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Politica Energética Argentina

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  • #46
    Asociación con China y su Influencia en el Programa Nuclear Argentino.


    Hola a los amigos del foro,


    Varios comentarios se hicieron sobre las inversiones chinas en varios campos de negocios en Argentina.


    Me pregunto, y me gustaría la opinión de los colegas foristas, si la "ayuda", sobre todo financiera de China, no estaría, a largo plazo, afectando el desarrollo industrial de Argentina, en particular el Nuclear.


    Aunque el gobierno Macri ha postergado una decisión sobre la construcción de una central nuclear china (llave en manos) , me parece que los efectos ya están ocurriendo.

    Reproduzco dos reportajes abajo, auto-explicativos:


    "El enriquecimiento de uranio y la Argentina
    07 octobre 2018


    En la semana en que organismos claves del sistema científico de nuestro país, el CONICET, el INTA, la CNEA, el INTI, se manifestaron frente al Congreso en rechazo a una política que los destruye, Gabriel Barceló, un histórico de la Comisión Nacional de Energía Atómica y ex Gerente de Relaciones Institucionales de la entidad, miembro del Instituto de Energía Scalabrini Ortiz, dio a conocer la siguiente reflexión:


    “Este 3 de octubre, en el Centro Argentino de Ingenieros, el Subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, hizo declaraciones que implican, en los hechos, el próximo cierre de la Planta de Demostración de Enriquecimiento de Uranio de Pilcaniyeu.


    El argumento es la obsolescencia y excesivo costo de operación de la tecnología usada y una presunta “apuesta por la tecnología de centrifugación”, que está recién en desarrollo, a nivel de laboratorio en nuestro país y, por lo tanto, y especialmente en estos tiempos, tiene resultado incierto.

    La tecnología que se usa en la planta de demostración de Pilcaniyeu es la de difusión gaseosa, más antigua, es cierto, y más cara que la de centrifugación, pero la única que tenemos funcionando en este momento.

    Podemos diseñar centrifugadoras. Llegar a hacerlas bien y fabricarlas en grandes series sería carísimo económica y diplomáticamente.
    Armar una planta con miles de estos aparatos, capaz de producir el volumen de uranio de bajo enriquecimiento que consume una gran central nuclear, una batalla de décadas.

    Cerrar la actual Pilcaniyeu a título de promesas es, en primera instancia, aceptar la desaparición oficial de la Argentina como país que enriquece uranio, lo cual, por diversas cuestiones de las políticas internacionales en la materia, nos aleja de la posibilidad de enriquecer uranio en el futuro.

    Esto se asocia al abandono paulatino de buena parte de las actividades del ciclo de combustible nuclear, aún el correspondiente al uranio natural, que es el que alimenta nuestras centrales.

    Cada una de estas medidas son clavos en el ataúd del proyecto nuclear argentino.

    En estas condiciones, la compra, llave en mano, de una central de uranio enriquecido a China, lejos de ser un hito en ese desarrollo, es la lápida de hormigón armado que asegura que el muerto no vuelva a levantarse.

    El abandono de las capacidades del Ciclo de Combustible tiene tanta o más importancia estratégica que la construcción de la cuarta central nuclear, aún si ésta planta fuera de tecnología CANDU.

    Es una tecnología que conocemos y podemos reproducir. En la década del ‘60 se la eligió precisamente porque no necesita la capacidad de enriquecer uranio, que se sabía compleja tecnológica y políticamente.

    Ahora la tenemos, y mientras sigamos operando la planta de Pilcaniyeu, los proveedores de uranio enriquecido nos seguirán vendiendo este material con tal de que no la ampliemos y/o modernicemos.


    Si la planta se cierra enteramente a cuenta de hacer otra nueva hecha, no sólo no habrá jamás otra nueva sino que nadie nos venderá más uranio enriquecido. Y si sucede eso, la Argentina, hoy el exportador más respetado de reactores nucleares de investigación, no volverá a ganar jamás una licitación, ya que no puede ofrecer el combustible.

    Nos están metiendo en una trampa”.


    (.): Gabriel Norberto Barceló es Ingeniero Mecánico y Doctor en Física, se jubiló en 2013 en la Comisión Nacional de Energía Atómica, donde desempeñó, entre otras funciones, las de Vicedirector de Ingeniería Nuclear del Instituto Balseiro, Gerente de Cooperación y Transferencia de Tecnología y Gerente de Relaciones Institucionales, a cargo de las relaciones internacionales de la CNEA.

    Actualmente es miembro del IESO, Instituto de Energía Scalabrini Ortiz, de la CEEN, Central de Entidades Empresariales Nacionales, y se desempeña en la Universidad Nacional de Chilecito, en La Rioja"
    Fuente:https://agendarweb.com.ar/2018/10/07...-la-argentina/



    "Cumbre Macri-Xi Jinping: Argentina y China firmaron 30 acuerdos para comercio e inversión:

    ...Además del acuerdo suplementario para un nuevo swap de monedas de 10.000 millones de dólares, se aprobó un protocolo sobre requisitos fitosanitarios para la exportación de cerezas frescas a China...

    Fuente:
    https://www.ambito.com/cumbre-macri-...rsion-n5002859

    Editado por última vez por Tutankhamon; https://www.aviacionargentina.net/foros/member/8549-tutankhamon en 29/12/2018, 12:40.

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    • #47

      Hola

      Sólo complementando el post anterior:

      Entiendo que la suspensión de Atucha III, que sería una usina CANDU con gran participación de la industria local, ya que es una tecnología ya dominada por Argentina, puede haber sido (sólo opinión personal) una condición de China, no sólo por cuestiones económicas, más en el futuro venden centrales nucleares llave en manos tipo PWR con uranio enriquecido al contrario de las CANDU de uranio Natural o ligeramente enriquecido.

      En cualquier caso, cualquier decisión sólo vira, probablemente después de 2022.

      Otra materia: https://agendarweb.com.ar/2018/09/25...ntina-1-parte/
      Editado por última vez por Tutankhamon; https://www.aviacionargentina.net/foros/member/8549-tutankhamon en 29/12/2018, 17:52.

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      • #48
        Mientras la novela del regasificador continúa, llega a Bahía material para la barcaza de licuefación de YPF

        Pese al desmentido oficial, en el puerto hay quienes sostienen que el buque volverá en el invierno. Ayer comenzó la descarga de equipos para la FNLG "Tango". El regreso o no del buque regasificador a Bahìa Blanca amenaza no sólo con ser la novela del verano, sino también la del invierno.

        La polémica, que había sido anticipada por “La Nueva.” en su edición del pasado domingo, logró alcance nacional el miércoles pasado cuando el diario Clarin publicó declaraciones de Gabriela Aguilar, gerente general de Excelerate, donde la directiva de la empresa estadounidense dueña de los buques regasificadores anunció que regresaba en el invierno.

        "Todavía no sabemos quién será el cliente. Pero creemos que habrá una necesidad de gas importado en el invierno y, por eso, el barco será utilizado", explicó. Horas más tarde desde el gobierno nacional se negó esa posibilidad, aunque el desmendito no partió de ningún funcionario de alto rango sino de "voceros" no identificados.

