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GAS
GNL: Argentina compró más embarques (y a menos precio). Cuánto podría ahorrarse
DIARIOS/ENERNEWS
26/05/2022

Argentina sumará otras 13 importaciones de GNL a su plan de provisión de energía en el invierno, con un costo cercano a los US$ 800 millones y en lo que va del año acumuló 31 barcos (a esta altura, el año pasado eran 47).

Como referencia, en todo 2021 hubo importaciones de 56 buques con GNL a un promedio de u$s 8,33 por millón de BTU y un costo total de u$s 1100 millones.

El precio promedio del tender 4 de LNG es de 25 dólares por millón de BTU , con una banda de entre US$ 23 y US$ 26. "Fueron un 20% más convenientes que en la última ocasión", comentaron a este diario, dado que en el medio cayeron los precios internacionales de referencia (TTF en Europa), informó El Cronista.

De hecho, con esta licitación, cada buque de gas licuado costará en promedio US$50 millones y las importaciones totales de GNL ya les habrían demandado al fisco US$2000 millones. El año pasado, por caso, los 56 barcos que se adquirieron costaron en total US$1100 millones, casi la mitad de lo que se desembolsó en lo que va del año por menos buques.

Las importaciones de GNL afectan las metas acordadas con el Fondo Monetario Internacional (FMI) por partida doble. Los altos precios internacionales del gas impactarán de lleno en el gasto en subsidios energéticos, ya que el Estado deberá afrontar los mayores costos con pocas posibilidades de trasladarlos a las facturas de los servicios públicos. Además, al tratarse de contratos dolarizados, con una devaluación de la moneda de 3% mensual y tarifas de gas y electricidad en pesos, cada día que pasa, los usuarios cubren cada vez menos del costo total del sistema energético, publicó Sofia Diamante en La Nación.

La licitación fue exclusiva para la llegada de cargamentos a los puertos de Buenos Aires durante julio; 9 barcos descargarán en la terminal de licuefacción Expedient , situado en Escobar , y otros 4 barcos al Exemplar, de Bahía Blanca . Ambas terminales flotantes ( floating storage regasification unit , FSRU) pertenecen a la empresa estadounidense Excelerate Energy , detalló El Cronista.

Los proveedores que presentaron ofertas fueron los traders internacionales Gazprom, Naturgy, BP, Petrochina, Shell, Cheniere, Trafigura, Vitol y Total Energies .

¿CUÁNTO PUEDE AHORRAR ARGENTINA?
El economista Lorenzo Sigaut Gravina, de la consultora Equilibra, definió cuánto se podría ahorrar el gobierno argentino si las temperaturas invernales fueran más altas a partir de análisis de os subsidios de luz y gas y el saldo del intercambio energético en 2022 según tres escenarios posibles de temperatura invernal: en torno a la media histórica, 1ºC x debajo y 1ºC x encima.

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a temperatura invernal es clave para determinar el incremento de la demanda de gas y electricidad para calefaccionar (hogares, pero también entes públicos y comercios), independientemente del ciclo económico, es decir, de la demanda de energía asociada a la producción.

Sólo habría restricciones energéticas significativas si la temperatura invernal es inferior a la media histórica. Lo cual es improbable xq: No sucedió en la última década (calentamiento global mediante); y, No es lo que prevé el pronóstico del clima para junio-julio-agosto.

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Si la temperatura es similar al promedio histórico, el rojo energético alcanzaría US$ 7.000 M. Pero si las temperaturas son similares al invierno 2021 (1º grado superior a la media histórica), rondaría US$ 6.000 millones (escenario más probable).

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Por el lado de los subsidios a la electricidad y el gas, la suba dependerá además de la temperatura invernal, de la efectividad de la implementación de la segmentación -quita de subvenciones- al 10% de los hogares de mayores ingresos.

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incluso con temperaturas invernales benignas (1º C encima de la media histórica), tanto los subsidios (gas+luz) como el déficit energético treparían significativamente en los próximos tres meses, complicando las principales metas del acuerdo con el FMI.

 

IMPACTO EN LAS CUENTAS DEL BCRA
El mes de mayo se sostiene como un período muy favorable para que el Banco Central compre divisas en la plaza mayorista, aunque la reducción casi a la mitad de la oferta privada, más una creciente demanda por importaciones de energía neutralizaron la posibilidad de sumar reservas en el día.

