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Energia sustentable y segura para la zona cordillerana

Energía sustentable y segura para la zona cordillerana

A fines del año pasado, la Gobernadora Arabela Carreras, junto al Ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, anunciaron la licitación de esta mega obra de interconexión eléctrica en Alta Tensión para Bariloche, Dina Huapi y Villa La Angostura (ALIPIBA II) proveniente de la represa hidroeléctrica Alicura.
El proceso licitatorio se puso en marcha en noviembre y, al mes siguiente, se activó el primer hito con una visita de obra por el trazado previsto para el futuro electroducto, con un marcado interés por parte de representantes de 18 empresas de diferentes partes del país.
Según el cronograma oficial, se prevé realizar la apertura del pliego técnico el próximo 7 de febrero, mientras que el sobre económico con las ofertas recibidas se conocerá durante la primera semana de abril.
Cabe recordar que el único punto de abastecimiento eléctrico a la región cordillerana que parte de la central hidroeléctrica Alicurá fue inaugurado en 1986 y se encuentra al límite de su capacidad. La obra que se propone mejorará sustancialmente la situación de las localidades rionegrinas de Bariloche, Dina Huapi y Villa La Angostura, del lado neuquino.
Para los trabajos se invertirán u$s 75.800.00, a través del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF), durante un plazo estimado de 4 años.
La nueva Línea de Alta Tensión (LAT) es un compromiso asumido por ambas provincias, que trabajaron en forma coordinada para lograr la incorporación de Villa La Angostura al interconectado nacional y proveer a su vez de energía eléctrica sustentable en cantidad y calidad suficiente a Bariloche desde un segundo punto a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Además, para Bariloche se trata de una obra clave que permitirá abandonar el uso de los grupos diesel de generación con los que hoy cubre los picos de potencia o como respaldo del sistema. De ese modo, la capacidad de respuesta del sistema eléctrico se verá ampliada y mejorada desde el punto de vista de la calidad y confiabilidad.
En tanto, a Villa La Angostura le permitirá dejar de depender de la generación térmica, con los beneficios ambientales que conlleva abandonar la quema de combustible fósil en ese proceso. En el territorio rionegrino, vía la Estación Transformadora Dina Huapi, se contempla en una etapa posterior a este proyecto la provisión de energía al municipio de Dina Huapi, con el fin de dar respuesta al crecimiento poblacional que viene evidenciando desde hace algunos años.
Este proyecto es complementario de las obras que se encuentran terminadas dentro de la provincia de Neuquén, desde el cruce de rutas nacionales Nº 231 y Nº 40 hasta Villa La Angostura, donde la Provincia a través del EPEN ha ejecutado más de 65 kilómetros de líneas. (Gobierno de Río Negro )

Última actualización en Martes, 24 Enero 2023 12:23

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Royon: “El contexto mundial de la transicion nos impulsa hacia una mayor eficiencia energetica y al uso de los recursos renovables”

Royon: “El contexto mundial de la transición nos impulsa hacia una mayor eficiencia energética y al uso de los recursos renovables”

En el marco del panel “Eficiencia Energética y Energías Renovables", organizado por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la secretaria de Energía expuso junto con el presidente de la Agencia para la Energía de Portugal, Nelson Lages.
Royon destacó la iniciativa, tendiente a intercambiar experiencias y fortalecer los vínculos estratégicos entre Argentina y Portugal, y subrayó: “Estamos convencidos y convencidas de que debemos transformar los desafíos en oportunidades para garantizar un crecimiento sostenible con inclusión social, al mismo tiempo que alcanzamos el autoabastecimiento energético y generamos saldos exportables para la región y el mundo”.
En este sentido, Royon explicó que “Argentina plantea cumplir sus compromisos internacionales mediante un sendero de descarbonización de la matriz energética acorde a sus capacidades tecnológicas y productivas”.
Al respecto, resaltó los trabajos de la actual gestión de gobierno al remarcar que “se logró un aumento sustantivo de la ambición climática, sustentado en la Ley N° 27.520 de Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global. Para alcanzar los objetivos climáticos definidos e impulsar el desarrollo sostenible, el Gobierno Nacional impulsó dos procesos claves: el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático, en el que la transición energética una de las siete líneas estratégicas, y la Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo”.
Durante su exposición, la secretaria planteó un recorrido por las distintas iniciativas que Argentina está llevando adelante en materia de eficiencia energética y energías renovables, en particular destacó las líneas de acción para la transición energética, donde se destacan los conceptos de: eficiencia energética, energía limpia en emisiones de gases de efecto invernadero, gasificación, desarrollo de capacidades tecnológicas nacionales, desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno, resiliencia del sistema energético y federalización del desarrollo energético. (argentina.gob.ar)

