NOVEDADES

Gas

Nación declaró de interés nacional la ampliación del Gasoducto Perito Moreno

A través del Decreto 1060/2024, el Gobierno Nacional declaró de Interés Público Nacional la iniciativa privada de la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar el Gasoducto Perito Moreno y aumentar el transporte de gas desde Vaca Muerta, especialmente a la zona del Litoral.

El proyecto “Incremento de la Capacidad de Transporte de Gas Natural en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino” tendrá una inversión de 500 millones de dólares y será la primera obra pública de iniciativa privada en la gestión del presidente Javier Milei.

La iniciativa incluye la ampliación del Gasoducto Perito Moreno entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires) y los trabajos en 4 plantas compresoras. Esto permitirá sumar 14 millones de metros cúbicos diarios a la capacidad de transporte de gas a los 21 millones que ya está transportando, alcanzando así los 35 millones en toda la traza.

Al sustituir el gas importado por el producido en Vaca Muerta, este proyecto le generará al país un ahorro fiscal de 567 millones de dólares, lo que significa más divisas para la Argentina.

Del concurso para la adjudicación de las obras, que estará a cargo de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, podrá participar cualquier empresa interesada.

El proyecto de TGS fue presentado dentro del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), un marco regulatorio que ofrece previsibilidad, incentivos fiscales y jurídicos durante 30 años para atraer proyectos de inversión que superen los 200 millones de dólares.

Esta iniciativa contribuirá de manera significativa a los objetivos de maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos en todo el país.

El estado del proyecto de TGS para ampliar el exGPNK

El informe de gestión que presentó Guillermo Francos, jefe de Gabinete de la Nación, dejó varios puntos interesantes sobre las obras que involucran al shale gas. Una de ellas fue sobre el estado en el que se encuentra el proyecto de TGS (Transportadora de Gas del Sur) para ampliar el GPNK I y tramos finales de la red.

La iniciativa privada fue presentada en junio y tiene como objeto la ejecución de una serie de obras de ampliación en el tramo I del Gasoducto Perito Moreno (exGPNK) – desde Tratayén en la provincia del Neuquén hasta Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires – con el fin de incrementar la capacidad de transporte de gas natural en 14 MMm3/día.

Además, prevé la ampliación complementaría en los tramos finales del sistema regulado de TGS en los términos de la Ley N° 24.076, para disponer de gas natural en el área GBA y luego transferirlo al sistema de la empresa Transportadora de Gas del Norte (TGN) a través del Gasoducto Mercedes Cardales, reforzando así el suministro del área Litoral y de los usuarios conectados al Gasoducto Norte.

La obra en el Gasoducto Peritor Moreno contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los 500 MM de dólares. La obra en el sistema regulado de tgs abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en 200 MM de dólares que TG financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del GPNK.

Según el informe de Nación, la iniciativa privada tiene como propósito disponer volúmenes incrementales significativos de gas natural en el corto plazo en el nodo Litoral, permitiendo sustituir todos los inviernos importaciones de gas natural y combustibles líquidos, redundando en beneficios en la balanza comercial de Argentina de más de 700 MM dólares/año y en términos de ahorros fiscales del orden de 500 MM dólares/año.

En este marco, la Secretaría de Energía de la Nación informó que “dicha iniciativa se encuentra actualmente bajo análisis por parte de la Secretaría de Energía, no habiendo sido declarada de interés público a la fecha”.

PAE innova en Cerro Dragón de la mano de la operación remota y sustentable

Pan American Energy (PAE) está transformando sus operaciones en la Cuenca del Golfo San Jorge, apostando por la digitalización, la operación remota y procesos redefinidos. La compañía busca aumentar la productividad y garantizar la sustentabilidad en Cerro Dragón.