        “En relación a las versiones acerca del posible regreso del buque regasificador de la empresa Excelerate, la secretaría de Energía asegura que se encuentra trabajando junto con Cammesa, Enarsa y Ieasa sin contemplar la necesidad de incluir a ese buque en el plan de provisión de gas”.

        ¿Vuelve o no vuelve?

        Según pudo saber "La Nueva.", es muy factible que el regasificador regrese, pese a que el sitio donde estuvo amarrado hasta octubre pasado (muelle de Mega) está destinado a la barcaza que producirá gas natural licuado y que en la segunda quincena de febrero llegará al puerto local.

        Si bien el intendente municipal Héctor Gay señaló que no habrá sitio disponible para el regasificador, se estima que en los meses más duros del invierno la barcaza será llevada a otro sitio y el regasificador volverá a Mega.

        Su regreso dependerá de las temperaturas y de la demanda industrial. Las fuentes consultadas señalaron que ya hay algunos movimientos que hacen pensar en el retorno del buque, por ejemplo las previsiones de compras de fuel oil y gasoil para las centrales eléctricas.

        Ambos combustibles son sensiblemente más caros (un 60%) que el gas natural licuado importado.

        "Lo que el gobierno está planteando como estrategia para no admitir que fue un error haberlo hecho ir, es que la compra de este gas va a a ser a través de las empresas y no del Estado", señalaron las fuentes consultadas.

        Si esto es así, las compras las harán, por ejemplo, Profertil o Dow. De esta forma el gobierno nacional evitará tener que admitir una falta de previsión y va a presentar el tema como consecuencia del repunte industrial.

        También podría suceder que las empresas generadoras de energía, por ejemplo Central Puerto, Pampa Energía, Enel, AES y Albanesi, contraten un buque regasificador para reemplazar con GNL el consumo de gasoil de las centrales térmicas durante el próximo invierno.

        Incluso hay quienes hablan de emplear un buque menor al que estuvo operando en Bahía Blanca.

        La cuestión resulta de importancia para el gobierno ya que en octubre pasado, en un acto realizado junto al muelle de Mega, en Cangrejales, el presidente Mauricio Macri despidió al regasificador señalando que "este barco es un símbolo que nos lleva a pensar la inacción, la incapacidad, el despilfarro por las decisiones que nos llevaron a necesitar este barco".

        Ajustes para la barcaza

        Se estima que en la segunda quincena de febrero estará en el puerto local la barcaza FNLG Caribbean, rebautizada FNLG Tango por YPF. Ahora está siendo transportada por el océano Indico a bordo del buque especial Forte, en dirección a White.

        Incluso ayer comenzó en el muelle multipropósito de Patagonia Norte la descarga de equipos destinados a garantizar una correcta operación de la barcaza que producirá GNL.

        El buque Europe trajo los componentes de una planta de aminas que tratará el gas proveniente del sur antes de ser inyectado a la barcaza.

        Esa planta realiza varios procesos con soluciones acuosas de aminas para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) de los gases.

        La barcaza es una apuesta del gobierno para demostrar que gracias a su estrategia se podrá pasar de las costosas importaciones kirchneristas de GNL a la exportación en los meses más cálidos.

        Un error de cálculo con tinte de papelón

        Enargas tendría listo un informe de carácter técnico en el que advierte que sumadas todas las ofertas disponibles (la producción local, la importación de Bolivia, eventuales compras a Chile para el período invernal y el barco regasificador de Escobar) podrían faltar unos 5 MMm3/d para las centrales térmicas, que deberían usar combustibles líquidos como el gasoil o fuel oil, más caros y más contaminantes.

        Este error de cálculo habría sido lo que motivó la salida de Javier Iguacel de la secretaría de Energía. En la Casa Rosada algunos dicen que el exfuncionario fue quien convenció a Macri de encabezar un acto en White para despedir al regasificador.

        Iguacel sostenía que entre los 8 MMm3/d nuevos que se agregan por Vaca Muerta y 5 MMm3/d extras que llegarán del barco regasificador amarrado en Escobar no tenía sentido mantener el buque de Bahía, que costaba unos U$S 150.000 diarios.

        Tampoco parece que va a alcanzar las mejoras realizadas en la terminal regasificadora de Escobar para procesar más gas e inyectarlo en los gasoductos.

        El empleo de la barcaza constituye una experiencia piloto. Podrá despachar hasta ocho buques este año. Si el proceso industrial y comercial marcha bien es posible que avancen las gestiones de YPF para sumar un socio interesado en construir una planta terrestre de licuefacción en Bahía. (Adrián Luciani - LA NUEVA)

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        • #49
          Empresas china y alemana precalificaron para obras en Yacyretá

          Se abrieron los sobres con las ofertas económicas de los consorcios interesados en llevar adelante la provisión del equipamiento electromecánico para el aprovechamiento hidroeléctrico del brazo Aña Cuá de la represa Yacyretá.

          Anticipando este hito, el ministro del Interior, Obras Públicas y Vivienda de la Nación, Rogelio Frigerio, el gobernador de Corrientes, Gustavo Valdés y el director ejecutivo de la Entidad Binacional, (EBY), Martín Goerling, recorrieron en la víspera el lugar donde se colocarán tres nuevas turbinas, para las cuales los consorcios IMPSA- Power China y el alemán Voith Hydro ofertaron alrededor de 100 millones de dólares. Así, con una inversión total de unos 600 millones de dólares, la central generará un diez por ciento más de energía, “sin impacto ambiental y a bajo costo” y unos 3 mil nuevos empleos, según destacaron.

          Obras y ofertas económicas

          En Buenos Aires, con la presencia de Goerling y el subjefe del departamento Financiero (Paraguay), Luis Fretes Escario, abrieron los sobres, dos, con las ofertas económicas de los consorcios interesados en llevar adelante la provisión del equipamiento electromecánico para el aprovechamiento hidroeléctrico del brazo Aña Cuá.

          Los consorcios que resultaron precalificados en la etapa técnica fueron IMPSA- Power China que ofertó US$ 116.379.881 mientras que la alemana Voith Hydro fue de US$ 99.689.577,84. El contenido local será tenido en cuenta a la hora de elegir la propuesta por lo cual, a partir de hoy, comienza el análisis de lo aportado por cada interesado.

          La china Gezhouba Group Limited Company fue descalificada por no superar los requerimientos técnicos, de acuerdo con la opinión unánime del grupo de evaluación binacional. Además fue inhabilitada por incompatibilidad y conflicto de intereses al contratar como consultora a la empresa canadiense Stantec MWH, asesora de la EBY en la elaboración de los pliegos y en la confección del proyecto para esta licitación.

          Durante los próximos meses, la EBY realizará un ensayo del modelo físico ofrecido por la propuesta mejor calificada antes de hacer la adjudicación. De esta manera se pone en marcha un mecanismo de control, con el objetivo de garantizar el cumplimiento de la propuesta.

          Con este proyecto la EBY concretará la ampliación de la potencia energética en el brazo Aña Cuá, mediante la incorporación de 3 turbinas tipo Kaplan. Los generadores serán del tipo sincrónicos trifásicos, accionados por las turbinas hidráulicas, con eje vertical, totalmente cerrados y refrigerados, con intercambiadores de calor aire/agua alrededor del estator y tendrán una capacidad de 100 MVA.