Última actualización en Martes, 24 Enero 2023 12:22

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El Gobierno licita la compra de gas del invierno: busca ahorrar u$s 2 mil millones

El Gobierno licita la compra de gas del invierno: busca ahorrar u$s 2 mil millones

(Martín Bidegaray) Hoy lanzan el concurso. Se anticipan al compás de la caída del 70% del precio internacional del gas. Así como el alto precio internacional del gas fue un martirio para las reservas de dólares del Banco Central durante 2022, ahora hay una posibilidad que Argentina haga un fuerte ahorro por la baja en la cotización de ese producto.
Argentina necesita gas importado entre mayo y agosto, cuando baja la temperatura. La producción local no alcanza para abastecer la demanda y el país le compra gas líquido (GNL) y fluido proveniente de Bolivia.
La estatal Enarsa lanzará hoy una licitación para la adquisición de esos buques de gas. Se estima que buscará comprar alrededor de 30 cargamentos de GNL.
La compra de cada “cargo” de GNL estaba presupuestada a cerca de u$s 55 por millón de BTU. Un barco costaría entre u$s 100 M/ 110M, y en ese sentido, la erogación total superaría los u$s 3.000 M para este año.
Pero el precio del gas cayó. El invierno está siendo más benévolo de lo esperado para Europa y otros países que necesitan gas importados. La cotización está en alrededor de u$s 21 por millón de BTU.
Enarsa ve una oportunidad en esa situación. Planea adelantar la compra prevista para el invierno. Desde el lunes, solicitará ofertas a los traders de este producto. Si consigue adquirir 30 barcos a u$s 21 por millón de BTU (una caída del 62% con respecto al importe original), podría terminar pagando alrededor de u$s 1.200M.
Sería un ahorro de u$s 1.800 M con respecto a lo pautado. El ministro de Economía, Sergio Masa, estiró ese potencial beneficio a u$s 2.400 M en sus últimas declaraciones. Durante 2022, Argentina destinó u$s 2.700 M a importaciones de GNL. Pagó un promedio de u$s 29 por millón de BTU, la unidad de medida del sector. Fue el precio más alto pagado por ese producto. En 2021, había abonado u$s 1.100 M por ese gas.
Aunque se estima que este año bajarán las importaciones por la construcción del gasoducto que une Vaca Muerta con Buenos Aires, el país seguirá necesitando gas extranjero para pasar el invierno.
El arranque del invierno en Europa está siendo más cálido de lo esperado. Por esa razón, las industrias y hogares del hemisferio norte están demandando menos gas que el previsto. El precio del producto se desplomó de una manera inédita.
Cada buque de GNL,que suele estar entre u$s 100 M y u$s 110 M en el invierno, ahora se podría conseguir en u$s 40M. Eso implicaría una menor erogación de entre u$s 60 M y u$s 70 M por “cargo”. Si se multiplica ese número por 30 -la cantidad de barcos que Argentina necesitará-, está en juego un alivio que merodea los u$s 2.000M.
Enarsa ya está sondeando a los principales traders de GNL, como Total, Gunvor, Vitol, Trafigura, BP.
Los traders también tienen su propio juego. A comienzos de año, no querían ceder su producto y preferían retener, según fuentes que conocen estas negociaciones. Pero ahora ven que la Unión Europea tiene abastecidas sus reservas, y recién comenzaría a reponerlas desde abril.
Las comercializadoras estimaban que las temperaturas podrían volver a bajar hacia febrero y retomarían la venta a la mayoría de Europa. Pero también creían que las mayores economías de ese continente -Alemania, Francia, Italia, España- ya estarían atravesadas por convulsión a raíz de los altos precios para la calefacción. Hasta ahora, no sucedió y todos los pronósticos de crecimiento de la eurozona mejoraron.
Rusia era el principal proveedor de gas de los países europeos. Esa relación comercial se interrumpió por la invasión rusa a Ucrania. Los países de la OTAN y aliados se stockearon de gas para enfrentar un invierno duro. No lo están teniendo, al menos por ahora.
Enarsa, encabezada por Agustín Gerez, se viene moviendo desde hace un mes a la espera de esta situación de caída de precios y avanzará con la licitación desde hoy. (Clarín, Buenos Aires)