La nave insignia de PAE en el convencional es “una provincia dentro de la provincia del Chubut”. Para tomar referencia del desafío que implica operar Cerro Dragón, el bloque abarca aproximadamente 3.500 kilómetros cuadrados y cuenta con más de 4.200 pozos productores activos.

La productividad por pozo es baja, lo que hace imprescindible contar con más de 1.100 pozos inyectando 24 horas al día y desarrollar proyectos de recuperación secundaria y terciaria.

La magnitud de la operación incluye más de 100 instalaciones, 30 plantas de inyección, 2 plantas de tratamiento, 3 parques de tratamiento de gas y una capacidad de generación eléctrica autosuficiente, sin necesidad de conectarnos a la red nacional.

El cambio clave de PAE

En el marco de la 10° edición de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia, Tomás Catzman, gerente ejecutivo de Operaciones Golfo San Jorge de PAE, explicó que la redefinición de procesos y la incorporación de tecnología han permitido operar de forma más eficiente y segura.

“Estamos trabajando con automatismos, sensores, cámaras y drones que minimizan riesgos y optimizan la supervisión. Por ejemplo, un algoritmo revisa diariamente los 4.000 pozos, detecta alertas y permite que el ingeniero o supervisor se enfoque solo en los que requieren atención”, destacó.

En julio de este año, PAE logró operar el 100% de sus instalaciones de forma remota desde su base en Comodoro Rivadavia. Esto incluye plantas de tratamiento de crudo y gas, equipos de torre y generación eléctrica.

Tecnología al servicio de la seguridad

Un avance destacado es la implementación de dispositivos que monitorean la salud de los trabajadores. “Este sensor, similar a un reloj inteligente, geolocaliza a la persona y detecta cambios en sus signos vitales. Si ocurre un evento, se dispara una alarma automáticamente, incluso si el trabajador no puede activarla”, explicó Catzman.

Además, destacó el impacto de la digitalización en la seguridad vial. “Minimizar los kilómetros recorridos gracias a la tecnología es vital, especialmente en rutas compartidas con particulares”, subrayó el directivo.

Un enfoque sustentable y eficiente

La operación remota también permite responder de forma rápida ante emergencias. La emergencia climática que azotó al sur de Chubut en junio generó diversas complicaciones en la región y puso a prueba el sistema aplicado por la compañía. El gerente ejecutivo de Operaciones GSJ de PAE ponderó que la central remota facilitó rescatar a empleados aislados y mantener la producción en funcionamiento. “Desde el centro remoto conformamos un equipo de emergencia natural y, en pocos días, restauramos la operación de campo sin parar la producción”, señaló.

Para Catzman, esta transformación marca un cambio de paradigma: “Antes operábamos como 6 o 7 pequeñas empresas. Hoy podemos priorizar recursos y movernos como una gran empresa integrada para mejorar la productividad”.

Con esta estrategia, PAE refuerza su compromiso con la innovación tecnológica, la seguridad y la sostenibilidad en el desarrollo energético de Argentina.

TotalEnergies será la primera empresa en exportar gas a Brasil vía Bolivia

La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), TotalEnergies y el Grupo Matrix Energia de Brasil firmaron este martes el primer contrato operativo internacional para viabilizar la exportación de gas natural argentino al mercado brasileño a través de la infraestructura de transporte del país andino.

“Este esfuerzo conjunto de las tres empresas representa un paso crucial para dar inicio al suministro de gas natural desde Vaca Muerta y las cuencas argentinas, a través del Sistema Integrado de Transporte (SIT) de Bolivia, al mercado consumidor brasileño”, señaló en un comunicado la estatal boliviana.

Asimismo, mencionó que con el acuerdo se “promueve la continuidad de las iniciativas anunciadas por las empresas en cuestión y robustece el proceso de integración energética regional”.

El contrato fue suscrito durante el ‘Foro Internacional de Hidrocarburos, Fertilizantes, Energías Renovables y Alternativas’, que se realizó en la ciudad de Santa Cruz.

