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La energía en la pospandemia, una oportunidad para Argentina

La retirada de las grandes petroleras internacionales presionadas por las regulaciones y la opinión pública en la búsqueda de producir más petróleo, está generando un escenario favorable para las empresas nacionales. Hoy todavía no hay escenarios donde los hidrocarburos desaparezcan. Tenemos buenas noticias para Argentina, YPF y Vaca Muerta.

Es indudable que la pandemia del coronavirus ha cambiado el mundo y que muchos de esos cambios perdurarán en el tiempo. En el plano de la energía, emergió un debate entre quienes, por un lado, consideran que la pandemia vino a acelerar la transición energética hacia fuentes renovables y los que, por el otro, aseguran que los combustibles fósiles el petróleo, gas y carbón seguirán moviendo al mundo por varias décadas más.

La demanda promedio de petróleo probablemente tendrá su mayor aumento histórico registrado en 2021 (luego de la peor caída registrada en 2020). La Agencia Internacional de Energía (AIE) proyecta que el consumo aumentará en casi 6 millones de barriles por día (bpd) este año, pero promediará solo 96,9 millones de bpd, todavía muy por debajo del récord prepandémico de 100 millones en 2019. También se pronosticó, inicialmente, que la demanda de petróleo se expandiría en aproximadamente 1 millón de bpd en 2020 y 2021. Eso significa que el consumo en 2021 se ubicaría al menos 5 millones de bpd por debajo de donde habría estado sin el coronavirus.

La pandemia también fue aprovechada por los países de la Unión Europea, liderados por Alemania, para tratar de salir de la dependencia de los combustibles fósiles e impulsar una política agresiva para acelerar la transición energética. Así, el llamado hidrógeno verde comenzó a plantearse como la nueva quimera para lograr alcanzar emisiones cero para 2050, sumándose a la energía solar y eólica.

En este contexto de aparente debilidad para el futuro de los hidrocarburos, algunas de las grandes empresas petroleras internacionales (BP, Total, Shell) comenzaron a rever su estrategia de desarrollo para inclinarse hacia las energías renovables y abandonar proyectos de inversión en hidrocarburos.

Sin embargo, hay algunos ejemplos que nos muestran que el mundo todavía va a necesitar de los hidrocarburos. A principios de este mes, sucedió algo en Europa que no recibió tanta atención de los medios de comunicación como los enormes planes de financiación de la UE para su transición energética o los miles de millones de dólares que la administración Biden plantea utilizar para promover las energías renovables. Podría decirse que el hecho fue tan importante, si no más que los planes de financiación verde. Se produjo una falla en una subestación en Croacia y provocó una sobrecarga en partes de la red, que se extendió más allá de las fronteras de ese país. Esto creó un efecto dominó que provocó un apagón y provocó reducciones en el suministro eléctrico que llegó hasta Francia e Italia. Toda Europa se vio comprometida. Si bien el problema se resolvió, los expertos coinciden en que es solo cuestión de tiempo antes de que vuelvan a ocurrir otros apagones.

La causa principal es el aumento de las energías renovables en la matriz de generación eléctrica que generan inestabilidades en la frecuencia de la red. El aumento de la participación de las renovables hizo bajar el uso de las centrales térmicas convencionales -que usan mayoritariamente gas como combustible- que tienen una gran inercia para mantener la frecuencia estable. Problemas como lo que sucedió en la subestación croata resaltan un hecho del que pocos de los que se suben al tren de las energías renovables quieren hablar presionados por una opinión pública mal informada: que la capacidad solar y eólica tal vez se esté agregando demasiado rápido impulsada por los importantes subsidios, mientras que la capacidad de generación a partir de combustibles fósiles y nuclear se está retirando muy rápido. Este cambio a las energías renovables podría plantear algunas dudas sobre si el petróleo y el gas seguirán siendo realmente indispensables. Sin embargo, los hechos sugieren que probablemente lo seguirán por varias décadas.

Por otra parte, el costo de la transición a energías renovables es muy alto y esto es un impedimento importante para los países en desarrollo que tenemos otras prioridades mucho más acuciantes. Alemania, por ejemplo, gastó más de US$ 30 mil millones en subsidios a las energías eólica y solar. Como bien planteó Daniel Yergin, uno de los analistas energéticos más reconocidos a nivel internacional: “Las economías emergentes continuarán dependiendo en gran medida de los combustibles fósiles, a pesar de los esfuerzos de otras regiones para reducir su propia dependencia de ellos. Esto por sí solo es suficiente para garantizar el futuro a largo plazo del petróleo y especialmente del gas como parte indispensable de la matriz energética mundial.”

