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junio 27, 20230

Cuáles son los próximos pasos para desarrollar Vaca Muerta

La finalización en tiempo récord de la obra de infraestructura más importante para el desarrollo de Vaca Muerta, el primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner, permitirá evacuar gran parte de los recursos que se encuentran en la cuenca neuquina. Para evitar nuevos cuellos de botella en la capacidad de transporte hay en carpeta – y en algunos casos en ejecución- inversiones para adecuar gasoductos y duplicar la capacidad de oleoductos existentes que demandarán más de 1700 millones de dólares sin contar la etapa II del gasoducto Néstor Kirchner, que puede costar 1500 millones de dólares.

Las operadoras coinciden en cuáles serán las obras necesarias para seguir aprovechando el potencial de los 36.000 kilómetros de esa roca que en algún momento fue un mar y contiene el segundo reservorio de gas y el cuarto de petróleo no convencional del mundo. En gas, el próximo paso es la reversión del gasoducto norte que permitirá abastecer al norte del país y convertirse en una opción para exportar a Brasil. Estratégicamente aguardan la construcción de plantas de GNL.

En petróleo la apuesta más inmediata es la de ampliar la capacidad de transporte del ducto Oldelval y de Puerto Rosales en Bahía Blanca, así como la reactivación del ducto Otasa para evacuar hacia Chile. Podrían estar listas en un periodo de tres a cinco años. “Se avanzó mucho, y con los proyectos que hay va a crecer todavía más”, celebra el ejecutivo de una de las empresas en diálogo con PáginaI12.

Dame gas

En términos estratégicos son dos los proyectos que el sector público y privado destacan como realmente significativos para el aprovechamiento del gas de Vaca Muerta: el gasoducto Néstor Kirchner para abastecimiento interno, con los beneficios de ahorro fiscal por el abaratamiento de los precios internos del gas que impacta en las tarifas, y de divisas por sustitución de importaciones, y el proyecto de tratamiento de una planta de Gas Natural Licuado (GNL) para exportar el gas con valor agregado en el país. “En términos de gas es importante que haya gasoductos, pero es estratégico que el país ponga la mirada en construir plantas de GNL. Para dar la misma discusión de lo que pasa con el litio, evitar ser exportador de commodities”, aseguran fuentes privadas a PáginaI12.

Existe un acuerdo estratégico entre la estatal YPF y la petrolera estatal de Malasia, Petronas, para desarrollar un proyecto integral de GNL que incluye la construcción de una planta. Por la magnitud de la inversión requerida – 10.000 millones de dólares, la más importante de los últimos 30 años en la matriz energética nacional- está esperando ser tratado en el Congreso un proyecto de Ley que crea el Régimen de Promoción del GNL.

Con la etapa I del gasoducto Néstor Kirchner terminada, obra financiada íntegramente por el Tesoro Nacional gracias a fondos propios y la recaudación del impuesto a las grandes fortunas, el ejecutivo busca financiamiento para el segundo tramo que permitirá llevar el gas desde Salliqueló en la provincia de Buenos Aires hasta San Jerónimo en Santa Fe. La inversión, que se calcula en más de 1500 millones de dólares, tiene primeros financistas: la pública Enarsa que ejecutó el primer tramo, destinará lo recaudado por el transporte de gas para financiar el segundo tramo. También está confirmado un aporte del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil por 689 millones para tubos y chapas de acero realizadas en ese país y podría sumarse la empresa Power China.

En lo inmediato, el próximo paso para el desarrollo del sistema de gasoductos es la reversión del gasoducto norte, una obra clave para abastecer a las provincias del noroeste afectadas por la declinación productiva del gas en Bolivia. Se trata de dar vuelta las bombas que hoy hacen presión para que el gas baje desde Bolivia y agregar algo más de caños. En los despachos oficiales calculan que la obra podría estar lista en menos de un año (ponen como fecha tentativa mayo del año que viene), y buscan financiamiento para cubrir una inversión total de 713 millones de dólares. La Cooperación Andina de Fomento (CAF), el Banco de Desarrollo de América Latina, aportará 540 millones de dólares, una parte chica de entre 70 y 80 millones los podría poner la Transportadora Gas del Norte que luego cobrará a cuenta de los recaudado por operar el ducto. El resto podría salir del Tesoro.

La importancia de la obra de reversión radica no solo en el abastecimiento interno, sino que también será importante para poder exportar gas a Brasil. “Si se quisiera exportar a corto plazo a Brasil, se podría llegar vía Bolivia a través del reversal norte”, aseguran fuentes de Energía. Transredes, la red de gasoductos de Bolivia, se encuentra muy desarrollada para la región pero muchos productores prefieren no depender de la coyuntura política del país vecino. Para la exportación a Brasil existe hoy el gasoducto A. Brasileira-Uruguayana, que se conecta con el norte y saca el gas a través de la provincia de Corrientes. Sin embargo, hacen falta obras para contactar la zona por parte de ambos países.

Petróleo

El aumento de la capacidad de transporte de petróleo es otra de las necesidades para el sector en momentos en que la producción no convencional de la cuenca alcanza mes a mes records históricos. Para evacuarlo, existen tres proyectos: la reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa), la duplicación de Oleoductos del Valle (Oldelval) y de la terminal portuaria Puerto Rosales. A largo plazo, se plantean los proyectos Vaca Muerta Norte y Sur, junto con la construcción de un puerto de aguas profundas en Río Negro para permitir la entrada de barcos con mayor capacidad de transporte de barriles.

Desde principios de mayo las principales operadoras están evacuando crudo hacia el lado del Pacífico a través del Otasa, un caño binacional de 425 kilómetros que llega a un pico de 2000 metros de altura para cruzar la Cordillera, y luego baja hasta Talcahuano en Chile. El oleoducto se construyó hace treinta años y dejó de operar en 2006, pero su rehabilitación permite sumar el transporte de unos 110.000 barriles adicionales de crudo de Vaca Muerta. En mayo las operadoras están exportando casi 3 millones de dólares diarios -entre 40 y 60 mil barriles, que es un un tercio de la capacidad del ducto-.