21
… Dólares por millón de BTU es el precio actual del gas. El año pasado en plena guerra de Ucrania llegó a u$s 55.
2.700
… Son los millones de dólares que destinó el país para la importación de Gas Natural Licuado.
40
… Son los millones de dólares que cuesta actualmente cada buque de Gas Natural Licuado. Eran u$s 110 M en 2022. (Clarín, Buenos Aires)

Última actualización en Lunes, 23 Enero 2023 13:17

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MINISTERIO DE ECONOMIA SECRETARIA DE ENERGIA. Resolucion 17/2023

MINISTERIO DE ECONOMÍA SECRETARÍA DE ENERGÍA. Resolución 17/2023

RESOL-2023-17-APN-SE#MEC
Ciudad de Buenos Aires, 19/01/2023
VISTO el Expediente N° EX-2023-05096514-APN-SE#MEC, las Leyes Nros. 17.319, 24.076 y 26.741; los Decretos Nros. 2.255 de fecha 2 de diciembre de 1992, 892 de fecha 13 de noviembre de 2020, 1.020 de fecha 16 de diciembre de 2020, 76 de fecha 11 de febrero de 2022, 730 de fecha 3 de noviembre de 2022 y 815 de fecha 6 de diciembre de 2022; las Resoluciones Nros. 1.036 de fecha 29 de octubre de 2021, 67 de fecha 7 de febrero de 2022 y 770 de fecha 11 de noviembre de 2022, todas de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, yLogo Boletín Oficial Argent
CONSIDERANDO:
Que conforme lo dispuesto por la Ley N° 17.319 y sus modificatorias, las actividades relativas a la explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o mixtas, conforme a las disposiciones de dicha ley y las reglamentaciones que dicte el PODER EJECUTIVO NACIONAL.
Que, bajo ese marco, corresponde al PODER EJECUTIVO NACIONAL fijar las políticas respecto a las actividades antes mencionadas, teniendo como objetivo principal satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos y manteniendo reservas que aseguren esa finalidad.
Que, por otro lado, la Ley N° 24.076, su reglamentación y las normas complementarias que dicta el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), organismo descentralizado actualmente en la órbita de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, constituyen el marco legal que regula el transporte y la distribución de gas natural.
Que la Ley N° 26.741 declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la REPÚBLICA ARGENTINA el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.
Que en la misma ley se dispuso que el PODER EJECUTIVO NACIONAL, en su calidad de autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas conducentes al cumplimiento de los fines allí determinados con el concurso de los Estados Provinciales y del capital público y privado, nacional e internacional.
Que, en tal sentido, resulta de interés general y constituye un mandato legal, promover las inversiones en infraestructura de gas natural necesarias para satisfacer el crecimiento de la demanda interna industrial, y mejorar la calidad de vida de la población, permitiendo de esa manera el acceso de más usuarios y usuarias al servicio público.
Que por ello, en base a los estudios existentes, resulta de suma importancia definir y encomendar la ejecución de las obras de transporte de gas natural que permitirán avanzar en el logro del autoabastecimiento de gas natural, garantizar el desarrollo de las reservas no convencionales en la Cuenca Neuquina a gran escala, optimizar el sistema de transporte de gas natural argentino y asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural, permitiendo la sustitución de importaciones y una reducción del costo del abastecimiento.