La petrolera estatal boliviana informó que sus empresas transportadoras de gas están autorizadas a operar y administrar el flujo de gas natural de la región a través del sistema de ductos y compresión de alrededor 1.000 kilómetros, “conectando grandes centros de producción de gas en Argentina con los más importantes centros de consumo en Brasil”.

TotalEnergies es el primer operador privado de gas natural en Argentina, con presencia también en Bolivia y en Brasil, y obtuvo dos permisos de exportación de este recurso a Brasil, a través de contratos suscritos con la empresa comercializadora de gas brasileña Grupo Matrix Energia, se explicó en el comunicado.

TotalEnergies, la primera exportar gas vía Bolivia

La estatal YPFB confirmó a EFE en octubre pasado que el país andino había dejado de enviar gas natural a Argentina tras finalizar un contrato de 20 años, su principal cliente, desde los últimos días de septiembre, y apuntó a que todo excedente del hidrocarburo se dirija a Brasil con precios “igual de competitivos”.

Para la petrolera estatal boliviana, el cese de la venta del gas a Argentina abría “una nueva oportunidad” para que el país andino genere un nuevo ingreso “por agregación y transporte” del hidrocarburo.

Analistas y expertos en gas ya habían advertido que Bolivia tenía el desafío de convertir a Argentina en su aliado para el envío de gas a Brasil a través de sus ductos y en un futuro considerarlo como un proveedor.

Entre 2006 y 2017 los volúmenes de gas a Argentina pasaron de 2 a 17 millones de metros cúbicos al día (Mm3d) a lo que siguió un progresivo declive de los envíos que alcanzaron los 6 Mm3d entre enero y julio de 2024, y a 4 Mm3d hasta septiembre.

PAE presentó al RIGI el proyecto de exportación de GNL

Southern Energy, actualmente propiedad de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto de instalación de un buque de licuefacción de gas natural licuado (GNL) en la provincia de Río Negro, el cual constituye un hito significativo para posicionar a Argentina como un país exportador en el mercado mundial de GNL a partir de 2027.

El proyecto de exportación de GNL presentado cumple con las condiciones que se especifican en la Ley Bases y el decreto reglamentario 749/2024 para ser considerado como “Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo”. En este sentido, posicionará a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global en donde nuestro país aún no tiene participación y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales, accediendo a nuevos destinos de exportación.

El proyecto de PAE

Asimismo, el proyecto prevé una inversión estimada superior a los 1.650 millones de dólares durante la primera fase (2025-2031) mientras que en la segunda etapa (2032-2035) asciende a casi los 1.250 millones de dólares. De esta forma, se prevé una inversión en las dos etapas de alrededor de 2.900 millones de dólares. A lo largo de los 20 años de vida útil, la inversión total prevista es de casi 7.000 millones de dólares.

El proyecto favorecerá la creación de más de 600 nuevos puestos de trabajo directo e indirecto, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción. En tanto en la etapa de operación, se generarán alrededor de 850 puestos de trabajo en forma directa e indirecta.

Habrá una elevada participación de proveedores locales, que aportarán más del 50% de los bienes y servicios requeridos durante la operación del proyecto. También se desarrollará una activa política para desarrollar proveedores locales con el objetivo de promover la generación de valor agregado al país.

 

La visión de Bulgheroni

Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAEG, sostuvo que “el RIGI permitió fortalecer el marco regulatorio, para que sea estable y promueva la seguridad jurídica de las inversiones. Todo esto es esencial para dar señales claras a una industria que invierte sostenidamente a largo plazo y para que proyectos como el nuestro se hagan realidad”.

Los recursos gasíferos disponibles en Argentina exceden largamente la demanda doméstica y las exportaciones regionales y, a su vez, habrá una creciente demanda de GNL a nivel mundial en los próximos años.