La empresa Oldelval, responsable del ducto que transporta el crudo de Vaca Muerta hacia las refinerías en Buenos Aires, invertirá alrededor de 750 millones de dólares para duplicar la capacidad de un caño que se encuentra saturado – incluso piensan en planes de triplicar la misma, aunque sin un proyecto concreto-. Esta obra, que podría estar terminada para el año que viene, debe complementarse con la ampliación de la terminal portuaria de Puerto Rosales Oiltanking Ebytem que se encarga de la recepción, almacenaje y bombeo del petróleo que proviene de las cuencas patagónicas. Implica una inversión de 300 millones de dólares.

Existen en carpeta, aunque más a largo plazo, otros dos proyecto para evacuar petroleo de la cuenca neuquina: la construcción de otro oleoducto que empalme con la vía con el pacífico (Vaca Muerta Norte), y otro más de fondo que es la construcción de uno nuevo hasta Punta Colorada en Río Negro, donde se proyecta construir el puerto de aguas profundas de Argentina. Un dragado de aguas profundas permitiría entrar buques que pueden cargar hasta 1 millón de barriles (el doble de los buques que hoy pueden entrar a Puerto Rosales en Bahía Blanca, desde donde se exporta el petróleo). En el sector privado estiman que en cinco años podrían estar concluidas las obras.

Fuente: https://www.pagina12.com.ar/561369-cuales-son-los-proximos-pasos-para-desarrollar-vaca-muerta

Información de Mercado

junio 27, 20230

Gasoducto Néstor Kirchner: sigue la apertura del caño y el gas atraviesa Río Negro

El gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPSK) sigue su habilitación parcial y por tramos, tal cual estaba previsto, y hoy se iniciará la tercera etapa de llenado. Atravesará la provincia de Río Negro para luego adentrarse de lleno en La Pampa.

En línea con el calendario oficial que fijó la empresa estatal Energía Argentina (Enarsa, exIeasa), el gasoducto comenzará a llenarse hoy con el gas de Vaca Muerta entre los kilómetros 61 al 89, proceso que culminará antes del próximo jueves 29.

La puesta en marcha de la estación de medición, la apertura de la válvula y las primeras dos etapas de llenado se realizaron con éxito. La empresa Transportadora Gas del Sur (TGS), que es la operadora del caño, avanza de manera sostenida con la puesta en operación y hasta ahora todo marchó como estaba estipulado.

La fecha para el acto de inauguración se pactó para el domingo 9 de julio y antes del acto protocolar restan tres etapas más de habilitación, sin contar con la que empieza hoy. La obra permitirá ampliar el transporte de gas en unos 11 millones de metros cúbicos por día, desde Vaca Muerta.

Gasoducto Néstor Kirchner: como sigue el cronograma de habilitación

El tercer tramo de habilitación del caño que comenzará hoy, se completará antes del jueves 29, y es que ese mismo día iniciará el llenado del cuatro tramo. A diferencia de los tres primeros tramos que se llenaron, que fueron de unos 30 kilómetros cada uno, el cuarto será más largo.

Según indicaron desde Enarsa, el próximo jueves se llenarán 56 kilómetros del caño, entre kilómetro 89 al 145.

Los último dos tramos de llenado serán el mes que viene: el primero de julio empezará el martes 4, será de 140 kilómetros y, el último, se realizará el sábado 8, y será el más largo: el gas recorrerá 285 kilómetros.

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/energia/gasoducto-nestor-kirchner-sigue-la-apertura-del-cano-y-el-gas-atraviesa-rio-negro/

Información de Mercado

febrero 7, 20230

¿La Argentina, se encuentra preparada para ser la Qatar de Sudamérica?

En el transcurso de los últimos meses, tanto de desde las autoridades del Gobierno Nacional, como del ámbito privado, se han hecho una catarata de anuncios que consisten en récords de producción de gas natural, récords de producción de petróleo, el inicio de las obras del Gasoducto Néstor Kirchner, la reversión de parte del gasoducto TGN para abastecer de gas natural al norte de nuestro país, de la misma manera que luego de la visita del presidente Lula ya se da por hecho otro crédito a cargo del Bndes, y la seguridad de que Brasil será un tomador firme del gas argentino.

En lo que a proyectos se refiere hemos escuchado los anuncios de dos plantas de licuefacción, uno a cargo del Consorcio YPF – Petronas y otro a cargo de Excelerate con TGS que permitirían en dos o tres años convertir a la Argentina en un neto exportador de gas y luego de las ampliaciones del Oleoducto Trasandino y de la empresa Oleoductos del Valle en exportadores de petróleo en cifras que jamás hubiésemos pensado un par de años atrás.

Los pozos de Vaca Muerta especialmente han logrado niveles de productividad igual o mejores a los que se obtienen en los yacimientos estrella de EEUU, todo esto sin el ingreso de un solo dólar del exterior.

Ahora bien, suponiendo que todo lo anteriormente expuesto se cumpla en tiempo y forma, dado que la obra del gasoducto lleva un atraso de aproximadamente 60 días.

Además, Energía Argentina publicó un llamado a licitación para asistencia técnica y revisión de la ingeniería para la construcción de las plantas compresoras Tratayén y Salliqueló del gasoducto presidente Néstor Kirchner, dando a entender que esta empresa no tiene personal idóneo como para efectuar esta tarea siendo por ahora la dueña del proyecto.

Según las fuentes del mercado, para acelerar los tiempos de la puesta en marcha del ducto se quitó el control burocrático del Estado y se reemplazó por una declaración jurada del servicio de las empresas intervinientes haciéndose cargo de la inspección con implicancias penales y civiles. Asimismo, se nombró un gerente de Ingeniería de Energía Argentina que no es ingeniero, un gerente de legales que no es abogado; y otros nombramientos con similares características, que aún no se sabe quién va a estar a cargo de la operación y mantenimiento del ducto una vez finalizado.

De la misma manera no se está teniendo en cuenta que todo el mundo está mirando la construcción del GNK, pero si no existe la capacidad evacuar los condensados y el crudo asociado a ese aumento de producción de gas natural, va a ocurrir nuevamente otro cuello de botella para la producción y exportación de ese petróleo.