          El Complejo Hidroeléctrico Yacyretá se desarrolla en el límite de Argentina y Paraguay. La Central Hidroeléctrica, así como el vertedero principal y la esclusa de navegación, se emplazan en el brazo principal del río Paraná.

          En el año 1999 fueron realizados los estudios de un proyecto para utilizar el caudal ecológico del brazo Aña Cuá de entre 1.000 y 1.500 m3/s, con un salto hidráulico de 20 metros en la generación de energía adicional a la de la central principal. La potencia instalada de la nueva central será de 276 MW.

          Las obras a ejecutar contemplarán importantes cuidados medioambientales: se generará un 9% más de potencia sin necesidad de incrementar la superficie del embalse ni ejecutar nuevas presas, esclusas, vertederos ni relocalizaciones. Además, tendrán beneficios ecológicos significativos ya que se incorporarán instalaciones para la transferencia de peces al embalse, inexistentes en el vertedero actualmente en operación.

          La casa de máquinas será del tipo convencional, construida totalmente en hormigón armado, de aproximadamente 130 m. de ancho. La cota de fundación menor será de aproximadamente 29,00 msnm. La estructura alojará 3 turbinas del tipo Kaplan. La potencia instalada de cada una de ellas será de 92MW, y permitirán operar con un caudal mínimo de 500 m3/s.

          La Central se construirá en seco, ya que utilizará la Presa Isla Yacyretá como ataguía de aguas arriba y requerirá una ataguía de baja altura de materiales sueltos para proteger el recinto de los niveles de restitución del vertedero Aña Cuá, en el caso de crecidas extraordinarias.

          La toma y la cámara espiral serán integradas, construidas en hormigón armado y formarán parte integral de la estructura de la central. El tubo de aspiración será del tipo acodado y su dimensionamiento responderá a una velocidad máxima de salida de 2,50 m/s.

          La tasa interna de retorno del capital invertido sobre 20 años es del 14,71% y se estima que las obras generarán 3000 nuevos empleos. Esta licitación es un paso más en las metas propuestas por la EBY en el cumplimiento del Objetivo de Desarrollo (ODS) de Naciones Unidas número 7, el cual propone generar energía asequible y no contaminante.

          Info: elconstructor.com

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          • #50
            La Argentina logra en Vaca Muerta mejores precios que en Bolivia

            La subasta de suministro de gas organizada por el Gobierno para abastecer el mercado interno fijó el millar de BTU en $us 4,62; la adenda con Bolivia establece $us 6,24 hasta 10 millones de metros cúbicos.

            El Gobierno informó al respecto del precio del gas obtenido tras la subasta realizada en el mercado del energético para aprovisionarse de cara a la temporada de invierno. En esa subasta se obtuvo un precio de 4,62 dólares por millón de BTU (unidad de medida británica que se utiliza en el rubro) para recibir 14,3 millones de metros cúbicos en verano y 35,7 en invierno. En octubre se realizará una nueva subasta para el siguiente periodo.

            “El precio promedio fue de 4,62 dólares por millón de BTU, por un suministro de gas anual de 14,3 millones de metros cúbicos diarios en período estival y unos 35,7 millones de metros diarios en el período invernal”, especificaron en la Secretaría de Energía a la agencia vacamuertanews.com, especializada en el rubro energético desde la cuenca neuquina.

            El Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, presentó la adenda al contrato de exportación que finalizaba en 2026 y que debía alcanzar los 27 millones de metros cúbicos diarios en las próximas fechas. En la actualidad ya alcanzaba los 23, pero con la adenda, las nominaciones serán menores.

            El pico de producción en los campos bolivianos en 2018 se alcanzó en el mes de marzo, en pleno verano, cuando se llegó a 56,42 millones de metros cúbicos según los datos del viceministerio de Hidrocarburos. Esta producción se distribuyó entre el mercado interno, el contrato con Argentina y el contrato con Brasil. Que más o menos alcanzaba los 12 millones de metros cúbicos, 20 y 24 respectivamente. Desde entonces se ha experimentado una caída en picado con especial atención en el último trimestre: 55 millones de metros cúbicos en agosto, 51 en octubre y 39 en noviembre. Argentina dejó de pagar el gas en el mes de mayo según declaró el Ministro Sánchez, pero no fue hasta que se ejecutó la boleta de garantía en noviembre que el país vecino empezó a recortar sus nominaciones de forma drástica.

            El principal afectado es Tarija, pues pasó de producir 30,51 millones de metros cúbicos en agosto a 28 en octubre y 22 en noviembre, es decir, dos terceras partes del recorte accionado por el país vecino. Chuquisaca pasó de 6 a 4,5 mientras que Santa Cruz pasó de 16 a casi 12.

            El ministro Sánchez destacó las negociaciones logradas con Gustavo Lopetegui, que establecen mejores precios y mayores volúmenes de envío de gas. En el contrato anterior el precio promedio era de 6,24 dólares el millar de BTU. La nueva Adenda establece que por un volumen de envío superior a los 10 millones de metros cúbicos día durante los siete meses de verano, el millar de BTU valdrá 15 por ciento más, es decir 7,18 dólares.
            Durante los meses de invierno, el precio del millar de BTU, por nominación de más de 10 MMmcd que solicite el país vecino, se indexará al precio del Gas Natural Licuado (GNL) que es de alrededor de los 9,5 dólares, además de sumarse un porcentaje de regasificación que da como resultado 10,3 dólares el precio del millar de BTU.

            El ministro Sánchez explicó que las nominaciones mínimas en verano serán de 11 MMmcd y máximas de 16 MMmcd; en invierno, las nominaciones serán de 16 MMmcd en mayo y septiembre, y de 18 MMmcd en junio, julio y agosto. Los datos están lejos de los 20 y 23 millones de metros cúbicos que se tenían firmados para este periodo, sin embargo, el Ministro Sánchez asegura que la renta petrolera subirá respecto a 2018 en un mínimo de 400 millones de dólares, alcanzado los 2.600 millones de dólares de renta total.

            El nuevo precio argentino rompe uno de los mitos, que establecía que el gas boliviano era el más competitivo al tener ya tendido y amortizado el tendido por ducto. En cualquier caso, el precio final al consumidor argentino se estima se encarecerá un 35 por ciento, pues en ese precio se añade un 10 por ciento de transporte más los impuestos, algo que también sucede con el gas boliviano.

            Fuente: El País
            Editado por última vez por DarwinII; https://www.aviacionargentina.net/foros/member/6146-darwinii en 21/02/2019, 15:25.

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            • #51
              Hace mas de 4 meses habia expuesto la necesidad imperiosa de la construccion de un nuevo gasoducto (y el tren a Añelo) que ahora estan encarando de parte del gobierno

              En la nota mensiona dos posibles soluciones para hacer llegar el gas, una con un nuevo gasoducto y la otra haciendo loops en los existentes.
              Lo mas recomendable es hacer el gasoducto nuevo, los loops sirven para paliar picos de consumo pero no son eficaces a la hora de sumar muchos m3/h por un periodo relativamente largo.