Por ello, existe un marco favorable para la instalación de capacidad de licuefacción de gas natural en Argentina, que posibilitará la llegada de un producto de valor agregado a nuevas regiones, generando actividad económica local, aumentando las exportaciones y generando divisas.

El proyecto, al ser el primero de este tipo en el país, permitirá avanzar en la curva de aprendizaje de la cadena de valor del GNL, generando la confianza y la experiencia necesaria para desarrollar proyectos de mayor escala.

PAE y Golar LNG, a través de Southern Energy, se encuentran en negociaciones con compañías productoras de gas para que puedan sumarse al joint venture.

Neuquén superó los 447 mil barriles en octubre

Neuquén continúa fortaleciendo su posición como la mayor provincia productora de hidrocarburos del país, impulsada por el crecimiento sostenido de los yacimientos de Vaca Muerta. En octubre, la provincia alcanzó un nuevo récord histórico en la producción de petróleo, con 447.460 barriles diarios. Esta cifra representa un incremento del 0,13% respecto a septiembre y un notable aumento del 26,35% en comparación con el mismo mes de 2023.

De acuerdo con datos recientes del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, este crecimiento se debe al destacado desempeño de áreas clave como Bajada del Palo Oeste, Coirón Amargo Suroeste, Lindero Atravesado, La Amarga Chica y Loma La Lata – Sierra Barrosa, que impulsaron la producción durante octubre.

En términos acumulados, entre enero y octubre de 2024, la producción de petróleo fue un 24,15% superior a la registrada en el mismo periodo de 2023, consolidando aún más el liderazgo de la provincia en esta área.

Por otro lado, la producción de gas experimentó una disminución mensual en octubre, alcanzando los 88,05 millones de metros cúbicos diarios, un 15,1% menos que en septiembre. Esta caída se atribuye a la menor demanda estacional domiciliaria debido al aumento de las temperaturas. Sin embargo, en comparación interanual, la producción de gas mostró un crecimiento del 10,09% en octubre y un aumento acumulado del 11,88% entre enero y octubre, en relación con el mismo periodo de 2023.

El descenso mensual se relaciona con la menor actividad en áreas clave como Fortín de Piedra, El Mangrullo, El Orejano, Loma La Lata – Sierra Barrosa y La Calera, reflejo de la reducción en la demanda.

Cabe destacar que gran parte de la producción de Neuquén proviene de los yacimientos de Vaca Muerta, relegando a los campos maduros a un rol secundario. En el caso del petróleo, el 94,54% de la producción corresponde a extracción no convencional, mientras que en el gas esta modalidad representa el 87,12% del total. Estos datos refuerzan el papel central de Vaca Muerta en el desarrollo energético de Argentina.

Argentina enviará 2 Mm3 de gas por día a Brasil a partir de 2025

El shale gas está a las puertas de ser el nuevo corazón energético de la región. En el marco de la cumbre del G20, Argentina y Brasil firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU) para que el gas natural de Vaca Muerta pueda llegar al gigante latinoamericano vía gasoductos.

El acuerdo firmado por el ministro de Economía, Luis Caputo, y su par de Minas y Energía brasileño, Alexander Silveira, establece que los envíos comenzarán en 2025 con 2 millones de metros cúbicos diarios y se prevé alcanzar los 30 millones diarios de exportación en cinco años.

“Se firma un MOU con el objetivo de discutir la infraestructura necesaria para la exportación de gas argentino proveniente de Vaca Muerta a Brasil. Para ello se designan representantes de ambos países en un grupo conjunto que analizará las alternativas para llegar a una exportación de 30 millones de metros cúbicos diarios de gas natural en 5 años”, detallaron en el Ministerio de Economía de Brasil.

Por su parte, Silveira manifestó que se pretende avanzar por las cinco vías de conexión entre Argentina y Brasil. “Firmé con el Ministro de Economía argentino, Luis Caputo, el Memorando de Entendimiento para traer gas de Vaca Muerta a Brasil. La previsión es que las importaciones brasileñas de gas natural de nuestros vecinos se realicen a través de 5 rutas”, subrayó en cuenta de X.