Mientras tanto, esta semana los precios del petróleo se han recuperado hasta el punto en que están casi listos para igualar los niveles anteriores a la pandemia. Hay dos factores clave para esta situación que confluyeron para generar un alza más rápido de lo esperado. El primero son las restricciones a la producción del shale estadounidense y, simultáneamente, los millones de barriles de petróleo por día de recorte del cartel OPEP+ (compuesta por la Organización de Países Exportadores de Petróleo de Medio Oriente y sus aliados comandados por Rusia) que sigue actuando con mucha disciplina. El segundo es la recuperación de la demanda de crudo a nivel mundial, ejerciendo hasta ahora una ligera presión sobre los suministros y creando una condición de mercado en la que el precio futuro de un producto es más alto que el precio actual o “al contado”. Esto genera expectativas optimistas para los precios del crudo a largo plazo.

Actualmente, el precio del petróleo ronda los US$ 60, lo que significa que Arabia Saudita considera que la alianza con Rusia está dando resultado y es necesaria para sus proyectos de modernización de su economía. El FMI estimó que el precio del petróleo de equilibrio fiscal de Arabia Saudita para 2021 es de US$ 68 por barril. Para Rusia, por el contrario, es de US$ 46. Esto nos muestra que en este nivel de precios Rusia está fortalecida.  Además, una mayor parte de la producción saudita se exporta, mientras que los rusos consumen más de sus productos a nivel nacional. Además, la economía de este último está más diversificada, lo que le da otro triunfo en sus negociaciones con el reino saudita. Los bajos costos de producción en el país árabe le dan una ventaja sobre competidores como los productores de shale en los EE. UU. Riad espera que la demanda de petróleo se recupere fuertemente a finales de este año cuando la vacunación contra el COVID-19 ya se extienda alrededor del mundo. Por lo tanto, el reino cree que recuperarán a los clientes cuando el petróleo se vuelva más escaso. La retirada de las grandes petroleras internacionales presionadas por las regulaciones y la opinión pública en la búsqueda por producir más petróleo, está generando un escenario favorable para las empresas nacionales. Hoy todavía no hay escenarios donde los hidrocarburos desaparezcan. Tenemos buenas noticias para Argentina, YPF y Vaca Muerta.

Fuente: Política y medios.

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La cerveza Peñón del Águila sigue creciendo, ya exporta a Chile y busca más mercados

En Mendoza la fábrica cuenta con dos locales: uno en calle Arístides Villanueva 389 de Ciudad y el otro en Hipólito Yrigoyen 1650 de San Rafael.

Peñón del Águila, que comenzó a elaborar cerveza artesanal en 2013, concretó su primera exportación formal a Chile. “Si bien ya habíamos tenido alguna experiencia esporádica con Paraguay y Estados Unidos, esta exportación es la primera donde encaramos el proceso completo, desde las rondas de negocios, evaluación del importador, visitas a los puntos de venta, depósitos y donde queda un vínculo fuerte con el cliente”, señaló Federico Roggio, director comercial de la compañía.

Actualmente, la empresa está enfocada en colocar sus productos en los países limítrofes y en proceso de abrir los mercados de Brasil, Bolivia, Perú y Uruguay con importadores ya confirmados.

Otro objetivo importante para el corto plazo es el mercado de Estados Unidos, donde trabajan en un ambicioso plan que les permitirá hacer crecer la marca y armar una compañía con base en Florida. “Nosotros llevamos adelante el proyecto, aunque asociándonos con otras marcas líderes de cervezas artesanales de Latinoamérica, para llegar fuerte de arranque, haciendo algo que tenga impacto, ya que se trata de un mercado muy grande y competitivo”, añadió Roggio.En 2018 la firma participó en el Programa de Asistencia InCompany de la Agencia ProCórdoba, del Ministerio de Industria, Comercio y Minería, que les permitió contar durante 6 meses con el acompañamiento de dos consultores en comercio exterior.

Durante ese tiempo se identificó con gran potencialidad al mercado chileno y se gestionó una misión comercial a este destino. ProCórdoba proveyó asistencia económica para el viaje y junto a la Embajada Argentina en Chile se diagramó una agenda de reuniones con importadores y distribuidores.Fue en esa misión comercial que los directivos conocieron al cliente con el que recientemente concretaron su primera venta después de un proceso de negociación, cotización, registro de marca, de producto y cumplimiento de otros requisitos. Enviaron 10 estilos de cerveza artesanal en lata al país vecino.