              Gas: Definen licitación para sumar capacidad de transporte desde Neuquén

              Por Nicolas Gandini
              Por pedido del Presidente, la Secretaría de Energía trabaja contrarreloj para presentar a finesde febrero el borrador de la licitación para construir un nuevo gasoducto troncal. El Plan B que contempla Lopetegui. El rol de de Techint y los cambios con relación a la idea original de Iguacel.

              El presidente Mauricio Macri tiene una obsesión en materia energética: poder anunciar en los próximos tres meses la construcción de un nuevo gasoducto troncal desde la cuenca Neuquina. Es, sin duda, la obra más importante que tiene por delante la Argentina hasta 2020. La ampliación de la capacidad de transporte es un paso obligatorio para dejar de pagar una factura millonaria por el gas importado que llega en el invierno. La compra de GNL para la terminal regasificadora de Escobar costará este año cerca de US$ 1200 millones.

              Si algo dejó el claro la discusión por la resolución 46/2017 del entonces Ministerio de Energía, que creó un programa de estímulo (a través de subsidios directos del Tesoro) a la producción no convencional de gas, es que la Argentina está en condiciones de extraer el hidrocarburo a precios competitivos. Ya no de US$ 7 por millón de BTU como contempla el plan de incentivos para 2019, sino en valores cercanos a los 5 dólares. En el mercado petrolero señalan que pozos como los que perforó Tecpetrol en Fortín de Piedra —su campo de shale gas en Vaca Muerta— se repagan, con una tasa de retorno adecuada, con un precio cercano a los 4,50 dólares.

              Son pozos que a la petrolera de Techint le cuestan unos US$ 12 millones y arrancan con una producción inicial que en algunos casos superan los 450.000 metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas. Tecpetrol obtuvo excelentes resultados en ese reservorio, pero otras petroleras también perforaron pozos que están muy por encima de los que se perforaban en Vaca Muerta hasta hace dos años. Pan American Energy (PAE), por ejemplo, colocó en 2018 pozos horizontales en Aguada Pichana Oeste (APO) que producen más de 320.000 m3/día de shale gas.

              La perforamance de los últimos desarrollos de gas en Neuquén —y también en la cuenca Austral, donde empresas como CGC apostaron con buenos resultados a la explotación de tight gas— permitió actualizar algunos casilleros de la ecuación económica del desarrollo de gas en la Argentina. Hasta fines de 2016 la mayoría de las petroleras reparaba en que los nuevos proyectos de gas requerían precios cercanos a los US$ 6 por MMBTU para ser rentables. Hoy, esas mismas empresas reconocen que un precio de mercado cercano a los 5 dólares, la inversión también se repaga. Este año el precio promedio del gas en el mercado rondará, probablemente, los US$ 4,50 si se contempla el precio que pagan hogares, grandes industrias y centrales de generación.

              Es decir, la opción de reemplazar el gas importado —que, como reconoció a EconoJournal un alto funcionario del gabinete económico, obliga a gastar dólares que hoy la Argentina no tiene y ni siquiera tributa impuestos en la Argentina— se presenta, a priori, como viable desde lo técnico (el recurso existe) y lo económico (se puede explotar de forma rentable).

              Por qué es importante

              El impedimiento es la falta de capacidad de transporte para llevar el hidrocarburo desde el yacimiento hasta los centros urbanos.

              “El gas está y somos capaces de extraerlo a valores competitivos, con precios de 5 dólares o incluso menos”, reconoció el presidente de una petrolera. No sólo por el potencial de Vaca Muerta, sino también por el aporte de campos de tight gas (arenas compactas de baja permeabilidad) y incluso desde yacimientos maduros que se podrían explotarse con mayor eficiencia.

              YPF, por caso, ralentizó la extracción de tight gas de proyectos como Lajas y Río Neuquén (un área que comparte con Pampa Energía y Petrobras Brasil) porque hoy no existe capacidad de transporte disponible para inyectar más gas desde Neuquén. La petrolera controlada por el Estado incluso debió cerrar pozos por unos 800 millones de metros cúbicos de gas en 2018 por falta de mercado. “Fue una de las consecuencias distorsivas de la resolución 46, que permitió que el gas no convencional subsidiado (más caro para el Estado) desplazara a gas viejo mucho más barato”, explicaron allegados a la compañía que preside Miguel Gutiérrez.

              Por eso, el gobierno quiere ahora apurar la construcción de un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén o, en su defecto, impulsar un paquete de obras que permitan ampliar los caños existentes.

              Detalles
              1. El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, quiere publicar a fines de febrero el borrador de la licitación para tender una nueva tubería hasta Rosario para abastecer al anillo del área metropolitana. El marco regulatorio otorga a empresas y otros actores involucrados un plazo de 40 días para que presenten comentarios y propuestas sobre el texto original.
              2. La meta del gobierno es estar en condiciones de lanzar formalmente la licitación a fines de abril.
              3. La novedad de las últimas dos semanas es que desde el Enargas y también algunos colaboradores de Lopetegui plantearon al secretario analizar qué es más conveniente:
              • Si construir desde cero un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén (sería el cuarto desde esa cuenca y el primero en instalarse desde 1988)
              • o si, en cambio, es preferible realizar mejoras puntuales en gasoductos existentes (agregar compresión o loops en distintos tramos). El ente regulador y la Subsecretaría de Hidrocarburos, que dirige Carlos Casares, avanzarán en los próximos días con las evaluaciones técnicas para despejar esa incógnita.

              Escollos
              • El principal escollo que deberá sortear el gobierno para traccionar el proyecto es el financiero. Con el riesgo país orillando los 700 puntos, la endeblez cambiaria aún vigente y en la antesala de una elección presidencial, será complicado conseguir crédito internacional para la Argentina para una obra que costará más de US$ 1500 millones.

              Hasta su salida del cargo, el ex secretario de Energía, Javier Iguacel, tenía avanzadas negociaciones con Tecpetrol para que el grupo Techint se encargue, por su cuenta, de construir el gasoducto Neuquén-Rosario bajo el paraguas de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos). Tecpetrol iba a solicitar al Ejecutivo autorización para tender un nuevo caño que sería declarado como un gasoducto de captación o gathering. El grupo Techint estaba dispuesto a solventar el proyecto con equity y financiamiento propio. Existía incluso un acuerdo con TGN y TGS para crear, en la práctica, una nueva transportista que se encargaría de la operación y mantenimiento del caño. Techint quería iniciar las obras de construcción en marzo para que la primera etapa del gasoducto esté operativo para el invierno de 2020. Pero la discusión por la adecuación de la resolución 46 parece haber enterrado esos planes.

              Los mismos de siempre

              Pese a todo, el gobierno confía en que, más allá de la endeblez macroeconómica, logrará traccionar inversiones de la mano de empresas con accionistas locales. Esa lista conforma un quinteto inicial de compañías: YPF, Pan American Energy (PAE), liderada por Marcos Bulgheroni, Pampa Energía (que controla Petrolera Pampa, su brazo petrolero, y tiene participación en TGS junto con el grupo Sielecki y los Werthein), Techint (con Tecpetrol y TGN) y Pluspetrol, la tercera petrolera privada del país.