Que mediante la Resolución N° 67 de fecha 7 de febrero de 2022 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, se creó el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” que tiene como objetivo promover el desarrollo, crecimiento de la producción y abastecimiento de gas natural, sustituir las importaciones de GNL y de Gas Oil – Fuel Oil que se utilizan para abastecer la demanda prioritaria y las centrales de generación térmica respectivamente, contribuyendo a asegurar el suministro de energía, garantizándose el abastecimiento interno en los términos de las Leyes Nros. 17.319 y modificatorias, 24.076 y 26.741, aumentar la confiabilidad del sistema energético, optimizar el sistema de transporte nacional, potenciar las exportaciones de gas natural a los países limítrofes y propender a la integración gasífera regional sobre la base de los principios expuestos en las normas citadas.
Que mediante el Artículo 3° de la Resolución N° 67/22 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA se aprobó un listado de obras y proyectos a ejecutar en el marco del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”, considerados prioritarios para garantizar el desarrollo del gas natural, teniendo especial atención en las necesidades actuales que requieren ser atendidas de manera urgente en todo el sector del mercado de gas natural.
Que en el listado de obras y proyectos incluidos en el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”, se encuentra incluida la “Reversión del Gasoducto Norte Etapas I y II”, de conformidad con lo previsto en Inciso d) del Artículo 3° de la Resolución N° 67/22 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
Que el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” también prevé que las obras de construcción y ejecución de los gasoductos identificados en aquel se realicen a través de INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA-IEASA (actualmente ENERGÍA ARGENTINA S.A.- ENARSA), por sí o a través de terceros, conforme lo establecido en el Artículo 4° de la resolución citada en el considerando precedente.
Que tal como se dispuso en el Artículo 5° de la referida resolución, esta Secretaría ejerce la conducción del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”, definiendo la priorización de las obras, proyectos, y sus correspondientes etapas, a fin de garantizar el desarrollo del gas natural en el mercado, teniendo especial atención en las necesidades actuales que requieren ser atendidas de manera urgente en todo el sector del mercado de gas natural.
Que tal como también lo ha expresado el PODER EJECUTIVO NACIONAL en el Decreto N° 76 de fecha 11 de febrero de 2022, resulta de suma importancia dar inicio a la ejecución de las obras de transporte de gas natural que permitirán avanzar en el logro del autoabastecimiento de gas natural, garantizar el desarrollo de las reservas no convencionales en la Cuenca Neuquina a gran escala, optimizar el sistema de transporte de gas natural argentino y asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural, permitiendo la sustitución de importaciones y una reducción del costo del abastecimiento.
Que la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A., en su carácter de Licenciataria del Servicio de Transporte de Gas Natural – Gasoducto Norte, mediante presentación de fecha 12 de enero de 2023 ha solicitado autorización para construir, instalar, ejecutar y financiar con fondos propios, o contrayendo deuda financiera, obras sobre el Gasoducto Norte -operado por dicha Licenciataria- que tienen por objeto aumentar la capacidad de reversión del sentido de su flujo, y que forman parte de la obra Reversión del Gasoducto Norte del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”.
Que según lo informado por la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A., en atención al plazo de ejecución de las obras, y dada su eventual finalización y puesta en marcha durante el próximo período invernal, ha propuesto que aquellas se contemplen en la próxima adecuación tarifaria de transición ordenada por el Decreto N° 815 de fecha 6 de diciembre de 2022, que se encuentra llevando adelante ENARGAS, en el marco del Decreto N° 1.020 de fecha 16 de diciembre de 2020.