Es así que se llegaría a septiembre / octubre con:

1) un gasoducto a un 25% de su capacidad de transporte habilitada;

2) un volumen de producción totalmente restringido por la falta de capacidad de transporte;

3) precios internos totalmente desfasados de los internacionales;

4) entes de control intervenidos;

5) imposibilidad de ingresar nuevos equipos a causa de la escasez de dólares que tiene paralizada a parte de la industria y que se refleja en la baja de la cantidad de fracturas durante enero y que van a seguir disminuyendo. De hecho, desde una empresa de servicios internacional informan que todos los nuevos proyectos los están pasando para después de octubre y se están preparando para un escenario posible de actividad igual o menor a la del año anterior.

Suena muy atractivo poder modificar la matriz exportadora del, soñando poder ser líderes en la región de la exportación de hidrocarburos y revertir la balanza comercial energética negativa.

Pero para ello se necesita, además de la infraestructura cuya construcción está en curso, de reglas claras para toda la cadena de valor de la energía, no pueden existir restricciones al mercado de cambio para la salida de dólares, para la compra de equipos, Secretaría de Energía, Energía Argentina -ex Enarsa- y Cammesa deben tener comunicación permanente y tomar decisiones en conjunto proyectando un escenario de oferta y demanda por lo menos a un año para adelantarse a posibles faltantes y a no tomar acciones que innecesariamente confunden al mercado.

Si se va a exportar un porcentaje determinado de la producción, deben estar muy bien definidos los precios internos y externos, eso se logra con la firma de contratos a largo y mediano plazo que dan seguridad jurídica a los actos y un horizonte de demanda por el cual las empresas operadoras puedan hacer sus pronósticos de producción.

Si ya existe una decisión tomada de exportar gas natural a Brasil, se debe analizar muy bien cuál es la opción más conveniente, es decir, tomar la vía de Uruguayana o bien aprovechar la infraestructura ya existente en Bolivia y que de acuerdo a los últimos pronósticos estaría sin fluido para el año 2030.

Son todas decisiones que se tienen que tomar hoy, no se puede esperar a tener parte de un ducto terminado y ver qué pasa. Las provincias de Neuquén y Río Negro en algún momento se van a tener que poner de acuerdo y van a tener que evitar boicotearse los proyectos de transporte una a la otra como sucede en la actualidad, el mercado de exportación de gas natural y petróleo debe ser transparente y dar la oportunidad a todas las empresas de participar en las licitaciones sin condiciones preexistentes que lo único que hacen es dejar el camino libre a dos o tres empresas únicamente.

Como conclusión, todos los proyectos enunciados deben tener como base principal infraestructura adecuada, precios lógicos y justos y una macroeconomía que tiente a inversores a poner su dinero en el país. Por ahora, esas son asignaturas pendientes.

Fuente: https://www.infobae.com/opinion/2023/02/05/la-argentina-se-encuentra-preparada-para-ser-la-qatar-de-sudamerica/

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septiembre 22, 20210

En Argentina hubo un nuevo récord de producción de gas no convencional

Fue un total de 68 millones de metros cúbicos aproximados por día de gas no convencional que se produjeron durante agosto a nivel nacional y se alcanzó así un máximo histórico por segundo mes consecutivo, superando los 64,9 MMm3/d que se produjeron en julio.

A partir de estos datos, el secretario de Energía de la Nación Darío Martínez, expresó: “El Plan Gas.Ar sigue dando muy buenos resultados y mes a mes estamos batiendo récords de producción a nivel nacional. Estamos muy contentos porque nos permite no solo impulsar al sector, si no colaborar enormemente en la reactivación económica que la Argentina necesita”.

“Definitivamente frenamos el declino del sector y cada mes la producción es mayor. Eso significa más puestos de trabajo, más pymes incorporadas en la cadena de valor, más tecnología y valor agregado nacional, y más divisas que ingresan al país” expresó Darío Martínez. “Estamos cumpliendo el mandato del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, reconstruir un país con más producción, más empleo y con más energía para todos y todas” agregó.

Según los datos de agosto, a nivel nacional, la producción de gas no convencional creció en un 4,9% con respecto a julio y un 24,1 interanual, mientras que la producción de gas total creció un 2,5% con respecto a julio y un 6.4 % interanual.

En Neuquén el crecimiento fue mayor: el gas no convencional batió un récord histórico por tercer mes consecutivo en la provincia con un promedio de 62 millones de metros cúbicos aproximados por día, superando los valores de 2019.

Además, en la provincia patagónica la producción de gas no convencional creció en un 5,4% con respecto a julio y en un 26,7% interanual. Por su parte el gas total lo hizo en un 3,7% y 14,9% respectivamente.

Comparando los datos con los arrojados pre pandemia la actividad sigue en alza: 4,7% más de gas total y 22% más de producción de gas no convencional que en febrero del 2020. Además la producción de gas total de agosto de 134 MM m3/d, está cercana a alcanzar valores promedio de 2019.

La producción de petróleo no convencional ya supera los valores pre pandemia en un 31% mientras que la producción total se encuentra llegando a esos valores ubicándose 1,6% por debajo. Un crecimiento interanual de 32,7% para el no convencional, y de 7,5% total.

En Neuquén la producción de petróleo total supera en un 19% a los valores pre pandemia con un empuje del petróleo no convencional que creció en un 33.3%. En la provincia el crecimiento interanual es de 34,4% para el petróleo no convencional y de 24,3% para el petróleo total.

Fuente: https://www.cutralcoalinstante.com/2021/09/21/en-argentina-hubo-un-nuevo-record-de-produccion-de-gas-no-convencional/

Información de Mercado

abril 13, 20210

PRECIOS DOMÉSTICOS DE GAS NATURAL A ENERO DE 2021

En primer lugar vamos a mostrar la evolución del PPP (Precio Promedio Ponderado) a nivel país, que representa el valor al que comercializa el gas natural el productor a los diferentes sectores.

Los sectores abarcados son: Residencial, Gas Natural Comprimido, Usinas, Industria y Otros (por ejemplo, Organismos Oficiales, Provincias, etc.), de los que también mostraremos su evolución individual.

Por segundo mes consecutivo el precio promedio ponderado por volumen del gas natural experimenta un crecimiento.

Al aumento de 9,47% de diciembre sobre noviembre de 2020, el precio subió en enero un 10,1%, acumulando un 20,53% en los dos últimos meses.

De todas formas, el gráfico nos muestra, claramente, el deterioro que han tenido los valores desde enero de 2018 (primer valor publicado) con cerca de 4,50 dólares por millón de BTU, hasta enero de 2021 con 2,29 u$s/MMBTU.