              Regulación
              • Lopetegui se inclina hoy por impulsar la obra según los parámetros de la Ley 24.076 (del Gas), aunque abogados de Hacienda deben terminar de analizar a fondo los antecedentes legales del proyecto.
              • La posición del secretario de Energía está en línea con el dictamente del Enargas y de asesores del Ministerio de Hacienda, que se oponían a que un gasoducto troncal que atravesará cuatro provincias y tendrá más de 1200 kilómetros de extensión pueda ser declarado como un caño de captación.

              Lo complejo —al margen del escaso financiamiento disponible para el país— es cómo asegurar la oferta de gas para una cañería de gran porte que, según el diseño original del proyecto, transportaría unos 30 MMm3/día de gas.

              ¿Qué petroleras garantizarán la producción para justificar el gasoducto?https://econojournal.com.ar/2019/02/...desde-neuquen/
              Editado por última vez por Aicke; https://www.aviacionargentina.net/foros/member/52-aicke en 22/02/2019, 08:47.
              Saludos

              "Juremos no dejar las armas de la mano hasta ver el país enteramente libre o morir con ellas como hombres de coraje"
              General D. Jose de San Martín, Mendoza, 1819
              sigpic

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              • #52
                El Ceamse comenzó a generar energía eléctrica verde en el Complejo Ambiental Ensenada

                El Ceamse informó que ya está produciendo energía eléctrica "verde" desde el Complejo Ambiental Ensenada y ha comenzado a despachar energía eléctrica a la red interconectada nacional, a partir de la habilitación otorgada por Cammesa, para generación energética a partir del biogas del relleno sanitario.

                "La Central Térmica Ensenada tiene una potencia de 5 MW/h, a partir de fuentes renovables que optimizan la performance del Complejo Ambiental. La operatoria consiste en un proceso de desgasificasión y mediante la combustión del gas en equipos motogeneradores, se genera energía eléctrica 100% verde a partir de una fuente renovable", informó hoy el organismo.

                "Con esta Central, ya son tres las plantas que operan en los Complejos Ambientales de Ceamse, que aportan un total de 20 MW/h de energía eléctrica verde al sistema de interconectado nacional", precisó el organismo oficial.
                La planta es el resultado de un convenio entre Ceamse y la firma Secco Renovar S.A, adjudicataria del proyecto de generación de energía eléctrica a partir del biogás del relleno sanitario.

                Según informó el organismo ambiental, próximamente se pondrá en marcha la Central Termoeléctrica González Catán que sumará otros 5 MW/h, también operada por Secco Energías Renovables.

                El Ceamse, con su política de economía circular, impulsa el emplazamiento y operatoria de cuatro Centrales con un total de 25 MW/h. Esto significa que una población estimada en 200.000 habitantes, será abastecida con energía verde renovable proveniente del biogás de los residuos depositados en los rellenos sanitarios ubicados en áreas del Gran Buenos Aires (IMPULSOBAIRES).

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                • #53
                  VACA MUERTA PODRÍA PROVEER DE GAS LICUADO A ALEMANIA

                  Los alemanes evalúan construir dos plantas de regasificación para importar gas natural licuado (GNL). Argentina tiene potencial en Vaca Muerta para ser proveedor en la próxima década, pero antes deberá construir la planta para licuar el fluido.

                  Según adelantó Stefan Kapferer, director del Consejo Ejecutivo de la Asociación Federal de Energía y Gestión del Agua (BDEW) de Alemania, el país germano piensa construir dos plantas de regasificación para importar Gas Natural Licuado (GNL).

                  Si bien en la la carrera por ofrecer GNL a Alemania se anotan Estados Unidos, Rusia y Qatar, pero en la próxima década se podría sumar Argentina, una vez que construya una planta para licuar el gas (bajar la temperatura a 161° bajo cero para comprimirlo y permitir su transporte en barco).

                  La planta para exportar es una obra que costaría casi u$s 5000 millones y la podría costear la petrolera estatal YPF junto a otros socios, para darle salida al excedente de gas que se produce en Vaca Muerta, señala la nota publicada por El Cronista Comercial.

                  En tren de garantizar su seguridad energética, Alemania busca diversificar su matriz yendo casi exclusivamente a las energías renovables y, mientras tanto, usará al gas como "puente" desde el carbón, que va perdiendo su lugar. Por eso, quiere tener varios proveedores de gas y no depender exclusivamente de Rusia.

                  En la actualidad, los 83 millones de alemanes consumen unos 90.000 millones de metros cúbicos (MMm3/d), unos 246 MMm3/d, que es más del doble de lo que se consume en verano en Argentina.

                  El plan de descarbonización de la economía alemana (de 38% actualmente a 0% de la matriz en 2040) para contribuir a mitigar los efectos del cambio climático y su giro hacia las energías renovables (que deben representar al menos el 65% de la matriz en 2030 y ahora están en 38%) trajo aparejado un aumento en el costo energético del cual Argentina debe aprender.

                  Según admitieron en Berlín fuentes consultadas por este diario, el cambio a las renovables, en especial la energía eólica (brotan los aerogeneradores en los campos cercanos a la capital de Alemania), elevó el costo medio de la electricidad hasta 30 centavos de euro por kilovatio hora (KWh), unos u$s 0,35 /KWh ó u$s 350 por megavatio hora (/MWh), lo que significa 4 o hasta 5 veces más caro que en Argentina.

                  Info; http://www.vacamuertanews.com.ar

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                  • #54
                    Gustavo Lopetegui prevé una aceleración de las inversiones en Vaca Muerta: “En el mundo están convencidos de que es lo mejor”

                    15/03/19 - El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, presentó en Houston, la meca petrolera de Estados Unidos, oportunidades de inversión en el sector petrolero del país por 30.000 millones de dólares y luego mantuvo en Washington reuniones con funcionarios del gobierno norteamericano y de su agencia de inversiones en el exterior, con empresarios y con responsables de los organismos multilaterales con sede en esta capital.

                    “En el mundo ya no hay dudas” sobre el potencial de Vaca Muerta, afirmó Lopetegui en una charla con Infobae y otros medios argentinos en Washington. “Tuve unas 30 reuniones con empresas de Europa, de Estados Unidos y de Canadá, y están todos convencidos de que lo que hay es de lo mejor, que el recurso es lo mejor”, relató el funcionario sobre las respuestas que obtuvo a su presentación ante los magnates petroleros en Texas.

                    “Las inversiones el año pasado en Vaca Muerta fueron 4.300 millones de dólares y en el resto del sector energético unos 1500 millones más. Con lo cuál en el 2018 se deben haber invertido 6.000 millones de dólares en el sector energético”, dijo el funcionario de Mauricio Macri. “Nosotros creemos que ese ritmo se va a acelerar”, agregó.

                    El objetivo oficial, señaló Lopetegui, es que esos 30.000 millones que hacen falta para desarrollar la infraestructura necesaria, incrementar la producción de hidrocarburos y generar más energía eléctrica, sean invertidos en los próximos cuatro años. Vaca Muerta, resumió, “empezó a ser una realidad para el mundo internacional yo te diría hace un año. Hoy nadie lo cuestiona sino todo lo contrario”.