“Queremos aumentar una oferta de gas en Brasil y consecuentemente disminuir el precio. Precisamos tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen para disminuir el precio y reindustrializar el Brasil, generando más oportunidades para nuestra gente”, aseguró.

Las vías que estudia Argentina

Asimismo, el funcionario aseveró que el gobierno contempla cinco rutas para transportar el gas argentino hacia el mercado brasileño. La primera es aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol).

Otra opción es vía Paraguay. El país guaraní planteó una alternativa que no pise suelo boliviano y trace una diagonal desde Salta hasta Campo Grande, Brasil. El proyecto requiere 1.500 millones de dólares de inversión y permitiría transportar 15 MMm3/d.

Otro camino a través de Paraguay sería desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA. La ventaja de esta ruta es que la cantidad de kilómetros a construir sería menor, se pasa por Asunción donde también se puede abastecer un volumen interesante de demanda y se llega a la misma ciudad de Campo Grande para conectarse con el gasoducto que llega hasta San Pablo.

Cualquiera de estas tres alternativas permitiría abastecer la demanda industrial de San Pablo y la del estado de Mato Grosso do Sul que, según el consultor Álvaro Ríos Rocca, tiene el costo energético más alto de Brasil al abastecerse con GLP.

Las tres vías restantes

Ya las otras dos rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná que necesita entre 10 y 20 MMm3/d. La primera necesitaría la construcción de la segunda etapa del GPNK y un caño adicional entre Uruguayana y Porto Alegre. El tramo 2 del GPNK se licitaría dentro de 30 a 60 días junto a tres plantas compresoras (Casa de Piedra, Chacharramendi y Doblas) para elevar la capacidad de transporte a casi 40 MMm3/d, según indicaron fuentes oficiales a este medio.

El otro camino sería a través de Uruguay, país con el cual ya existe una conexión mediante el Gasoducto Cruz del Sur inaugurado en el 2002 que une la localidad de Punta Lara con Colonia del Sacramento de forma subfluvial y de ahí recorre casi 150 kilómetros hasta Montevideo. El tramo que faltaría construir sería entre la capital uruguaya y Porto Alegre, más algunas plantas compresoras para elevar la capacidad de transporte del caño que fue ideado para llevar apenas 5 MMm3/d.

Brasil y Argentina firmarán un memorándum por el gas de Vaca Muerta

Brasil firmará un memorando de entendimiento con Argentina para desarrollar infraestructura e interconexiones para la exportación de gas natural desde Vaca Muerta, según un comunicado publicado por el gobierno. El Ministerio de Minas y Energía dijo que el acta crea un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para viabilizar el suministro de gas natural argentino.

“La apertura del mercado de gas en Brasil podría generar beneficios a largo plazo, incluyendo inversiones, empleos y reducción de los precios de los alimentos, con una demanda estimada en 30 millones de metros cúbicos por día hasta 2030″, dijo el ministerio.

El titular de la cartera, Alexandre Silveira, sostuvo que el gobierno brasileño espera que a partir de 2025 las importaciones alcancen los 2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. Esta cifra se incrementaría progresivamente a 10 MMm3/d tres años y llegaría a 30 MMm3/d para 2030.

“Queremos aumentar la oferta de gas en Brasil y, consecuentemente, reducir su precio. Esto es fundamental para tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen y reindustrializar el país”, explicó Silveira al diario O Globo.

Las vías para llegar a Brasil

Asimismo, el funcionario aseveró que el gobierno contempla cinco rutas para transportar el gas argentino hacia el mercado brasileño. La primera es aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol).

Otra opción es vía Paraguay. El país guaraní planteó una alternativa que no pise suelo boliviano y trace una diagonal desde Salta hasta Campo Grande, Brasil. El proyecto requiere 1.500 millones de dólares de inversión y permitiría transportar 15 MMm3/d.

