos de shale de Argentina son comparables a formaciones como Eagle Ford o Bakken en Norteamérica, el gobierno apunta a duplicar la producción de 500. 000 a 1 millón de b/d y el gas natural de 1,4 trillonesdepiescúbicosa 3,5TCFen2023. “Seestáproduciendounasigilosarevolución de productividad en Vaca Muerta que podría marcar el rumbo hacia una gran explosión de producción de hidrocarburos en los próximos cinco años”, dijo Walter Stoeppelwerth, director financiero en Portfolio Personal Inversiones en Buenos Aires. Agregó que eso podría “revolucionar la dinámica de la deuda, la balanza de pagos y el desempeño fiscal de Argentina”. De hecho, Vaca Muerta es uno de los pocos puntos positivos en una economía que se vio golpeada por una severa crisis cambiaria en 2018. La producción argentina de shale gas creció un 90% el año pasado, aunque las perspectivas para un mayor incremento de la producción de gas se ven limitadas por la falta de gasoductos y plantas de licuación que harían posible exportar atravesando largas distancias.

Mientras tanto, la producción de shale oil, cuyo continuo crecimiento no sufre las mismas limitaciones, aumentó cerca de 55% el año pasado y se espera que alcance los 100. 000 b/d a fines de 2019. Cualquier incremento adicional en la producción de petróleo no convencional podría ser casi totalmente para exportación, y colocar a la Argentina rumbo a competir en producción petrolera con Brasil, que hoy cuatro veces superior. “La inversión en Vaca Muerta podría ser parabólica” después de las elecciones presidenciales de octubre, aseguró David Tawil, presidente de Maglan Capital, un hedge fund dueño de Madalena Energy que opera en Vaca Muerta. Según él, para Argentina una mejor analogía que EE. UU. es Colombia, que duplicó su producción de petróleo entre 2004 y 2014. “En un período similar, Vaca Muerta probablemente triplique su producción”. Pese a la presencia de varios gigantes petroleros -como ExxonMobil, BP, Royal Dutch Shell y Total- el ex secretario de energía Jorge Lapeña mencionó que las principales diferencias con EE. UU. incluyen las limitaciones de financiamiento, la falta de infraestructura y los mayores costos de producción. Pero los grandes jugadores siguen adelante. Shell y Exxon anunciaron su intención de reforzar las operaciones en Vaca Muerta y la semana pasada, ConocoPhillips adquirió 45% y 50% de dos bloques de Vaca Muerta operados por Wintershall. El grupo alemán a principios de este año anunció que invertirá u$s 600 millones en esos bloques en los próximos tres años. IHS Markit pronostica que la inversión de capital en Vaca Muerta crecerá entre 10% y 15% interanual durante la próxima década, que de u$s 1500 millones este año pasará a más de u$s 8000 millones en 2029.

Daniel Gerold, de G&G Energy Consultants, cree que los fundamentos para invertir son convincentes: la productividad “muy atractiva” de la roca en Vaca Muerta y el acceso barato a los terrenos en Argentina pesan más que las desventajas de la mayor carga impositiva. Aun así, para maximizar el potencial de Argentina y competir con EE. UU. , sería esencial una reforma tributaria y quitar las restricciones a las exportaciones. Pero para que Argentina atraiga más compañías, la barrera que significa el limitado acceso al capital -con un diminuto mercado de capitales local y muchos inversores internacionales aún desconfiando de Argentina- sigue siendo insuperable para muchos, especialmente para las empresas más chicas. Traducción: Mariana Oriolo 

07.08.2019 –BUENOS AIRES “YPF exportará gas natural licuado en sociedad con la estadounidense Excelerate Energy” BAE (ARGENTINA)

La compañía petrolera con mayoría de capital estatal YPF anunció que alcanzó un acuerdo preliminar con la firma estadounidense Excelerate Energy para la contratación de un buque metanero que transportará GNL (gas natural licuado), producido en la unidad TANGO FLNG ubicada en Bahía Blanca hacia los mercados de gas natural globales, que se concretará en septiembre. Mediante un comunicado difundido, comunicaron desde las empresas que “ambas partes se han comprometido a hacer efectivo el acuerdo durante los próximos días, con el propósito de iniciar las operaciones durante la primera semana de septiembre”. El vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de YPF, Marcos Browne, explicó: “Seguimos avanzando en nuestra vocación de agregar valor al gas argentino y exportar los excedentes en meses de bajo consumo local, para aprovechar a pleno el potencial productor y exportador de gas argentino”. Por su parte, la gerente general de Excelerate en Argentina, Gabriela Aguilar, sostuvo que “es un hito para nosotros colaborar con YPF en esta actividad, aportando todo nuestro know-how en el transporte de gas argentino al mundo”. El gas, que proveniente principalmente de Vaca Muerta, será procesado por la unidad Tango FLNG en el puerto de Mega en Bahía Blanca y de ahí será trasladado en este buque metanero de bandera belga, con una capacidad de almacenamiento de 138. 000 m3 de GNL. La carga del producto de YPF al metanero se realizará a través de una operación que durará aproximadamente45días. ElbuqueproporcionadoporExceleratetieneprobadaexperiencia en las principales terminales de GNL internacionales, y como parte de este acuerdo, estará al servicio de YPF hasta el mes de mayo de 2020. Será uno de los dos buques que YPF dispondrá para transportar el GNL argentino al mundo. YPF comisionó su primera carga en el mes de mayo, marcando un hito, al constituirse como la primera empresa argentina en exportar GNL en la historia.