                    El secretario de Energía se reunió en Washington con responsables de la OPIC (Overseas Private Investment Corporation), la agencia del gobierno estadounidense que financia proyectos de inversión en países emergentes, y con directivos de BID Invest, el brazo del Banco Interamericano de Desarrollo que destina fondos a proyectos privados. En ambos casos presentó los proyectos de infraestructura necesarios para el desarrollo del sector energético argentino y detectó un fuerte interés en participar de la financiación de un nuevo gasoducto para llevar la producción de Vaca Muerta a Buenos Aires y el puerto. “Están súper interesados en participar”, enfatizó.

                    Ese proyecto, que podría licitarse a fines del mes que viene y que el Gobierno quiere ver hecho realidad “cuanto antes”, tendrá un costo de entre 1.500 y 2.000 millones de dólares. Según el secretario de Energía, es vital “para que podamos dejar de importar lo que hoy importamos desde Qatar a la planta de Escobar”. La última vez que en la Argentina se construyó un gasoducto fue en 1988, dijo.

                    Lopetegui también se reunió en Washington con empresarios de la Cámara de Comercio, funcionarios del Tesoro norteamericano y el director de Energía del Consejo de Seguridad Nacional de Estados Unidos, Wells Griffths. Hoy cerrará su gira en Nueva York, con una presentación ante empresarios en el Consejo de las Américas (infobae).


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                    • #55
                      Hola DarwinII y demás foristas,


                      Yo acompaño con interés este asunto y sus aportes.

                      Yo busco siempre buscar el maximo de datos económicos, de producción, etc para formar una opinión lo más cerca posible de la realidad, yo resalto que no soy un experto o que tenga un conocimiento de la materia Shale Gás como un forista como Aicke.

                      Pero el asunto Shale y Tight me anima a investigar y apuntar los excesos de optimismo gubernamental para que los amigos puedan tener una idea más amplia del tema.


                      En mi opinión, la necesidad de Lopetegui (y del gobierno) de mostrar optimismo en estos tiempos difíciles producen este tipo de declaración ufanista.


                      De la forma en que ha colocado, todas las principales empresas del mundo están haciendo cola para invertir decenas de miles de millones de dólares anuales inmediatamente para quedarse con una parte de esta inmensa oportunidad de inversiones y lucro fácil.


                      El hecho es que de las inversiones de 2018 (algo como de Usd. 4.400 mil millones) cerca de Usd.2.100 millones fueron aportadas por YPF (es decir, el propio gobierno) y Tecpetrol (cerca de Usd.1.800 en 18 meses) para aprovechar al mismo tiempo el máximo de los subsidios de producción de Shale gas.
                      Las demás inversiones anunciadas y ejecutadas, aunque importantes, Shell, Petronas, etc.no presentan valores anuales significativos para la industria del petróleo.

                      Sobre todo en el autoabastecimiento y la economía de divisas de importación, ya lo he reforzado varias veces la importancia de los no convencionales para Argentina, pero ningún país podría emular las mismas condiciones de negocios de Estados Unidos (el bajo valor de extracción de Usd 4, 50 en algunos pozos no es un factor aislado para que las empresas obtengan LUCRO en las operaciones).


                      Yo dejo, a propósito, un artículo muy interesante sobre el Tight y Shale Oil en los Estados Unidos.

                      Siempre recordando este dato impresionante de Wall Street Journal:

                      ""...Y advierte que las 29 compañías del sector sobre las que realizó el seguimiento llevan “gastados USD 112 mil millones más en efectivo de lo que generaron en sus operaciones de los últimos diez años”.

                      “Mientras los prestamistas continúan financiando la producción de shale oil, las participaciones de capital en las compañías de productoras han caído de unos 35 mil millones de dólares en 2016 a alrededor de 6 mil millones el año pasado (2018).""

                      Es decir, simplemente hasta 2018 el promedio de las compañías del sector tuvieron un perjuicio de Usd. 112 mil millones en sus operaciones financiadas en títulos y acciones de Wall Street.


                      ¿Ha entrado El Shale Oi americano en una muerte en espiral?

                      Las malas noticias que salen de los yacimientos petrolíferos de esquisto de América podrían reducirse a la caída de los precios del petróleo. Eso es sin duda un factor importante. Pero como dicen los profesionales de la inversión, cuando baja la marea, todos descubrimos quién ha estado nadando desnudo.


                      Sin embargo, el patrón de noticias negativas del país de esquisto no solo se relaciona con el precio.

                      La producción de petróleo, al parecer, está siendo exagerada en toda la industria en un 10 por ciento y en un 50 por ciento en el caso de algunas compañías, según The Wall Street Journal.

                      El CEO de uno de los principales actores de la industria, Continental Resources, predijo que el crecimiento en la producción de petróleo de esquisto podría caer un 50 por ciento este año en comparación con el año pasado.
                      En realidad, deberíamos esperar algo peor, ya que la industria por razones obvias tiende a exagerar sus perspectivas.


                      El lugar donde el daño a los inversionistas se ha agravado es en firmas de capital privado que tienen una gran parte de la deuda de alto rendimiento de la industria del petróleo de esquisto.
                      El plan para las empresas era descargar la deuda de alguien más cuando se presentaban mejores oportunidades.

                      Sin embargo, las empresas se quedaron más de lo esperado y están teniendo dificultades para encontrar una oferta en el mercado para estos bonos.

                      Con los grandes jugadores de Wall Street ahora cuestionando el valor de sus inversiones existentes en el petróleo de esquisto, a la industria le resulta difícil recaudar fondos.
                      Ni una sola venta de bonos ha salido desde noviembre en una industria que debe aumentar continuamente el capital para sobrevivir.

                      Para aumentar los problemas, el futuro de la producción de petróleo de esquisto de EE. UU. Parece estar en la Cuenca Permiana en Texas, que ha estado proporcionando la mayor parte del crecimiento de la producción de petróleo para todo el país. Pero la sequía en curso en un ya árido oeste de Texas ha suscitado dudas sobre si el Pérmico tendrá suficiente agua para satisfacer toda la demanda de fracking de nuevos pozos.

                      Debido a las rápidas disminuciones en las tasas de producción de los pozos de esquisto, las compañías primero deben perforar suficientes pozos nuevos para compensar la pérdida de producción de los pozos anteriores, una tarea similar a subir por la escalera mecánica.

                      Esta no fue una tarea tan difícil cuando el auge de las lutitas apenas comenzaba. Pero con el enorme aumento en el número de pozos operativos, las compañías tienen que gastar más de la mitad de sus presupuestos de capital en simplemente reemplazar la producción perdida antes de perforar los pozos que se agregan a la producción.
                      Se espera que ese número alcance el 75 por ciento para el 2021. En algún momento podría llegar al 100 por ciento. (Por esta razón, algunos analistas se refieren al desarrollo de petróleo de esquisto como un esquema Ponzi).

                      Con el número de plataformas cayendo; Es probable que los gastos de capital se reduzcan ante los bajos precios; y cada vez más de ese presupuesto se utiliza simplemente para reemplazar la producción existente, es posible que la espiral de la muerte esperada durante mucho tiempo por los críticos de la industria haya llegado.

