Un primer paso para el gas del 2021
Las mayores productoras de gas del país se aseguraron una porción de los 70MMm3/ del nuevo plan. Resta cubrir la cuota adicional de invierno.
El Plan Gas.Ar garantizó casi la totalidad del bloque base de 70 millones de metros cúbicos diarios de producción para los próximos cuatro años. El gobierno nacional podría empezar a despejar dudas acerca de la demanda, con la adjudicación de los cupos que establecerá el programa desde el 15 de diciembre próximo.
Sin embargo, la licitación no garantizó la totalidad del gas que hará falta el próximo invierno.
Se trata de la demanda adicional para el pico de consumo de los cuatro meses de más bajas temperaturas (mayo-septiembre), un período para el que las empresas realizaron ofertas por debajo de lo que esperaba Nación.
Para ese momento del año se licitaron entre 13,1 MMm3/d (mayo) y 29,65 MMm3/d (julio).
Fuentes de la industria informaron que las ofertas para ese tramo del año no superaron los 4 MMm3/d.
Desde el gobierno manifestaron que, en ese contexto, llegado el caso, podría convocar a una nueva licitación para este tramo de la producción.
La otra alternativa será cubrir con importaciones de Bolivia o GNL, el mercado que finalmente haya que abastecer en el invierno del 2021, si es que las empresas locales no la hacen con producción propia.
Las fuentes consultadas para esta nota comentaron que para ese tramo de la licitación terminó prevaleciendo la falta de tiempo que impuso un cierre tardío del acuerdo de precios y que hace nueve meses venían negociando las empresas productoras con el gobierno nacional.
Es decir, hubiera sido un desafío para las empresas garantizar que llegaban a mayo con las cuotas adicionales que el programa establece para el invierno. El gobierno nacional tuvo que ir corriendo los límites de la puesta en marcha del nuevo esquema, que primero iba a firmarse en septiembre, y que sobrellevó sucesivas modificaciones de los plazos hasta este mes.
Si bien todavía resta el dictamen de la comisión de preadjudicación que evalúa las ofertas, todo indica que el gas que formó parte de la licitación ingresará dentro del programa estímulo.
Como lo informó +e, hubo 16 ofertas en la apertura de sobres de la licitación. Los precios por los volúmenes que cada compañía oficializó oscilaron entre los u$s 2,40 por millón de BTU (MBTU) y los u$s 3,66, que puso sobre la mesa YPF, según pudo saber este medio de fuentes de la industria.
Ese valor deja a la compañía nacionalizada al final del listado de acceso al mercado: la subasta establecía que el menor valor tendría prioridad para el despacho en cada cuenca. Sin embargo, la propuesta realizada por la compañía (21 MMm3/d) será vital para garantizar la demanda interna de los próximos cuatro años, y por lo tanto no tendrá problemas para colocar su producción.
“De hecho, todas las que se presentaron, si pasan la comisión evaluadora, van a poder colocar su producción”, enfatizó una fuente de la secretaría de Energía.
En la compañía incluso creen que eventualmente podrían acceder a exportar. El Plan Gas.Ar establece la chance de ventas en firme al exterior. Si bien el valor que ofertó YPF no la deja bien posicionada para esa posibilidad (la prioridad era para el gas ofrecido a menor precio), lo cierto es que
la compañía considera que así y todo podría eventualmente salir al exterior por la lógica de los clientes que podrían demandar el gas argentino y cómo ven el escenario local.
En el plano político, el gobierno da un paso importante para despejar dudas luego de dos años de agravamiento en el mercado, por las condiciones macroeconómicas y políticas desacertadas.
A partir del primero de enero del 2021 el plan estará en pleno funcionamiento, “premiando” con un aporte del Estado las nuevas cuotas de producción.
Las incertidumbres que hace un año comenzaron a tomar más fuerza ante la falta de una respuesta al declino de los pozos argentinos, parece comenzar a encaminarse, en medio de un contexto crítico como impuso al país y el mundo la pandemia del coronavirus.
Martínez ve u$s 115 millones más para Neuquén
El secretario de Energía de la Nación dijo ayer que el gobierno nacional calculó que en el 2021 Neuquén percibirá 115 millones de dólares más en concepto de regalías por la mayor producción de gas.
Se espera que el gobierno de Omar Gutiérrez recaude durante 2021 unos $54.521,6 millones por regalías, el equivalente al 30% de los ingresos totales que ascenderán a $182.577,8 millones, de acuerdo a los datos del presupuesto provincial para el año próximo.
El gobierno provincial calculó una suba de la producción de petróleo del 10,8% y del 3,3% en la de gas.
Para estos datos, el gobierno tomó en cuenta una proyección con los nuevos proyectos del Plan Gas.Ar.
Neuquén también espera que en el primer trimestre del 2021 haya 24 equipos perforadores, principalmente en los bloques de Vaca Muerta.
En buena medida, es parte de la actividad que comienza verse desde hace dos meses, momento en el que la cuarentena del coronavirus le dieron paso a cierta flexibilización, lo que impactó en una mayor demanda de combustibles.
En el caso del gas, las nuevas perforaciones buscará evitar el declino tras dos años sin inversiones sustanciales en las áreas del shale neuquino.
Qué se busca con el Plan Gas.Ar
Situación actual. Los pozos gasíferos de todas las cuencas productoras vienen en un constante declive: la falta de inversiones por el contexto económico y para el sector afectaron la producción.
Las opciones. En ese contexto, el país debía garantizar la demanda: una opción era importar, con el impacto en la balanza comercial, lo que iba a imponer más presión sobre el dólar.
El nuevo aporte del Estado. El esquema de precios fija un valor máximo de u$s 3,70. Se trata de un valor que hoy implica algo así como u$s 1,20 por encima del precio de mercado. Se subsidiará la tarifa a usuarios.
En los yacimientos. Se espera que este plan estímulo implique más actividad en los alicaídos yacimientos, que atravesaron este año la peor crisis de la historia. Es decir, tendrá efecto con más trabajo.
Un plan a cuatro y a ocho años. El nuevo contexto para la producción argentina establece una duración del programa de cuatro años para los proyectos onshore y de ocho años, por la necesidad de mayores inversiones, para los que son de bloques mar adentro (offshore).
Fuente: Más Energía.
