ECONOMIA
La Bolsa española incrementa perdidas y se deja los 11.100 puntos tras abrir Wall Street Por EFE
Madrid, 13 jun (.).- El selectivo de la Bolsa española, , ha aumentado su caída hasta el 1,32 % y ha perdido los 11.100 puntos, tras la apertura en negativo del de Nueva York ante la previsión de que la Reserva Federal de EE.UU. solo apruebe un recorte de tipos este año.
A las 16:00 horas, el selectivo español, IBEX 35, se ha dejado 148,1 puntos, el 1,32 %, y se ha situado en 11.098,2 puntos.
El pasado 13 de mayo, el Ibex perdió en la apertura el nivel de los 11.100 puntos, pero logró recuperarlo al cierre al lograr superar la cota de los 11.150 puntos. La última vez que el selectivo acabó por debajo de los 11.100 puntos fue el pasado 9 de mayo, con 11.050 puntos.
En lo que va de año, el IBEX reduce sus ganancias al 9,96 %.
Por su parte, las bolsas europeas también siguen ampliando sus pérdidas a lo largo de la sesión, de manera que París se deja el 1,77 %, Milán, el 1,76 %; Fráncfort, el 1,43 %; y Londres, el 0,63 %.
El Euro Stoxx50, índice en el que cotizan las empresas con mayor capitalización de Europa, pierde el 1,51 %.
Wall Street presenta un comportamiento mixto y mientras el Dow Jones cede un 0,59 %, el sube el 0,06 % y el el 0,41 %.
En el IBEX 35, las mayores caídas son para Banco Santander (BME:), con el 3,48 %; Fluidra (BME:), con el 2,84 %; Amadeus (BME:), con el 2,44 %; y Telefónica (BME:), con el 2,43 %.
La caída de Telefónica se produce después de que el banco alemán Deutsche Bank (ETR:) haya modificado su recomendación desde «mantener» a «vender», y haya reducido la valoración de sus acciones a 3,20 euros desde 4,30 euros, mientras que JP Morgan (NYSE:) no ve potencial alcista en la compañía.
A esta hora solamente Naturgy (BME:) y Cellnex (BME:) se encuentran en positivo en el IBEX, con subidas del 1,54 % y del 0,42 %, respectivamente.
En el mercado continuo, la mayor bajada es para Atresmedia (BME:), con el 4,97 %; seguida de Nyesa, con el 4,35 %.
Por el contrario, el mayor avance lo registra Reig Jofre (BME:), del 3,28 %; seguido de Inmobiliaria Sur, con el 3,03 %.
En el mercado de deuda, el interés del bono español a diez años sube hasta el 3,375 %, mientras que la se sitúa en 81,8 puntos básicos.
El , de referencia en Europa, avanza el 0,15 %, hasta los 82,74 dólares el barril; y el (WTI), de referencia en EE. UU., sube el 0,13 %, hasta los 78,6 dólares el barril.
El euro se deprecia un 0,24 % y se cambia a 1,078 dólares.
(foto) (vídeo)
ECONOMIA
El mapa del gas reúne e los grandes jugadores de Vaca Muerta
Durante 2024, la producción de hidrocarburos de Argentina alcanzó valores que no se registraban desde hace más de 15 años, en particular el gas natural llegó a su nivel más alto desde 2006 con un pico alcanzado en los meses de invierno de 154 MMm3/día.
Así, la producción de gas natural se incrementó en un 5,1% a lo largo del año y del 8,8% en diciembre, producto del aumento en la capacidad de evacuación desde la Cuenca Neuquina, lo que fortaleció la entrega del shale gas de Vaca Muerta creció un 20% interanual.
El impulso de la formación no convencional es tal que llegó a representar en julio el 54% de la producción total del conjunto de cuencas del país, y terminó el año con un lógico descenso estacional en torno al 49%, incremento sensible respecto al 35% de participación de dos años atrás.
Ese notable desempeño encuentra buena parte de su explicación en los seis principales bloques de todo 2024 que con 50 MMm3/d de volumen de la producción, representaron el 73% de la producción total de shale gas.
Todo indica que de concretarse las obras de ampliación de las plantas compresoras del Gasoducto Perito Moreno y de la reversión del Gasoducto del Norte, los niveles de producción podrán seguir en alza este 2025, pero sin dudas el salto exponencial se dará en los próximos años cuando se potencien las exportaciones por ducto a los países de la región y sobre todo con el desarrollo de los proyectos de Gas Natural Licuado a partir de 2027.