El valor de enero de 2021 es un 0,44% superior a enero de 2020.

Vamos a agregar ahora el volumen comercializado a nivel total, para verificar la estacionalidad:

El sector Residencial es el que consume más cantidad de gas natural, en invierno, con una muy clara estacionalidad. El mes de mayor consumo fue julio de 2020, con 57,7 millones de metros cúbicos diarios, y el de menor, enero de 2020 con 9,5 MMm3/día.

En el último mes informado, enero de 2021, el consumo fue de 10,32 MMm3/día.

Los precios has descendido desde valores cercanos a 4,50 u$s/MMBTU, casi coincidiendo con el pico de consumo, hasta los actuales, de algo menos de 2,50 u$s/MMBTU. En enero de 2021 se detiene la caída constante. El valor es apenas un 0,44% superior al de diciembre de 2020.

El siguiente sector con mayor consumo mensual, y con menor estacionalidad, es el de generación de energía eléctrica.

El volumen promedio del período (2018-2020) fue de 41,45 MMm3/día y el precio fue descendiendo en forma importante desde casi 5,0 u$s/MMBTU hasta 1,9 u$s/MMBTU.

En enero de 2021 hay un importante aumento del uso de gas natural en la generación eléctrica, que llega a 54,69 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento de 22,9% respecto al mes anterior y del 22,14% respecto a enero de 2020.

El valor también experimenta una crecida de 18,42% respecto a diciembre de 2020 y del 50% respecto a enero de 2020. Estamos expresando que pasó de 1,80 u$s/MMBTU a 2,70 u$s/MMBTU en ese período. Importante suba.

Se acumula un llamativo 42,9% (en dólares) en los dos últimos meses. ¿Efectos del Plan Gas?

El siguiente sector, en volumen, es el de industrias:

Aquí también se puede verificar la caída del valor, desde algo más de 4,50 u$s/MMBTU, hasta los actuales algo por debajo de 1,70 dólares.

La caída final del volumen se refiere a la casi paralización industrial desde el inicio de la cuarentena y una tenue recuperación en junio y julio que se muestra amesetada en agosto y septiembre y con algo de crecimiento en octubre y noviembre. Diciembre de 2020 y enero de 2021 vuelven a mostrar caída de consumo.

Recuperación en diciembre del precio respecto de noviembre del 7,6%, pero sigue abajo un 33,8% sobre diciembre de 2019. En enero de 2021 el valor se recupera en 5,41%, acumulando 13,4% en los dos últimos meses.

Respecto al año anterior el valor sigue un 23,23% por debajo.

El GNC sigue a continuación y se puede apreciar el mantenimiento del volumen en el tiempo, salvo la interrupción de la curva provocada por la cuarentena.

En agosto y septiembre los volúmenes se han mantenido un 33% por debajo de lo histórico, mientras que en noviembre se consolida una recuperación.

En enero de 2021 se detiene la subida. Registra una caída de 5,83% respecto de diciembre de 2020 y 10,34% respecto de enero de 2020.

El valor bajó apenas un 1,56% respecto a diciembre, y se mantiene un 32,36% por debajo respecto a enero de 2020.

Por último, el rubro Otros, que abarca el sector Comercial, Sub distribuidoras y Entes Oficiales.

Está claro que la Subdistribución, que representa cerca del 40% del rubro Otros, tiene consumos que, finalmente, debieran ser adjudicados a otros segmentos como industria, por ejemplo. De todas formas, la subdistribución representa solamente el 1,6% del volumen total.

De los otros componentes, el sector comercial es un 48% y Entes Oficiales un 12% del rubro Otros.

Mientras el consumo cae levemente respecto a diciembre de 2020, el valor experimenta una suba de 38,42%, pero todavía un 5,03% por debajo respecto a un año atrás.

Mostramos a continuación un gráfico comparando el precio doméstico promedio ponderado por volumen con el valor promedio de exportación:

Habiendo terminado este repaso estadístico también debemos decir que estos valores no están reflejando los subsidios que reciben los productores a través de los distintos planes de incentivos a la producción de gas natural.

Fuente:https://todohidrocarburos.com/2021/04/07/precios-domesticos-de-gas-natural-a-enero-de-2021/

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marzo 16, 20210

Los subsidios al gas en debate

Este lunes comenzó el tratamiento en audiencia pública del primer segmento de los aumentos tarifarios del gas en 2021, aquel vinculado a cómo se va a distribuir el pago del precio del hidrocarburo en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) entre los subsidios y las tarifas. El precio del gas en boca de pozo fue definido en el marco del programa de estímulo a la producción Plan Gas. Junto al precio de importación del gas que proviene de Bolivia, el GNL y los combustibles líquidos, se forma el costo promedio del gas. Actualmente, entre el 55 y el 60 por ciento del costo es afrontado por el Estado.

La audiencia pública se realizó de forma virtual y contó con una fuerte presencia de entidades de consumidores y otras organizaciones de la sociedad civil. Muchas de ellas presentaron cuestionamientos sobre el hecho de que previo a la audiencia el gobierno ya había definido el precio tope del gas en boca de pozo.

“El llamado a la presente audiencia resulta al menos peculiar, ya que se trata de discutir el nivel de subsidios que afrontará el Estado Nacional sobre el precio del gas, que no fue discutido de manera previa al dictado del DNU 892/20 –del Plan Gas–. Es decir, no es objeto de esta audiencia discutir sobre el precio del gas sino sólo las consecuencias fiscales o económicas que genere el valor establecido ya el año pasado”, advirtió Paula Soldi, directora Ejecutiva del Centro de Estudios para la Promoción de la Igualdad y la Solidaridad (Cepis).

“Sabemos que fue el Estado Nacional quien orientó el precio de gas PIST al poner un precio tope. Y los valores obtenidos en las licitaciones fueron en su gran mayoría, cercanos a ese precio tope. Por lo tanto, hablar de precio obtenido en el mercado resulta al menos discutible. Ese precio promocional por el gas, que es una decisión gubernamental para generar mayores inversiones en el sector, no puede ser a costa de las facturas de gas de la gente”, agregó Soldi.