                      Los jugadores de Shale durante años no han podido financiar sus programas de perforación con los ingresos operativos, ya que el flujo de efectivo libre (flujo de efectivo operativo menos gastos de capital) sigue siendo muy negativo para la mayoría de las compañías.
                      En otras palabras, lo que las empresas gastan en la adquisición de arrendamientos y terrenos; perforación y terminación de pozos; gastos operativos actuales; y los gastos generales y administrativos superan con creces el efectivo generado por sus ventas de petróleo y productos relacionados de los pozos existentes.

                      Eso significa que las empresas deben pedir prestado a los inversores (generalmente en forma de deuda de alto rendimiento) o hacer que compren nuevas acciones para recaudar el dinero necesario no solo para perforar suficientes pozos para compensar la producción perdida de los pozos en declive, sino también para perforar lo suficiente como para aumentar la producción, algo con lo que los inversionistas han contado para asegurar el valor de sus bonos y aumentar el valor de sus acciones.

                      Si el capital necesario no está disponible, significa que las compañías enfrentarán una disminución en los ingresos por la disminución de la producción.
                      Con un menor flujo de efectivo operativo y poco acceso a capital adicional, estas compañías no podrán perforar suficientes pozos para compensar la disminución de los.
                      Eso significa que los ingresos serán aún más bajos en el futuro, lo que significará una inversión aún menor en nuevos pozos. Así es como se ve una espiral de la muerte.

                      Por supuesto, los precios del petróleo podrían revivir y con ello el interés de los inversores. Nadie puede estar seguro. Pero la gran pregunta es la siguiente: la próxima vez que suban los precios del petróleo, ¿se arriesgarán los inversionistas a verse atrapados durante una desaceleración posterior con los bonos de la compañía petrolera de esquisto que no pueden captar una oferta en el mercado (o acciones que podrían terminar sin valor)?

                      Por supuesto, si la actual desaceleración de los precios del petróleo continúa, puede que no haya una próxima vez para muchos operadores de esquisto.

                      Tasa de caída de producción de los pozos en meses por Cuenca de los EE.UU.





                      Fuente:
                      https://www.resilience.org/stories/2...-death-spiral/

                      Editado por última vez por Tutankhamon; https://www.aviacionargentina.net/foros/member/8549-tutankhamon en 27/03/2019, 18:01.

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                      • #56

                        Quince petroleras presentaron ofertas para explorar áreas offshore



                        Es para tres cuencas marítimas a 22 kilómetros de la costa

                        El Gobierno recibió ofertas de 15 petroleras para obtener licencia de exploración y explotación de hidrocarburos de tres cuencas marítimas offshore a 22 kilómetros de la costa.

                        El off shore (áreas sobre la plataforma continental argentina) "representa hoy el 18% de la producción de petróleo total de la Argentina", aseguró el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, pero "es presumible que existe aún una riqueza muy elevada" sin explotar.

                        Lopetegui anticipó que "esta primera ronda la vamos a repetir todos los años, con los aprendizajes de lo que las empresas van realizando". De este modo, agregó, "vamos a seguir por el camino de ir acercándonos a las reglas de juego que sirven para que esta industria se desarrolle".


                        El secretario volvió a justificar el rumbo emprendido en el sector durante los últimos tres años, luego de que en 2012 los productores de gas recibieran la mitad de sus ingresos en forma de incentivos y subsidios.

                        "Esta lenta convergencia ha sido dolorosa, muy difícil para la sociedad, pero la energía tiene que ser remunerada por los costos que tiene, mientras la factura de electricidad cubría menos de 10% y la de gas menos de 15%", recordó.

                        A su vez, por el petróleo se pagaban US$ 25 más o menos que el valor internacional, con lo cual "no había manera de tener previsibilidad de cómo invertir".

                        Esta situación, agregó, "se fue revirtiendo y se van a cumplir 12 meses que no importamos petróleo, mientras desde noviembre pasado exportamos gas a Chile, unos 7 millones de metros cúbicos por día".

                        El funcionario mencionó además la primera exportación de petróleo liviano que dos meses atrás hizo YPF y la segunda carga de exportación de gas licuado en Bahía Blanca.

                        Lopetegui afirmó que "seguimos en el marco de la convergencia hacia precios internacionales que rigen el mercado" y aclaró que "las retenciones que sufre el sector no se decidieron por gusto sino por la necesidad macroeconómica, fruto de la crisis del año pasado".



                        Fuente:
                        https://www.clarin.com/economia/quin...as-offshore_0_
                        Editado por última vez por Tutankhamon; https://www.aviacionargentina.net/foros/member/8549-tutankhamon en 16/04/2019, 15:25.

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                        • #57
                          ExxonMobil sumó tres bloques exploratorios en la cuenca Malvinas

                          Se ubican a 320 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego. El 70% será operado por la compañía y el 30 por una afiliada de Qatar Petroleum.

                          Mediante un comunicado de prensa, ExxonMobil informó que incrementó sus posiciones en Argentina al sumar tres bloques exploratorios durante la ronda de licitación de offshore impulsada por el gobierno nacional.

                          La compañía informó que a través de su subsidiaria ExxonMobil Argentina Offshore Investments B.V. y una afiliada de Qatar Petroleum ganaron los bloques ubicados en la Cuenca Malvinas, ubicados a unos 320 kilómetros mar adentro en Tierra del Fuego, e incluyen las áreas MLO-113, MLO-117 y MLO-118.

                          “Estamos ansiosos de trabajar con nuestro socio en la exploración de esta nueva oportunidad en Argentina”, dijo Mike Cousins, Vice Presidente Senior de ExxonMobil Upstream Business Development Company.

                          “Esta oportunidad permitirá a ExxonMobil utilizar sus capacidades y experiencia de exploración únicas, mientras evalúa los nuevos bloques”, sostuvo.

                          ExxonMobil operará los bloques con un interés del 70 por ciento. Una afiliada de Qatar Petroleum tendrá el 30 por ciento restante. El programa inicial de trabajo incluye la adquisición de data sísmica 3-D.

                          ExxonMobil posee actualmente intereses en aproximadamente 315.000 acres netos distribuidos en siete bloques en la formación de Vaca Muerta. (vacamuertanews)

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                          • #58
                            LA NACION | ECONOMÍA | YPF Comenzó un juicio millonario contra YPF y el Estado argentino en Nueva York



                            19 de abril de 2019 • 14:31
                            Si bien la Argentina había conseguido en enero un apoyo de la Justicia norteamericana por el juicio millonario de fondos buitre contra el país e YPF por la estatización de la compañía, ayer se conoció que la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York dejó firme un fallo por incumplimiento con los tenedores de acciones de la petrolera. La demanda se inició luego de la medida adoptada en abril de 2012 por el gobierno de Cristina Kirchner.

                            El caso puede ahora continuar sin necesidad de que la Corte Suprema de EE.UU. dé su opinión sobre la jurisdicción, algo sobre lo cual el máximo tribunal había consultado al procurador general norteamericano a pedido del gobierno argentino.
                            En tanto, desde el Gobierno confirmaron a la nacion que presentaron un pedido de urgencia a la Corte de Apelaciones para solicitar la reconsideración de dejar firme la sentencia, a la cual calificaron de "sorpresiva".