Así, con un volumen operado en el segmento de contado (spot) de unos US$ 249 millones, que contrastó con los US$ 434 millones del lunes, la autoridad monetaria finalizó con un saldo neto comprador marginal, de apenas 2 millones de dólares en el día, indicó Infobae.

“Hoy se registraron pagos por importación de energía, lo que disparó la demanda, así que el BCRA se quedó con un saldo menor, de dos millones, que quedaron sueltos. El miércoles es feriado, pero para jueves y viernes se anticipan más pagos del sector, así que tendremos mucha presión”, puntualizó una fuente del mercado a Infobae.

De esta forma, el Banco Central sostiene un saldo a favor por sus intervenciones de unos US$ 920 millones en mayo, su mejor cosecha en un año, y mantiene este resultado por encima de los US$ 1.000 millones para el saldo neto positivo de 2022 por su participación cambiaria.

Las compras de dólares para fortalecer las reservas transitan a un ritmo inferior que el registrado el año pasado, cuando en mayo, un mes que concentra las liquidaciones del agro, captó casi US$ 1.800 en la plaza interbancaria.

En este sentido, un informe de GERES (Grupo de Estudios de la Realidad Económica y Social) precisó que según el último balance del Banco Central, actualizado al 15 de mayo, las reservas netas (sin contar depósitos privados ni el “swap” con China) se ubicaron en US$ 6.280 millones. Y las reservas líquidas fueron negativas en US$ 2.904 millones, si se descontaban los USD 3.590 millones correspondientes a la tenencia de oro y los 5.595 millones de DEG (Derechos Especiales de Giro del FMI) activos. Entonces, las reservas totales llegaron a US$ 41.290 millones.

Para el ex ministro de Hacienda Hernán Lacunza, “este esquema es muy rudimentario. En los dos años pasados, hubo un superávit comercial de US$ 15.000 millones, más unos USD 10.000 que aportó el Fondo. No solo que no se retuvo ni un dólar, sino que se perdieron US$ 10.000 millones de reservas en dos años. No es que no tenemos capacidad de generar los dólares. La diferencia entre lo que producimos y consumimos, que es el superávit comercial, es de USD 15.000 millones por año. No tenemos capacidad de retenerlo. Si en lugar de US$ 15.000 por año, generamos US$ 30.000 por año, también se van todos con este esquema”.

“La presunta fuga de dólares pasa más en este gobierno que en el anterior. Generamos dólares y nadie los quiere dejar acá. No retuviste nada y perdiste dólares a pesar de que tenías un cepo recontra severo, a pesar de que no se podía viajar, a pesar de los cupos de importaciones… Con todos lo controles a full perdés dólares. Este esquema cada vez rinde menos en términos de control de divisas. Cada vez tenés que apretar más los tornillos. Tenés hoy los mejores términos de intercambio de tu historia. Tendríamos que estar discutiendo a qué ritmo podemos relajar el cepo, pero el Gobierno propone cómo lo va apretando cada vez más”, expresó Lacunza por FM Milenium.

 

 

LAS PLANTAS QUE PROYECTA ALBERTO
Mientras tanto, durante el anuncio del nuevo plan para acceso de divisas en la industria hidrocarburífera,  el presidente Alberto Fernández anunció que el Poder Ejecutivo enviará al Congreso un proyecto de ley para conseguir inversiones en la licuefacción de gas.

El proyecto tiene un doble objetivo. Por un lado, "establecer claramente en qué condiciones se promueve la creación de plantas de licuefacción de gas y su funcionamiento". Por el otro, otorgar "certeza en el futuro para las inversiones" en ese área.

"Tenemos que poner la atención en la planta de licuefacción de gas para que la hagamos cuanto antes. Seguro vamos a tener el financiamiento y los socios que hagan falta", señaló Fernández al encabezar junto al ministro de Economía, Martín Guzmán, un acto en la Casa Rosada con anuncios para apuntalar el desarrollo del sector hidrocarburífero.


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*La información y las opiniones aquí publicados no reflejan necesariamente la línea editorial de Mining Press y EnerNews

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