“Planteamos nuestro rechazo a cualquier incremento de tarifas que está derivado del aumento del precio del gas. Porque no hay explicación posible para que el precio se haya fijado en 3,70 dólares y en 4,70 dólares el millón de BTU en el invierno. De hecho, en el fundamento de la convocatoria se cita el fallo de la Corte Suprema que advierte sobre la necesidad de una audiencia pública hasta que no haya un mercado competitivo, cosa que evidentemente todavía no hay, ya que es un mercado oligopólico”, agregó Pedro Bussetti, de Deuco.

Por su parte, la Secretaría de Energía presentó un informe en donde detalla que según el cuadro de precios y de las tarifas actuales los usuarios pagan alrededor del 40 por ciento del costo del gas, mientras que el restante 60 por ciento corre por cuenta del Estado. Si el componente de las tarifas que se destina a pagar el precio del gas quedara congelado, el costo fiscal anualizado para el Estado sería de 132.963 millones de pesos en concepto de subsidios. Estos datos surgen de calcular un costo promedio del gas en 2021 de 3,91 dólares el millón de BTU.

En función del Presupuesto 2021, Energía calculó que el Estado debería bajar su participación en el precio del gas al 35 por ciento. “Tal situación es compatible con un precio a pagar por los usuarios del orden de los 10,15 dólares el metro cúbico. Dicha situación implica un incremento en el costo del gas a cargo de los usuarios del orden de hasta el 63 por ciento”, indica el informe. Si no se mueven los otros componentes de la factura (distribución y transporte), la suba para el usuario rondaría el 30 por ciento.

La dependencia oficial estimó que actualmente la factura promedio sin impuestos de marzo para el usuario representativo ronda los 642-702 pesos y para julio entre los 2160 y 2407 pesos para julio. Si el Estado cumpliera la pauta presupuestaria 2021 y pasara a afrontar entre un 37,2 y un 35 por ciento del costo del gas, la factura promedio sin impuestos de marzo para el usuario representativo rondaría los 814-893 pesos y para julio entre los 2921-3261 pesos, lo cual implicaría aumentos de alrededor del 30 por ciento.

“Es una audiencia para ver quién paga lo que ya está pactado, esto es totalmente cuestionable. El precio del gas en boca de pozo claramente debe estar por debajo de lo definido en el Plan Gas”, indicó Osvaldo Bassano, de la Asociación de Defensa de los Derechos de Usuarios y Consumidores (ADDUC).

A lo definido en cuanto a subsidios para el precio del gas en boca de pozo se sumaría lo que se disponga tras la audiencia convocada para este martes, en donde se va a discutir la remuneración a distribuidoras y transportistas. A las distribuidoras se les autorizaría una suba del 9 por ciento en la factura final y a transportistas por ahora nada.

Fuente: https://www.pagina12.com.ar/329710-los-subsidios-al-gas-en-debate

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febrero 23, 20210

Camuzzi renueva el programa de microcréditos para instalaciones internas de gas

Camuzzi informa a la comunidad que en el marco de un convenio celebrado recientemente con el Ministerio de Desarrollo Territorial y Hábitat y el Banco Hipotecario, ya se encuentra abierta la inscripción para acceder a la línea de microcréditos para la financiación de la instalación interna de gas natural.

El programa denominado “Mejoramientos Gas” está dirigido a aquellos hogares ubicados sobre las redes de distribución que aún no cuenten con el servicio o utilicen Gas Licuado y que perciban hasta 5 salarios mínimos vitales y móviles, sean formales o informales.

A través de este programa, los usuarios podrán financiar con una tasa de interés fija del 16% la instalación interna de gas, con un máximo de 3 bocas, como así también las obras inherentes a la reconversión de una instalación de Gas Licuado a Gas Natural.

Para conocer los requisitos y solicitar formalmente la línea de crédito, deberán ingresar a https://www.argentina.gob.ar/habitat/procrear/mejoramientos-gas

El procedimiento es muy simple: los interesados deberán completar todos sus datos de manera online en la página web del programa. Luego del análisis de la información suministrada, el Banco Hipotecario le informará a la Distribuidora los datos de los participantes que cumplen con los requisitos para acceder al mismo. De esta forma, Camuzzi procederá a notificar a quienes hayan sido seleccionados para acceder al crédito y les informará la nómina de instaladores matriculados a los que deberán recurrir para la ejecución de las obras de rigor.

Una vez aprobada la instalación interna por parte de la Distribuidora y colocado el medidor al beneficiario, el Banco Hipotecario procederá al pago de los montos correspondientes al instalador matriculado. A partir de la primera facturación, el nuevo usuario recibirá la liquidación correspondiente al consumo del período y el valor de la cuota del microcrédito, pagadero en 60 meses.

Los montos de los créditos ascenderán hasta $44.500 para todo el país, en tanto que en la denominada Región Sur de la Argentina serán de hasta $61.500.

Adicionalmente, las tasas y cargos correspondientes a la colocación del servicio y del medidor, definidas por el Ente Nacional Regulador del Gas, serán financiadas por Camuzzi en 12 cuotas sin interés y abonadas por el usuario recién a partir del segundo año como usuario del servicio.

Fuente: https://www.barilocheopina.com/noticias/2021/02/22/51472-camuzzi-renueva-el-programa-de-microcreditos-para-instalaciones-internas-de-gas

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febrero 18, 20210

Argentina vuelve a exportar gas a Brasil

Después de seis años, Argentina reanudó sus exportaciones de gas a Brasil con la puesta en marcha de la Central Térmica Uruguaiana (CTU), ubicada en el estado de Río Grande do Sul, que generará divisas por 500.000 dólares diarios, anunció ayer el secretario de Energía, Daniel Martínez.

BUENOS AIRES (NA).- La válvula que conecta el gasoducto de 437 kilómetros que une Aldea Brasilera (Argentina) con Uruguaiana (Brasil) permaneció cerrada desde 2015 y hasta este domingo 14 de febrero el gas argentino había estado ausente en territorio brasileño.

La puesta en funcionamiento de CTU, que pertenece a la empresa argentina SAESA, permite a la Argentina exportar hasta 2,4 millones de metros cúbicos de gas natural por día, cuando ese gas no es necesario para abastecer la demanda local.

Cada día de operación de CTU implica para la Argentina un ingreso de divisas de hasta 500.000 dólares.

Y un potencial ingreso de más de 100 millones de dólares al año si sólo se exportara fuera del invierno, periodo en que el gas es necesario para cubrir la demanda local.