Que, al respecto, se han evidenciado importantes incrementos en la inyección de gas natural producto de la ejecución del “Plan Gas.Ar” durante los años 2021 y 2022, en particular en la cuenca Neuquina.
Que considerando que las estimaciones del sector prevén un incremento en la producción de gas natural para los próximos meses, dado el éxito alcanzado en la ronda de concursos públicos de adjudicación convocadas a través de la Resolución N° 770 de fecha 11 de noviembre de 2022 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, en el marco del Decreto N° 892 de fecha 13 de noviembre de 2020 y su modificatorio N° 730 de fecha 3 de noviembre de 2022, resulta prioritario y urgente la realización de proyectos de infraestructura como el aquí tratado para ampliar el sistema y capacidad de transporte de gas natural, evitando congestionamientos que impidan capitalizar nuevas inversiones en el desarrollo gasífero, debiendo contar para ello con todas las herramientas de financiamiento que sean necesarias para su ejecución.
Que en ese orden de ideas, dadas las variables macroeconómicas que han incidido en el presupuesto oportunamente aprobado para la realización de las obras incluidas en el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” a ejecutar por ENARSA, resulta oportuno y conveniente hacer lugar a la solicitud de la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. para que, previa intervención del ENARGAS, en los términos de la Ley N° 24.076, su reglamentación, la Licencia de Transporte aprobada por el Decreto N° 2.255 de fecha 2 de diciembre de 1992 y los Decretos Nros. 1.020/20 y 815/22, construya, instale y ejecute las obras que se detallan en el Anexo (IF-2023-06378222-APN-SSH#MEC) que forma parte integrante de la presente resolución.
Que lo expuesto precedentemente se circunscribe únicamente a dichas obras en el marco de la denominada Reversión del Norte, cuya concreción en los términos dispuestos en la presente medida, conllevará mayores beneficios en términos de tiempos de ejecución y puesta en marcha de la obra, capacidad de reversión, confiabilidad y uso de gas combustible.
Que, por otro lado, mediante el Decreto N° 1.020/20, el PODER EJECUTIVO NACIONAL determinó el inicio de una renegociación de la revisión tarifaria integral vigente con las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural, en el marco de lo establecido en el Artículo 5° de la Ley N° 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública.
Que en ese sentido, se encomendó al ENARGAS la realización del proceso de renegociación de las respectivas revisiones tarifarias, dentro del cual podrán preverse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación, según corresponda, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados.
Que mediante el Decreto N° 815/22 se prorrogó el plazo establecido en el Decreto N° 1.020/20 para la renegociación, y se instruyó al ENARGAS a realizar las medidas necesarias con el objeto de propender a una adecuación tarifaria de transición.
Que conforme lo expuesto, corresponde que el ENARGAS contemple e incluya las obras que forman parte de la obra Reversión del Gasoducto Norte del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” identificadas en el Anexo (IF-2023-06378222-APN-SSH#MEC) que forma parte integrante de la presente resolución, en un Plan de Inversiones Obligatorias a cargo de dicha Licenciataria, en el marco de la Revisión Tarifaria de Transición que dicho Ente Regulador se encuentra llevando adelante en los términos de los Decretos Nros 1.020/20 y 815/22 y conforme los Numerales 5.1 (párrafo segundo) y 8.1.2 de las Reglas Básicas de la Licencia de Transporte (modelo aprobado por el Decreto N° 2.255/92).
Que, en virtud de las obras que realizará la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. con carácter obligatorio, corresponde exigir a la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. que realice también obras con carácter obligatorio, de forma tal que ambas licenciatarias tengan un mismo incremento tarifario en sus actualizaciones transitorias.