26.07.2019 –BUENOS AIRES: “YPF cerró un acuerdo con Excelerate para exportar gas licuado” EL CRONISTA (BUENOS AIRES – ARGENTINA)

YPF anunció hoy que llegó a un acuerdo preliminar con la compañía Excelerate Energy para contratar un buque metanero y exportar gas natural licuado (GNL). La intención de ambas compañías es iniciar las operaciones durante la primera semana de septiembre. El gas, proveniente principalmente de Vaca Muerta, será procesado por la unidad Tango FLNG en el muelle que la compañía Mega tiene en Bahía Blanca y de ahí será trasladado en este buque metanero de bandera belga, con una capacidad de almacenamiento de 138.000 m3. La carga del producto de YPF se realizará a través de una operación que durará aproximadamente 45 días. Esta será la segunda exportación de GNL de la petrolera estatal en la historia. La primera fue realizada el mes pasado en la barcaza LNGC Fuji. En esa oportunidad, el comprador del cargamento de 30.000 metros cúbicos – equivalentes a 18 millones de metros cúbicos de gas natural– había sido la empresa estadounidense Cheniere Energy. Excelerate había firmado el año pasado un memorándum de entendimiento con Transportadora de Gas del Sur (TGS) para evaluar la construcción de un planta licuefactora en Bahía Blanca. Esta instalación facilitaría la exportación del fluido durante el verano y la importación en los meses de invierno.

Comentario de XDT: Esta operación constituye un hito sin duda en la recuperación  de Argentina de su producción de energía destruida durante el periodo K.

Muestra asimismo lo fuera de tiempo de la política energética de F.A, cuando intentaron hacer la regasificadora , ya era tarde .Tuvimos suerte que el Lava Jato imposibilitó su ejecución .

26.07.2019 –RÍO NEGRO: “Vaca Muerta volvió a impulsar la producción de gas en junio” RÍO NEGRO (CHUBUT – ARGENTINA)

Los desarrollos no convencionales empujaron, una vez más, los datos de producción hidrocarburífera en Neuquén. La extracción de gas llegó a 76,83 millones de metros cúbicos diarios y la de petróleo a los 134.464 barriles por día. Los datos fueron confirmados por el ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia y aseguran que el crecimiento se explica fundamentalmente por el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales, los que representan actualmente 67% del gas y el 62% del crudo. Los números conseguidos para el gas dejan cerca de la saturación al sistema de transporte troncal y marcan un hito para la producción neuquina que no se conseguía desde 2007. En 2017 la producción neuquina representó 20% y 49% del total nacional de petróleo y gas natural. Al concluir 2018 estas proporciones aumentaron en tres puntos porcentuales, ascendiendo a 23% y 52%, luego de un año de continuo crecimiento. Para este año se proyecta que, con el soporte de Vaca Muerta, continuará consolidando el liderazgo en la industria. Desde el gobierno volvieron a destacar la calidad del recurso y el rendimiento de los pozos en la Cuenca Neuquina, con ramas horizontales, de mayor longitud y una mayor densidad de fracturas. Aseguran que permite comparar los desarrollos de Vaca Muerta con la cuenca Permian de los Estados Unidos. La producción y rendimiento de la Cuenca Neuquina, junto a la exportación de gas de la formación Vaca Muerta, continúan liderando las exportaciones a nivel nacional.

26.07.2019 –RÍO NEGRO: “Las exportaciones de gas del primer semestre equivalen a 19 buques de GNL” RÍO NEGRO (CHUBUT – ARGENTINA)

A mediados de octubre del año pasado el grifo exportador de gas natural se reabrió tras once años, y si bien los primeros envíos fueron pequeños, en el primer semestre de este año las exportaciones de gas ya superaron los 1.000 millones de metros cúbicos. Hasta la fecha se tramitaron ante la secretaría de Energía de la Nación 52 pedidos para exportar gas natural, de los cuales cerca de 40 ya tuvieron el visto bueno del gobierno nacional. Durante el primer semestre del año el promedio diario de exportaciones fue de 5,9 millones de metros cúbicos, lo cual equivale prácticamente a la producción que en conjunto tienen dos áreas de Vaca Muerta como son El Orejano de YPF y Dow, y Aguada Pichana Oeste de PAE, YPF y Total Austral. En total en los primeros 180 días del año el gas que fluyó a Chile, Brasil y Uruguay sumó 1.077 millones de metros cúbicos y representan prácticamente el equivalente a 19 buques de GNL. La comparación es más que válida dado que a pesar de que aún en esta época invernal se mantienen los envíos al exterior, por la configuración de los gasoductos del país, el gobierno nacional continúa importando GNL para abastecer principalmente a la zona de Buenos Aires.