La energía eléctrica generada por la Central Térmica Uruguaiana es de importancia estratégica para el sur de Brasil, ya que brinda respaldo a costos competitivos a un sistema altamente dependiente de la hidraulicidad y muy afectado por las sequías provocadas por el fenómeno de La Niña.

La puesta en marcha de CTU, que tiene una potencia instalada de 640 MW y utiliza 2,4 millones de metros cúbicos de gas natural por día cuando funciona a plena marcha, es un auspicioso antecedente tanto para las exportaciones de gas argentino como para la posibilidad de contar con una oferta competitiva de potencia y energía en el sur brasileño.

La exportación de excedentes de gas argentino es provisoria y se estima que este proceso recién podrá consolidarse en los próximos meses, lo que permitirá que Argentina inicie el camino hacia el autoabastecimiento, con la posibilidad de realizar exportaciones en firme tanto a Chile como a Uruguay y Brasil.

Fuente:https://www.surenio.com.ar/argentina-vuelve-a-exportar-gas-a-brasil/

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febrero 18, 20210

¿Cómo es la balanza comercial del gas en Argentina?

El volumen importado de gas natural de la Argentina supera al exportado, generando un importante déficit importante, en particular durante el período invernal. Si bien no se trata de un dato desconocido, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) lo pone en datos concretos en su reporte Panorama del Gas, con cifras y análisis hasta noviembre del 2020. Todo un desafío para el país de Vaca Muerta poder reducir esa brecha y, en algún momento, convertirse en un gran exportador.

“A partir de octubre 2018 se verifica que las exportaciones comenzaron a incrementarse y que bajó el volumen consumido, lo que permitió disminuir el saldo deficitario de la balanza de gas”, indica el informe del ente regulador. “La caída en el consumo interno y las obras realizadas para poder exportar gas licuado (que permitieron complementar la capacidad de exportar a través de gasoductos) generaron un aumento de las exportaciones desde mediados de 2018 hasta comienzos de 2020“, describe.

Argentina es un país que transformó su matriz energética al introducirle un fuerte componente de gas natural, especialmente en los ochenta cuando se pone en actividad Loma La Lata, en la Cuenca Neuquina. El desarrollo de bloques hacia Vaca Muerta también implicó cambiar la mirada, sabiendo que el país tiene enormes recursos de calidad bajo tierra. Pero aún así, para compensar el déficit por picos de consumo hay que importar.La producción bruta de gas para el período enero-noviembre 2020 fue de 124,08 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), una caída del 8,75% en relación al mismo período del año anterior por los efectos en la industria y el consumo local de la pandemia del COVID-19. “Durante el cuatrienio 2016-2019 se registra un aumento en la producción de gas natural del 10,50%, equivalentes a 12,92 MMm3/d”, apunta el Enargas.

Un mercado natural para evacuar el gas es Chile, país con el que hay que retomar la diplomacia gasífera puesto que el suministro no fue constante y hubo contratos a medias. Pero desde 2018 está saliendo gas de Vaca Muerta y Tierra del Fuego hacia centrales chilenas, cuyo gobierno trazó un ambicioso plan para descarbonizar la matriz energética y el primer paso sería “gasificar” más.Ahora se concretó la primera exportación de gas a Brasil luego de seis años. Lo concretó SAESA, la compañía argentina que invirtió en la compra de la Central Térmica Uruguiana con el objetivo de llevar gas argentino, abriéndole una puerta al shale gas de Vaca Muerta, a las zonas industriales del sur brasileño. La puesta en marcha de esta central permite a la Argentina exportar hasta 2,4 MMm3/d, cuando sea gas excedente y no sea demandado en el mercado doméstico, en el gobierno nacional estiman que podría generar ingresos de divisas de 500 mil dólares por cada día de operación.

Mientras tanto, el gobierno nacional busca afianzar el Plan Gas.Ar para estabilizar la producción, con el objetivo de corto plazo en satisfacer la demanda en el invierno de Argentina de este 2021. El siguiente objetivo es aumentar la producción de gas para salir al exterior, como es el viejo proyecto de exportar los recursos de Vaca Muerta como GNL desde Bahía Blanca con destino al Sudeste asiático.

Fuente:https://mase.lmneuquen.com/gas/como-es-la-balanza-comercial-del-argentina-n772911

Información de Mercado

febrero 17, 20210

El Gobierno convoca a audiencias públicas para definir los aumentos en la tarifa de gas

La recomposición de tarifas de gas avanzó en otra instancia significativa. La secretaría de Energía convocó a una audiencia pública para el 15 de marzo, en la que se debatirán los argumentos para ese posible aumento. El ente regulador (Enargas) ya convocó antes a las empresas para escuchar sus posiciones y sugerir cuál podría ser la postura oficial.

La secretaría de Energía, encabezada por Darío Martínez, llevará una propuesta de ajuste “transitorio”, que reflejará la posición del Gobierno. Federico Bernal, interventor del Enargas, mencionó en charlas con las distribuidoras de gas que quiere un incremento en un rango del 7% al 9%. Esa suba estaría desalineada con los objetivos del ministro de Economía; Martín Guzmán. Para que los subsidios energéticos se mantengan en la misma proporción actual del PBI, se necesita una recomposición en una franja de entre 30% y 40%.

En la audiencia, se determinará qué subsidio pagará el Estado a los productores en el marco del plan Gas. Eso impactaría en la tarifa residencial.

Martínez depende de Guzmán. La posición de Bernal, interventor del Enargas, suele expresar la postura del Instituto Patria, encabezado por la vicepresidente Cristina Fernández de Kirchner.

La recomposición de gas viene, en términos regulatorios, mejor que la de distribución eléctrica (luz). Allí no hubo anuncio de audiencia pública, un paso previo para poder concretar cualquier suba en los servicios.

Las tarifas de gas no se tocan desde abril de 2019. De aplicarse la recomposición en abril, se habrán cumplido dos años de tarifas congeladas. En el medio, el costo de vida (inflación) superó el 100%.

El Gobierno sostiene la convocatoria en que ya tiene anunciado un plan Gas. A través de ese mecanismo, tiene cubierta la demanda de 70 millones de metros cúbicos mensuales. Esa cantidad no alcanza para el invierno, donde habrá que profundizar el abastecimiento de Bolivia y -quizás- la adquisición de gas líquido a través de barcos. No está claro si ese mecanismo, que es muy costoso, será trasladado a tarifas o se hará cargo el Estado nacional, con el consecuente rojo fiscal que genera.