Que, a esos fines, el ENARGAS, en el marco de las facultades que le confiere la Ley N° 24.076, su decreto reglamentario y sus normas complementarias, podrá requerir a la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A la información técnica y económica que estime pertinente; y en caso de incumplimiento en cualquiera de las etapas de rigor, aplicar las sanciones que correspondan según el citado marco regulatorio.
Que la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura de la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS de esta Secretaría ha tomado la intervención de su competencia (IF-2023-06229725-APN-DNTEI#MEC).
Que el servicio jurídico permanente del MINISTERIO DE ECONOMÍA ha tomado la intervención que le compete.
Que el presente acto se dicta en virtud de las facultades conferidas por el Apartado IX del Anexo II del Decreto Nº 50 de fecha 19 de diciembre de 2019 y sus modificatorios y por el Artículo 5° de la Resolución N° 67/22 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
Por ello,
LA SECRETARIA DE ENERGÍA RESUELVE:
ARTÍCULO 1°.- Hágase lugar a la solicitud de la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. para que, previa intervención del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), organismo descentralizado actualmente en la órbita de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, en los términos de la Ley N° 24.076, su reglamentación, el modelo de Licencia de Transporte aprobado por el Decreto N° 2.255 de fecha 2 de diciembre de 1992 y los Decretos Nros. 1020 de fecha 16 de diciembre de 2020 y 815 de fecha 6 de diciembre de 2022, construya, instale y ejecute las obras que se detallan en el Anexo (IF-2023-06378222-APN-SSH#MEC) que forma parte integrante de la presente medida.
ARTÍCULO 2°.- Instrúyese, en los términos del Artículo 1° de la presente, al ENARGAS a contemplar e incluir las obras indicadas en el Anexo (IF-2023-06378222-APN-SSH#MEC), que forma parte integrante de la presente medida, en un Plan de Inversiones Obligatorias a cargo de la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A., conforme lo dispuesto en los Numerales 5.1 (párrafo segundo) y 8.1.2 de las Reglas Básicas de la Licencia de Transporte (modelo aprobado por el Decreto N° 2.255/92), en la próxima adecuación tarifaria de transición ordenada por Decreto N° 815/22, que se encuentra llevando adelante dicho Ente Regulador en el marco del Decreto N° 1.020/20. A esos fines, previo a la suscripción de la Adenda al Acuerdo Transitorio de Renegociación, la transportista deberá presentar al Ente Regulador, y a entera satisfacción de este último, su propuesta de obras.
ARTÍCULO 3°.- Instrúyese al ENARGAS a contemplar e incluir en la próxima adecuación tarifaria de transición ordenada por los Decretos Nros. 1.020/20 y 815/22, un Plan de Inversiones Obligatorias a cargo de la firma TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A., conforme lo dispuesto en los Numerales 5.1 (párrafo segundo) y 8.1.2 de las Reglas Básicas de la Licencia de Transporte (modelo aprobado por el Decreto N° 2.255/92). A esos fines, previo a la suscripción de la Adenda al Acuerdo Transitorio de Renegociación, la transportista deberá presentar al Ente Regulador, y a entera satisfacción de este último, su propuesta de obras.
ARTÍCULO 4°.- Notifíquese al ENARGAS y a las firmas TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. y TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.
ARTÍCULO 5°.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
Flavia Gabriela Royón
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 23/01/2023 N° 2657/23 v. 23/01/2023
Fecha de publicación 23/01/2023. (Boletín Oficial)