Otro camino a través de Paraguay sería desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA. La ventaja de esta ruta es que la cantidad de kilómetros a construir sería menor, se pasa por Asunción donde también se puede abastecer un volumen interesante de demanda y se llega a la misma ciudad de Campo Grande para conectarse con el gasoducto que llega hasta San Pablo.

Cualquiera de estas tres alternativas permitiría abastecer la demanda industrial de San Pablo y la del estado de Mato Grosso do Sul que, según el consultor Álvaro Ríos Rocca, tiene el costo energético más alto de Brasil al abastecerse con GLP.

Las tres vías restantes

Ya las otras dos rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná que necesita entre 10 y 20 MMm3/d. La primera necesitaría la construcción de la segunda etapa del GPNK y un caño adicional entre Uruguayana y Porto Alegre. El tramo 2 del GPNK se licitaría dentro de 30 a 60 días junto a tres plantas compresoras (Casa de Piedra, Chacharramendi y Doblas) para elevar la capacidad de transporte a casi 40 MMm3/d, según indicaron fuentes oficiales a este medio.

El otro camino sería a través de Uruguay, país con el cual ya existe una conexión mediante el Gasoducto Cruz del Sur inaugurado en el 2002 que une la localidad de Punta Lara con Colonia del Sacramento de forma subfluvial y de ahí recorre casi 150 kilómetros hasta Montevideo. El tramo que faltaría construir sería entre la capital uruguaya y Porto Alegre, más algunas plantas compresoras para elevar la capacidad de transporte del caño que fue ideado para llevar apenas 5 MMm3/d.

CGC: el aumento de costos de producción impactó en el EBITDA

La Compañía General de Combustibles (CGC) ha reportado una reducción en su EBITDA ajustado durante el tercer trimestre de 2024, reflejando los desafíos operativos que enfrenta en un entorno de costos crecientes.

El EBITDA ajustado con dividendos cobrados ascendió a $56.802 millones para el tercer trimestre, mientras que para los primeros nueve meses del año alcanzó los $196.452 millones. No obstante, la cifra trimestral representa una disminución significativa de $52.883 millones en comparación con el mismo período de 2023. Según el informe de la compañía, esta caída responde principalmente a un incremento en los costos de producción.

Impacto en la producción

A pesar de esta baja en el EBITDA, la producción total de CGC se mantuvo estable con 786,91 Mm³ equivalentes de petróleo y gas en los primeros nueve meses de 2024, apenas un 0,1% inferior al mismo período del año anterior. Los hidrocarburos líquidos representaron el 42% del volumen total producido, mientras que el gas natural contribuyó con el 58%.

La compañía mantuvo su compromiso con el transporte de gas natural, con un volumen de 7.164,20 millones de metros cúbicos transportados durante el trimestre, lo que representa una disminución del 2% interanual. La compañía participa en importantes proyectos troncales a través de Transportadora de Gas del Norte S.A., Gasoducto GasAndes S.A. (Argentina y Chile) y Transportadora de Gas del Mercosur S.A.

Inversiones clave y nuevos desarrollos

Asimismo, CGC ha intensificado sus esfuerzos en exploración y producción, operando con cuatro equipos de perforación en las Cuencas del Golfo de San Jorge y Austral. Este año destaca como un período récord, con la perforación de 79 nuevos pozos, 13 de ellos con fines exploratorios.

En línea con el Plan de Producción Federal 2023-2028, CGC amplió su capacidad de producción de gas en la Cuenca Austral, aprovechando los altos precios del gas natural licuado (GNL) y la creciente demanda interna.

Entre los hitos financieros del trimestre, destacan: la emisión de Obligaciones Negociables Clase 36, por un total de 68,26 millones de dólares, destinadas a refinanciar pasivos e invertir en proyectos de hidrocarburos; y una tercera adenda a su préstamo sindicado, incluyendo a un nuevo prestamista y ampliando el monto en 5 millones de dólares.