En relación al mismo plan Gas, el Gobierno se comprometió a que los productores reciban US$ 3,50 por cada millón de BTU (la unidad de medida del sector) que le entreguen. Pero tampoco está claro como se conformará esa cifra. A fines de 2020, Martínez dijo que el Estado pagará la diferencia entre lo que pagan los hogares y comercios (a través de las facturas) y lo que esperan percibir las compañías.

A lo que pagan los consumidores por el gas que consumen se lo llama “demanda prioritaria”. En 2020, los productores venían recibiendo US$ 2,20 por millón de BTU en ese concepto. Pero el secretario Martínez adelantó que ese número caerá, es decir que las empresas que entregan gas cobrarán menos en ese concepto.

En la ley de presupuesto, el Gobierno avisó que destinaría $ 63.773 millones para IEASA (la ex Enarsa), para cubrir la diferencia entre el precio de importación del gas -ya sea a través de barcos con GNL o el acuerdo con Bolivia. y el importe con que se despacha ese gas en el mercado interno. También que habrá $ 71.000 millones en subsidios a la producción. Eso va para el plan Gas.

Y otros $ 34.545 millones para subsidiar la “demanda de gas natural”. Esto sería lo que no pueden pagar las distribuidoras con sus propios recursos, y que el Estado subvencionará.

Según tres especialistas consultados, si la recomposición es de un dígito, ninguna de esas erogaciones alcanzará y serán muy superiores.

Durante la administración anterior, se había normalizado el marco normativo que rige el sector, es decir los procesos de selección de interventores (por concurso) y aplicación de los términos de las concesiones.

A fines de 2019, con la asunción de Alberto Fernández como presidente, el Congreso aprobó la ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública” que, entre otras cosas, facultó al Poder Ejecutivo Nacional a intervenir los entes reguladores del gas y la electricidad por un año y a congelar tarifas; habilitándolo, además, a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral o a iniciar una revisión de carácter extraordinario.

Fuente: https://www.clarin.com/economia/gobierno-convoca-audiencias-publicas-definir-aumentos-tarifa-gas_0_XVlVgWyLT.htmlEl Gobierno convoca a audiencias públicas para definir los aumentos en la tarifa de gas (clarin.com)

Información de Mercado

noviembre 12, 20200

Crisis en Metrogas: por qué acumula la mayor pérdida de su historia

El largo congelamiento de las tarifas que ya llega más de dos años y medio, sumado a las medidas tomadas por el Gobierno para afrontar la emergencia sanitaria del Covid-19 pegaron fuerte en la principal distribuidora de gas de la Argentina.

Es decir, en Metrogas, que en los últimos nueve meses acumuló la mayor pérdida en términos nominales desde que fue creada en 1992, tras el proceso de privatización de los servicios públicos ordenado por el entonces gobierno de Carlos Menem.

La empresa, que hoy es propiedad de YPF, acaba de enviar a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, el balance correspondiente a los primeros nueve meses del 2020, que arroja un rojo de $7398 millones.

Con semejante nivel de caída y si las actuales condiciones de tarifas congeladas se mantiene por otros períodos es más que probable que la compañía se encamine a transitar un camino de mayor inestabilidad financiera que podría derivar en que ingrese a una situación que ya atravesó años atrás.

Es decir, al concurso preventivo de acreedores, del que logró salir en noviembre del 2013, después de que la Justicia homologó un plan de reestructuración de una deuda que por ese entonces ascendía a u$s20 millones, algo así como $1500 millones a la cotización actual del tipo de cambio oficial.

La compañía había solicitado el proceso concursal en el 2010 ante la imposibilidad de hacer frente a un vencimiento de deuda por esos u$s20 millones que fueron renegociados a través del pago de los créditos verificados mediante la entrega de Obligaciones Negociables (ON) con vencimiento el 31 de diciembre de 2018, nominadas en dólares.

Preocupación por el futuro de la empresa

Ahora, el fantasma del default vuelve a sobrevolar sobre la compañía que le brinda servicios a más de 2,5 millones de clientes dentro de Capital Federal y el conurbano.

No sólo el congelamiento de las tarifas impuesto durante la gestión de Mauricio Macri en el 2018, y continuado por el presidente Alberto Fernández incide en la debacle de Metrogas.

También lo hacen medidas tomadas por las autoridades durante este contexto de combate contra el coronavirus como la imposibilidad de cortar el servicio a deudores morosos, lo que hizo que los índices de cobrabilidad durante los primeros meses de este año se cayeran al 35% del habitual 95%.

Esta imposibilidad de disponer la suspensión o el corte del servicio público a ciertos usuarios en caso de mora o falta de pago de hasta siete facturas consecutivas o alternas con vencimientos desde el 1° de marzo en un principio se extendió por 180 días. Pero en septiembre, el Gobierno prorrogó la medida hasta el 31 de diciembre próximo.

El combo explosivo suma la decisión de la compañía de utilizar los pocos ingresos de caja para el pago de salarios y no para cancelar deuda con sus proveedores, en especial con las empresas productoras de gas.

“No hay dinero”, dicen en la empresa en donde, de todos modos, rechazan la posibilidad de volver a solicitar un concurso preventivo de acreedores y se mantienen optimistas de que el Gobierno descongelará las tarifas o, en su defecto, encarará un rescate financiero de Metrogas.

La llegada del verano es otro factor que impone optimismo, si se tiene en cuenta que con el calor disminuye el consumo de gas en los hogares y en las empresas generando ciertos ahorros para la distribuidora.

Metrogas fue afectada por la declaración, el 23 de diciembre del 2019, de la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social que delegó en el Poder Ejecutivo Nacional hasta el 31 de diciembre próximo las facultades de mantener las tarifas de electricidad y gas natural sin cambios.

De hecho, también Edesur y Edenor acaban de publicar sus balances correspodientes a los primeros nueve meses de año con fuertes pérdidas conjuntas por algo más de $5300 millones, causadas por los mismos motivos que llevan a Metrogas al borde de la cesación de pagos.