A la fecha son 12 los cargamentos que gas natural licuado (GNL) que ingresaron al puerto de Escobar, que en volumen representan cerca del 63% de las exportaciones. Por lo que de momento la balanza energética muestra que las exportaciones han sido mayores que las importaciones de buques metaneros por primera vez en más de una década. En términos de ingresos, la ecuación no es tan benévola dado que el gas enviado hacia el exterior se ubicó por debajo de los valores a los cuales se adquiere el GNL importado. Los primeros 12 buques adquiridos por Integración Energética Argentina (Ieasa), la ex-Enarsa, requirieron del desembolso de 157,8 millones de dólares, según detalla el mismo organismo que precisa que el precio por millón de BTU fue de los 5,9 a los 6,7 dólares. En tanto que los más de 1.000 millones de metros cúbicos exportados representaron cerca de 166,5 millones de dólares, pues el grueso de los contratos se selló en torno a los 4,30 dólares por millón de BTU. De acuerdo a los datos de la secretaría de Energía de la Nación, los volúmenes de gas enviados al exterior reflejaron las fluctuaciones de la demanda nacional, dado que se trata de contratos interrumpibles ante las necesidades de consumo del país. En enero los envíos tuvieron una caída sobre el nivel que en promedio había alcanzando diciembre de 2018, en coincidencia con la mayor demanda de gas para la generación eléctrica. Marzo y abril, con sus

temperaturas templadas, fueron los meses con mayor volumen de exportaciones de gas, con promedios diarios de 6,4 y 7,7 millones de metros cúbico respectivamente, pero además con picos de envíos de hasta 9,6 millones de metros cúbicos.

A partir de mayo, y del ingreso de las olas de frío, las exportaciones mermaron pasando a promedios diarios de 6,3 y 4,3 millones de metros cúbicos en mayo y junio, respectivamente. Pero se espera que el ritmo de envíos al exterior vuelva a incrementarse a partir de septiembre en función de la cantidad de pedidos ya aprobados que supera los 27 millones de metros cúbicos por día y podría llegar a los 36,6 si se aprueban todos los pedidos presentados. Sin embargo, desde la reapertura de las exportaciones en ningún mes se alcanzaron los volúmenes máximos autorizados para enviar gas a Chile, Brasil y Uruguay. Esto se debe a que si bien las petroleras firman contratos con volúmenes máximos fijados, los envíos corresponden a las necesidades reales de sus clientes que no han superado hasta la fecha el 27% del máximo aprobado. La próxima primavera será clave para definir si, a casi un año de reanudadas las exportaciones, se logró recuperar la confianza de los clientes que, en el caso de Chile, aún recuerdan que hace una década los envíos se cortaron unilateralmente. Pero además será clave para un posible incremento exponencial de las exportaciones la autorización de contratos de tipo ininterrumpibles, que permitan a los clientes del exterior pautar contratos a largo plazo y con la garantía de que no sufrirán cortes en el suministro.

De la mano de Vaca Muerta, la Cuenca Neuquina lideró los envíos
El incremento de la producción de gas natural que generó Vaca Muerta, y en especial el desarrollo de Tecpetrol en Fortín de Piedra, tiene un impacto directo no sólo en la reapertura de las exportaciones sino también en los contratos de venta pautados. Cerca del 80% de los volúmenes totales que fueron autorizados por el gobierno nacional para ser vendidos en el exterior corresponden a la producción de la Cuenca Neuquina, y el 20% restante a la generación de la Cuenca Austral, ambas zonas receptoras de los subsidios a la producción de gas no convencional. En el caso de la Cuenca Neuquina, la mayor parte de los contratos paut dos corresponden en realidad al gas de tipo convencional dado que el mismo se produce a un menor costo que el gas no convencional. Esta diferenciación entre las cuencas del país se debe no sólo a la existencia de mayor cantidad de gasoductos de exportación en las inmediaciones de la Cuenca Neuquina, sino también al perfil de los potenciales clientes, pues mientras a la altura de Neuquén y Mendoza se ubican los principales centros urbanos de Chile, y con ellos las más grandes centrales térmicas, en la zona sur del vecino país la principal demanda de gas corresponde a la planta de Methanex, una fábrica de metanol. Chile es hasta ahora el principal comprador del gas argentino, seguido por Uruguay y, en tercer lugar, Brasil.

La producción subsidiada no fluye hacia los países vecinos
La Resolución 104/18, por medio de la cual se autorizan las exportaciones de gas natural, fija un procedimiento especial para el gas que se encuentre beneficiado por los subsidios del nuevo Plan Gas de la Resolución 46/17. Establece que las petroleras que reciban los aportes y opten por exportar parte de su producción deberán resignar el subsidio en la proporción equivalente a sus exportaciones. Es decir que cada metro cúbico que exporten dejará de percibir el plus que en este año les garantiza un precio sostén de 7 dólares por millón de BTU, sobre el precio promedio de la cuenca. Desde algunas operadoras anticiparon que es posible que, de lograr pautar contratos de largo plazo, opten por dejar de percibir esa porción del subsidio dado que el gran problema que enfrenta el sector es la falta de mercado para su producción.