Tecpetrol, Total y PAE en el podio por bloques
Así, en el análisis por bloques y de empresas productoras del shale gas se resalta el desempeño de la empresa Tecpetrol -el brazo petrolero del Grupo Techint- que hizo volar los niveles de producción hasta los 24 MMm3/d en los meses de mayor requerimiento invernal. Ese bloque emblemático puede dar mucho más, incluso hasta los 40 MMm3/d pero las limitaciones de la demanda doméstica y regional asociada a la necesidad de infraestructura funcionan como techo.
El segundo bloque en importancia del reciente año fue Aguada Pichana Este, operado por por la francesa Total (41%) como parte de un consorcio con YPF (22,5%); Harbour Energy que recientemente adquirió los activos de la alemana Wintershall (22,5%); y PAE (14%), que entregó al sistema un promedio de 10 MMm3/d.
El podio del año lo completó la vecina Aguada Pichana Oeste, operada por PAE (45%), de la familia Bulgheroni; en sociedad con YPF (30%) y Total Energies (25%), que aportó un promedio al año de 8,1 MMm3/d.
El escenario de los seis principales bloques se complementa con La Calera, operada por Pluspetrol (50%) en sociedad con YPF (50%) que produjo 7,1 MMm3/d; Sierra Chata cuya titularidad pertenecía a ExxonMobil hasta hace pocos días atrás que pasó a manos de YPF (54,5%) para asociarse con Pampa Energía (45,5%) que aportó 4,5 MMm3/d; y finalmente el bloque 100% ypefiano de Rincón del Mangrullo con 4,3 MMm3/d de producción.
En el rearmado de este entramado de petroleras y áreas en operación, YPF emerge como la gran compañía de gas de Vaca Muerta por la sumatoria de las áreas en las que tiene participación con un total de 21,2 MMm3/d a lo largo del año promedio, lo que representa un 31% del market share de Vaca Muerta y un crecimiento de producción del 17% interanual.
En un segundo lugar de un virtual ránking de productores de la cuenca, Tecpetrol alcanzó los 15,8 MMm3/d promedio y una participación del 23% del total producido con un alza de 5% interanual, con lo cual se destaca que las dos principales operadores son responsable del 54% del total del gas no convencional.
En cambio, si el análisis se hace a nivel nacional, entonces YPF mantiene la supremacía con 33,6 MMm3/d y un 24% de participación, pero seguido mas de cerca por otro gran jugador a nivel nacional como lo es Total Energies, que suma 30,7 MMm3/d y 22% de participación gracias al gran aporte que logra desde sus operaciones en el offshore de la Cuenca Austral. Otros grandes jugadores son Tecpetrol (13%), Pan American Energy (13%); Pampa Energía (9%) y Pluspetrol (6%).
El otro no convencional, el tight gas
Una producción también considerada no convencional y de desarrollo previo en la Argentina es el tight gas, el cual aportó el año pasado unos 17 MMm3/d desde distintas cuencas, frente a los 69,2 MMm3/d del shale, aunque con una caída del 7% interanual.
En este caso los seis principales bloques representaron el 80% de la producción total de tight gas. Se trata de las áreas -en orden decreciente- de Río Neuquén (33% YPF, 33% Pampa, 34% Petrobras); El Mangrullo (100% Pampa); Campo Indio (100% CGC); Loma la Lata-Sierra Barrosa (100% YPF); Estación Fernández Oro (100% YPF) y Lindero Atravesado (62,5% PAE ,37,5% YPF):
La mayor disponibilidad de gas durante el año pasado permitió que se verificara una importante contracción de las importaciones que registraron un volumen de 7,9 MMm3/día, un 42% menos que el año anterior, provenientes de Bolivia hasta el cierre del acuerdo comercial a inicios de octubre y lo que se inyectó de GNL desde el buque regasificador de Escobar.
En consecuencia, en 2024 el costo de abastecimiento del gas natural para la demanda prioritaria se redujo como consecuencia de la mayor disponibilidad de fluido local y la contracción del precio de importación de GNL, y a la vez permitió reducir la utilización de combustibles alternativos, como gasoil y fueloil, en el sistema de generación de energía eléctrica.
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