                            "Luego de presentar el certiorari [proceso para buscar una revisión judicial y una orden emitida por un tribunal que acuerda revisar], el Estado e YPF pedimos la suspensión del juicio en primera instancia. La Cámara de Apelaciones aceptó el pedido con toda lógica, porque lo que se discute en el certiorari es si corresponde o no la jurisdicción americana. Desde entonces pasaron seis meses, con hechos que dieron solidez a nuestra posición [la suspensión]: varios amici nos apoyaron, destacándose México y Chile, junto con varios académicos. La Corte pidió opinión al Ejecutivo, algo inusual, y se espera que, luego de sendas reuniones con el solicitor general y el Departamento de Estado, el Ejecutivo se expida en mayo. Aun con estos hechos, sorpresivamente sin previo aviso ni notificación, la cámara instruyó a la jueza para que inicie el juicio", dijeron las fuentes.

                            Y recalcaron que la orden de dejar firme el fallo es "contradictoria" porque pasaron seis meses desde que se ordenó suspender el juicio, plazo en el que ocurrieron hechos que fueron dando solidez al camino a la Corte. También la juzgaron "intempestiva", ya que se vulneraron principios constitucionales, como el debido proceso y la defensa en juicio.

                            Más allá de esto, en el Gobierno insisten en que es un proceso y que hay que ir respetando los pasos y, desde luego, acatarlos.


                            Los antecedentes

                            El problema comenzó seis días antes del tercer aniversario de la estatización del control de la petrolera por parte del kirchnerismo. En abril de 2015, Burford Capital Limited, un megabufete con activos por más de US$500 millones, presentó en la Corte del Distrito Sur de Nueva York una demanda contra la petrolera y el Estado por el supuesto incumplimiento de compromisos asumidos con los tenedores de acciones de YPF.

                            El reclamo no tiene un monto establecido, pero en el mercado sostienen que rondaría los US$3000 millones. El punto débil para el país es el lastre que dejó la familia Eskenazi, que en 2008 ingresó en la compañía en una operación cuestionada. Entre otras firmas, los Eskenazi crearon las compañías Petersen Energía Inversora y Petersen Energía. Burford compró la quiebra de ambas -ocurrió tras la estatización-, que utiliza para litigar contra el país.

                            Los demandantes sostienen que la estatización de la petrolera violó derechos de los accionistas minoritarios, que no recibieron una oferta para vender su participación. En 1993, en el marco de la privatización de YPF, el gobierno de Carlos Menem había ofrecido casi el 100% del capital de la empresa a través de acciones clase D y listó los ADR -el título bajo el cual se negocian los papeles extranjeros en los Estados Unidos- en la Bolsa de Nueva York.

                            En ese momento, tanto el país como la empresa se comprometieron a que cualquier otra adquisición posterior de una porción de control de la empresa obligaría a hacer una oferta por el total de las acciones. Esa salvedad figura en los documentos que YPF envió a la SEC (el regulador bursátil norteamericano), así como en su viejo estatuto.

                            El argumento de los abogados locales es que la estatización de YPF se hizo bajo la ley de inmunidad soberana y no violó las leyes de oferta pública en los Estados Unidos.

                            Esta opción obligaría a Burford Capital a recurrir a los tribunales argentinos, como quiere el Gobierno. Pero la Justicia norteamericana ya rechazó ese argumento en dos ocasiones: en primera instancia y en segunda instancia, por una decisión de la Corte del Distrito Sur de Nueva York. Axel Kicillof rechazó en el Senado que el país tuviera la posibilidad de ofertar por todo. "Créanme que si uno quería comprar acciones para entrar a la compañía y pasaba el 15%, pisaba la trampa del oso y tenía que comprar el 100% a un valor equivalente a US$19.000 millones. ¡Porque los tarados son los que piensan que el Estado tiene que ser estúpido y comprar todo según la ley de la propia YPF, respetando su estatuto!", dijo. Esas palabras usaron los demandantes para justificar que el país no cumplió con las leyes.

                            El caso nació mal para la Argentina. Tuvo un fallo en contra en primera instancia en el juzgado de Loretta Preska, sucesora de Thomas Griesa, y en segunda instancia. Además, el juicio estaba fuera del radar de la gestión kirchnerista.

                            Por: María Julieta Rumi

                            Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia...eva-nid2239810

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                            • #59
                              Originalmente publicado por planeador Ver Mensaje
                              LA NACION | ECONOMÍA | YPF Comenzó un juicio millonario contra YPF y el Estado argentino en Nueva York



                              19 de abril de 2019 • 14:31
                              Si bien la Argentina había conseguido en enero un apoyo de la Justicia norteamericana por el juicio millonario de fondos buitre contra el país e YPF por la estatización de la compañía, ayer se conoció que la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York dejó firme un fallo por incumplimiento con los tenedores de acciones de la petrolera. La demanda se inició luego de la medida adoptada en abril de 2012 por el gobierno de Cristina Kirchner.


                              Por: María Julieta Rumi

                              Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia...eva-nid2239810
                              Hola Don Planeador,

                              También he acompañado la noticia y me gustaría pedir su opinión abaliza al respecto (no necesariamente en términos jurídicos).

                              ¿El amigo cree que existe la posibilidad del Estado Argentino de ser demandado a pagar a este fondo buitre?

                              Un gran abrazo.

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                              • #60
                                Hola Tutankhamon. En realidad hoy la defensa de Argentina radica en negarle competencia a la Justicia norteamericana debiendo someterse cualquier planteo legal ante la Justicia Argentina. Por la lectura la misma Cámara de apelaciones había solicitados medidas previas para analizar el fallo de primera instancia del Juez de N.Y. que se declaró competente, pero imprevistamente la misma Cámara ratificó el fallo de primera instancia.

                                Lo lamentable de todo esto es que Eskenazi compra acciones de YPF sin poner un peso, ya que lo hace comprometiendo sus futuras utilidades de la misma empresa cuya acciones compró.

                                Esto es otra de las tantas operaciones infames y corruptas del anterior gobierno por lo que respondiendo a tu pregunta, no me extrañaría que en la operación de compra se hayan establecido cláusulas muy beneficiosas en favor del "comprador" de las acciones, acciones estás que seguramente fueron adquiridas a precio vil por ese fondo de inversión buitre.

                                Al menos si se lograra la competencia de los jueces argentinos, se podría plantear la nulidad de la venta de dichas acciones con mejores posibilidades que la jueza de N.Y. lo que haría caer dicha demanda.

                                Lamentablemente tenemos políticos que han lucrado ilegalmente con el dinero del país, aunque pareciera ser que poco le importa al 30% de la población Argentina.

                                Cordial saludo.

                                Aquí hay algo de información: https://www.iprofesional.com/notas/5...cciones-de-YPF (fecha de compra año 2007)

                                Y aquí está explicado someramente el problema judicial: https://www.msn.com/es-ar/noticias/a...uta/ar-AAzTBoi
                                Editado por última vez por planeador; https://www.aviacionargentina.net/foros/member/4262-planeador en 21/04/2019, 12:07.

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