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Standard & Poor’s mejoró la calificación de la deuda internacional de YPF

La petrolera argentina alcanzó un nivel de participación del bono corto de 60% y de la totalidad de bonos cercana al 32%, resultando en la emisión de nuevos títulos al 2026, 2029 y 2033 por aproximadamente US$ 2.100 millones.

La calificadora Standard & Poor’s mejoró la nota de la deuda internacional de la petrolera estatal argentina YPF a CCC+, y reconoció que la empresa concluyó “exitosamente” el canje de su deuda internacional.

Según se informó en un comunicado, esta calificación presenta una mejora de dos escalas respecto de la nota que tenía YPF antes de lanzar esta operación, que era CCC.

Este comunicado también destacó la capacidad que tuvo YPF en completar el canje de una parte importante de su deuda reduciendo significativamente el pago de capital e intereses de los próximos dos años y extendiendo la madurez de su deuda, lo que le va a permitir incrementar sus niveles de inversión y revertir el declino de la producción de crudo y gas.

El informe pronosticó un escenario estable a mediano plazo para YPF basado en la recuperación de los precios internacionales de petróleo, la reducción de intereses de los próximos dos años y la flexibilidad de la compañía para administrar su plan de inversiones.

YPF alcanzó un nivel de participación del bono corto de 60% y de la totalidad de bonos cercana al 32%, resultando en la emisión de nuevos títulos al 2026, 2029 y 2033 por aproximadamente US$ 2.100 millones, tal como se había informado en el cierre del 10 de febrero.

Luego de la reestructuración de su deuda en los mercados internacionales, la compañía colocó obligaciones negociables por US$ 122 millones en dos series, la reapertura de la emisión dólar linked Clase XIV a 33 meses y la ON Clase XIX denominada en UVA (Unidad de Valor Adquisitivo) a 42 meses.

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Tecpetrol y Pampa Energía duplicarán su oferta de gas para el invierno

Presentaron propuestas por 4,5 millones de metros cúbicos diarios adicionales. Fue en el marco de la licitación denominada Ronda II del Plan Gas.Ar.

La Secretaría de Energía recibió ofertas por 4,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3) adicionales por parte de las empresas productoras Tecpetrol y Pampa Energía, en el proceso de licitación de la denominada Ronda II del Plan Gas.Ar, un volumen que más que duplica lo propuesta inicial formulada en diciembre pasado.

Así se desprende de la apertura de ofertas de la Ronda II que se concretó esta tarde para abastecer el pico invernal y para la que sólo presentaron propuestas las empresas Pampa Energía y Tecpetrol que ofertarán hasta 4,5 MMm3, precisaron fuentes oficiales.

La cartera energética señaló que el precio ponderado para este invierno es de u$d 4,731 MMbtu, por cuestiones estacionales por encima de los US$ 3,5 promedio convalidados para la licitación del bloque base de 70 MMm3 por los próximos cuatro años que se concretó en diciembre.

Además, entre ambas empresas ofertaron 3.36 MMm3/día para los inviernos de los años 22, 23 y 24, a un precio promedio ponderado de u$d 4.728 MMbtu.

Tras darse a conocer el resultado del concurso, el secretario de Energía, Darío Martínez, afirmó que “el Plan Gas sigue dando resultados reemplazando el gas importado por gas nacional”.

“Estamos satisfechos con este nuevo aporte que hacen las empresas productoras dentro del Plan Gas que nos permite más que duplicar la oferta para la demanda de invierno que recibimos en la primera ronda”, agregó el funcionario.

De acuerdo al cronograma vigente de la licitación, tras la presentación de ofertas de hoy, la vista de las mismas será mañana; el dictamen de evaluación se realizará el 5 de marzo; y el acto de adjudicación, el 10 de marzo.

El Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino-Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024, aprobado en noviembre de 2020, concretó a mediados de diciembre la adjudicación de 70 millones de metros cúbicos diarios de gas por los próximos cuatro años.

Además, antes de cada período invernal se prevé una nueva licitación para asegurar la cobertura del pico de demanda, la cual se anticipa se deberá completar con las importaciones desde Bolivia y los cargamentos de Gas Natural Licuado, como ocurre desde 2008.

El Gobierno estima que, con la puesta en marcha del Plan Gas.Ar, logrará llevar la producción del fluido a 30.000 millones de metros cúbicos en cuatro años, generar un ahorro fiscal de US$ 2.500 millones y evitar la salida de divisas por US$ 9.200 millones.

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