Perspectivas 2024

CGC proyecta un año de consolidación, manteniendo altos niveles de inversión para potenciar su capacidad productiva. Sin embargo, la compañía anticipa posibles desafíos relacionados con la inflación, la estabilidad del mercado cambiario y el acceso al financiamiento. Para contrarrestar estos riesgos, se enfocará en optimizar su estructura de capital y buscar nuevas fuentes de financiamiento.

TGN registró un récord de ventas y un aumento notable en su EBITDA

Transportadora de Gas del Norte (TGN), una de las principales empresas de transporte de gas en Argentina, presentó su informe de resultados para el tercer trimestre de 2024, destacando un crecimiento significativo en ventas y un aumento notable en su EBITDA, impulsados en gran medida por el ajuste tarifario y el tipo de cambio.

Las ventas totales de TGN alcanzaron los 254.195,7 millones de pesos en el periodo de enero a septiembre de 2024, lo que representa un incremento del 57,6% en comparación con el mismo periodo de 2023. Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por un aumento tarifario acumulado del 714% aplicado al transporte de gas local durante abril y septiembre de este año, así como por el impacto positivo de la devaluación del peso en los servicios de exportación.

El EBITDA de la empresa se incrementó en un 249,8%, alcanzando los 125.953 millones de pesos en los primeros nueve meses del año. Esta suba refleja una combinación de mayores ingresos por ventas y una optimización en los gastos de administración, permitiendo a TGN mejorar considerablemente su rentabilidad en un contexto de alta inflación y volatilidad económica.

Reducción de costos de TGN

A pesar del aumento en ventas y EBITDA, la ganancia neta de la compañía en este periodo fue de 7.325,5 millones de pesos, en comparación con los 65.138 millones obtenidos en el mismo periodo del año anterior. La baja en la ganancia neta se debió principalmente a menores ingresos financieros y otros ingresos extraordinarios en comparación con 2023.

Sin embargo, la empresa logró una reducción de 1,6% en los costos de explotación y una disminución de 13,5% en los gastos de administración y comercialización, lo cual refleja una gestión eficiente en medio de las complejidades económicas de Argentina.

TGN sigue creciendo.

Ajustes tarifarios y deuda

En marzo de 2024, TGN acordó con ENARGAS un ajuste tarifario temporal, que permitió un aumento del 675% en las tarifas de transporte de gas desde abril, ajustándose mensualmente. A cambio, la compañía se comprometió a realizar inversiones obligatorias por 19.150 millones de pesos en la mejora y mantenimiento de su infraestructura, priorizando la confiabilidad y seguridad de los gasoductos.

A finales de septiembre, la empresa registró deuda en moneda extranjera y en pesos, incluyendo un préstamo renovado de 55 millones de dólares con el Itaú Unibanco y otros créditos en dólares con bancos locales, utilizados en parte para financiar importaciones y proyectos. Este enfoque financiero busca asegurar el acceso a recursos en un contexto de restricciones cambiarias y altos costos de financiamiento.

Balance de volumen

El volumen de gas transportado por TGN creció un leve 0,24% en comparación con el año pasado, gracias al incremento en los despachos destinados a la exportación. Este aumento compensó la ligera disminución en el transporte de gas para el mercado local, destacando la diversificación de la empresa en el mercado regional.

El directorio de TGN aprobó la distribución de dividendos en efectivo por 88,65 millones de pesos, pagados el 1 de octubre de 2024, lo que demuestra la confianza en la capacidad de la empresa para seguir generando valor para sus accionistas.

Con estos sólidos resultados y un crecimiento sostenido en sus ingresos, la compañía se encuentra bien posicionada para enfrentar los retos económicos en el próximo año y continuar ampliando su capacidad operativa.