Última actualización en Lunes, 23 Enero 2023 13:32

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La Argentina duplico las exportaciones de petroleo gracias a Vaca Muerta

La Argentina duplicó las exportaciones de petróleo gracias a Vaca Muerta

(Sofía Diamante) El yacimiento mejoró su producción 36% en 2022; la importación de gas creció 120%.
La productividad de Vaca Muerta y el alza en los precios internacionales de la energía permitieron a la Argentina duplicar el valor de las exportaciones de petróleo en 2022 con relación al año anterior. Según el intercambio comercial argentino, el país exportó el equivalente a u$s 3867M, 109,3% más que los u$s 1848 M de 2021.
La Argentina aumentó durante 2022 su producción diaria de petróleo de 577.000b/d, en enero, a 623.000 diarios, en noviembre pasado (último dato disponible), según la consultora Economía & Energía. Esto implicó una suba de 8%, que igualmente estuvo limitada por la falta de infraestructura en el transporte. Para este año ya se anunciaron inversiones por u$s 1080 M para aumentar la capacidad del principal oleoducto que conecta Vaca Muerta con Buenos Aires.
De los 623.000b/d producidos, 352.800 corresponden a reservorios convencionales y 270.300 al no convencional, donde está Vaca Muerta. Lo que se destaca es la tendencia: mientras la producción convencional cayó casi 4% en la comparación interanual, el no convencional creció más de 36%. Esta dinámica anticipa que, en los próximos meses, la oferta de Vaca Muerta liderará la producción y permitirá reemplazar la declinación de los otros pozos petroleros, además de atender las exportaciones.
La principal petrolera productora es YPF, que aporta 37% del total de la oferta del país. Sin embargo, es la única que no exporta petróleo ya que destina el total de su producción al abastecimiento del mercado interno. Además, compra a otros productores cerca de 7% de su capacidad de refinación, que representa 55% del mercado total de nafta y gasoil. Para mediados de este año, la empresa con control estatal proyecta ser autosuficiente.
Las otras mayores productoras son Pan American Energy (16% de la oferta total), Vista (8%), Chevron (7%) y Shell (6%).
Durante los próximos dos años, Oldelval, la firma que opera el oleoducto de Vaca Muerta a Buenos Aires, aumentará la capacidad de transporte de los actuales 226.000 barriles diarios a 540.923 barriles, para 2025.
En paralelo, se espera que para fin de febrero o comienzo de marzo termine de acondicionarse el oleoducto Trasandino (Otasa) a Chile, que se encuentra inactivo desde 2006, y que permitirá transportar 38.000 b/d en una primera etapa (se espera luego una ampliación a 100.000 barriles).
La ampliación en la capacidad de transporte le permitirá incrementar las exportaciones, en un contexto en el cual el precio del barril de petróleo se mantiene alto, en torno a los u$s 85 la cotización Brent.
“Las exportaciones del rubro energético registraron a lo largo de 2022 un importante dinamismo, alcanzando los u$s 8398 M [incluye carburantes, lubricantes y otros combustibles], con un incremento de 58,9% frente a 2021.
Es una cifra récord, que supera el último pico, en 2008, con u$s 7847M”, indicó el consultor Daniel Montamat.
El exsecretario de Energía destacó que ”el volumen incremental de Vaca Muerta, que contribuyó a las exportaciones de petróleo de tipo Medanito, variedad que hasta el año 2020 se consumía internamente y que en especial en el año 2022 pasó a formar parte de la oferta internacional de crudos, con cotización internacional”.
Hasta la pandemia, el país solo exportaba petróleo pesado, llamado Escalante, que se extrae en el golfo de San Jorge. Al bajar el consumo de naftas y gasoil durante las cuarentenas, los productores exportaron el crudo liviano de Vaca Muerta y abrieron nuevos mercados, que luego se fidelizaron.
Caso contrario al petróleo, las importaciones de gas aumentaron 120,2%, de u$s 5843 M a u$s 12.868M. Esto se explica por la disparada de los precios internacionales del gas natural licuado (GNL) y del mayor consumo de gasoil, tras la reactivación de la economía, luego de la pandemia.
Para este año, no solo se espera una baja en los valores del gas (sobre todo luego de que el invierno europeo fuera más caluroso al estimado) y una menor cantidad de importaciones, si el gasoducto Néstor Kirchner se termina para el invierno. El Gobierno estima que este año se ahorrarán u$s 2400 M en importaciones.
El año pasado, la balanza comercial de energía fue negativa por u$s 5000M. Con las estimaciones que tienen en el sector, para 2030 se espera un resultado positivo de más de u$s 17.000M. Sería un salto de u$s 22.000 M en un período de entre siete u ocho años. (La Nación, Buenos Aires)

Última actualización en Lunes, 23 Enero 2023 13:16

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