La Resolución también permite a las autoridades nacionales a renegociar la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente y por un plazo máximo de hasta 180 días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaría real sobre los hogares, comercios e industrias para este año.

Un factor que juega a favor de las cuentas de la empresa es la medida tomada por la Secretaría de Energía sobre el suministro de gas para el período abril 2020-marzo 2021. El organismo que orienta Daniel Martinez instruyó a productores y comercializadores a renovar la vigencia de los contratos de suministro de gas de las distribuidoras hasta diciembre próximo.

Hasta ahora, Metrogas acordó con algunos productores la prórroga de sus contratos vigentes en los términos adoptados por el Gobierno y se encuentra negociando lo propio con el resto de las empresas.

Sin embargo, no logró que se cumpla otra norma oficial que determinó, mediante la Resolución ENARGAS N° 735/2019, los montos netos finales de las diferencias diarias acumuladas (DDA), que serían transferidos a cada distribuidora en 30 cuotas mensuales y consecutivas a partir del 1° de octubre de 2019.

El 5 de diciembre de ese mismo año, la Secretaría de Energía había aprobado la transferencia de la cuota 1 a Metrogas para su posterior pago a cada productor de gas. Luego de ese pago, la empresa no ha recibido nuevas transferencias de las cuotas adeudadas.

También fue afectada por la Resolución ENARGAS N° 27 que derogó la llamada “Metodología de Traslado a tarifas del precio de gas y Procedimiento General para el Cálculo de las Diferencias Diarias Acumuladas” que establecía los criterios que aplicaría el ente que regula el mercado de gas para determinar el traslado a tarifas del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (“PIST”).

Impacto de la Ley de Solidaridad

En este sentido, el 4 de septiembre pasado, Metrogas envió notificaciones a los productores informando sobre la imposibilidad de abonar las facturas de compra del gas natural con vencimiento ese mismo mes, debido al deterioro de su situación económico-financiera, producto de distintas controversias regulatorias que se vieron agravadas a partir de la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva que dispuso el congelamiento tarifario.

A raíz de esta situación, Pluspetrol y Tecpetrol, que le proveen aproximadamente el 7% de volumen total contratado, notificaron a Metrogas la suspensión de la inyección por tiempo indefinido.

En el escrito enviado a la CNV, la empresa aclara que dicha medida “no ha generado dificultades en el suministro de gas ya que posee alternativas razonables de suministro para suplir la suspensión”.

Sin embargo, en octubre pasado, sufrió un embargo preventivo dispuesto en la causa “Pan American Energy S.L. Sucursal Argentina c/ MetroGAS S.A. s/ Medida Precautoria” (Expte. N° 9821/2020) que se tramita en el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Comercial N° 24 Secretaría N° 48 por la suma de $187.419, y el arbitraje iniciado de manera conjunta por dicho productor y Pan American Sur S.A. ante la Cámara de Comercio Internacional con sede en Montevideo, Uruguay.

La causa fue abierta por presuntos saldos adeudados por la distribuidora propiedad de YPF correspondientes al suministro de gas de junio pasado y saldos correspondientes a tarifa social (pendientes de cancelación por el Estado Nacional) por marzo, abril y mayo también de este año.

Metrogas apeló la cautelar dispuesta y obtuvo la sustitución de la medida por un seguro de caución ordenándose, en consecuencia, la restitución de los fondos embargados.

“Las decisiones gubernamentales precedentemente detalladas y adoptadas por el Estado Nacional y los cambios regulatorios mencionados provocan consecuencias negativas ineludibles y de inevitable impacto en las operaciones y resultados de la sociedad”, advierte Metrogas en el informe sobre sus estados financieros de estos primeros nueve meses del año.

Deudas con los bancos

La empresa agrega que se encuentra en pleno proceso de refinanciación de los próximos vencimientos de capital de la deuda financiera a partir de préstamos del sector bancario por casi $2.300 millones.

Un primer préstamo lo acordó con el Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) por $1.030 millones, a ser amortizado en 11 cuotas trimestrales y consecutivas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso.

El segundo crédito le fue otorgado por el Banco Itaú Argentina, por algo más de $513 millones, en este caso a ser amortizado en una única cuota pagadera al año contado desde la fecha de desembolso. La tasa de interés es la Badlar corregida más un margen aplicable del 9,85% anual.

En el caso del tercer contrato, fue acordado en moneda extranjera con el Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch, por u$s6,9 millones y será amortizado también en una única cuota pagadera al año contado desde la fecha de desembolso, a una tasa de interés base igual a Libor de seis meses más un margen del 7% anual.

En febrero pasado, Metrogas ya había llevado a cabo una operatoria similar con los mismos bancos. Por caso, con el Itaú Argentina y el ICBC, por un monto total de $3.329 millones a ser cancelado en 11 cuotas trimestrales y consecutivas pagaderas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso del préstamo.

Luego, en mayo pasado accedió a otro préstamo también del ICBC Argentina por $947 millones a ser cancelado en 11 cuotas trimestrales y consecutivas pagaderas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso del préstamo.

En la misma fecha, celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco, Nassau Branch, por u$s6,9 millones a ser cancelado al año de la fecha de desembolso del préstamo.

Adicionalmente, recibió del Itaú Argentina otros $473,5 millones a ser cancelados al año de la fecha desembolso y con una tasa nominal anual de Badlar corregida más 9,85%, pagadero en forma semestral.

Estos tres últimos préstamos también los destinó a cancelar la sexta cuota de amortización del préstamo no garantizado con el ICBC Limited -Dubai Branch e Itaú Unibanco – Miami Branch, que venció el 26 de mayo pasado, por un importe de u$s27,8 millones.

De acuerdo con los términos y condiciones de los préstamos, Metrogas debe cumplir con una serie de compromisos financieros generalmente establecidos en este tipo de transacciones.

Sin embargo, el 30 de junio pasado, los acreedores financieros consintieron formalmente dispensar a la distribuidora de su obligación contractual de dar cumplimiento a dicho indicador financiero por los problemas que viene atravesando como consecuencia de las medidas regulatorias tomadas por el Gobierno.

En el informe de resultados que acaba de enviar a la Bolsa, Metrogas advierte también que “la valoración de ciertos activos y pasivos está sujeta a un mayor nivel de incertidumbre” y explica que “dado el brusco cambio de contexto que se ha producido desde diciembre de 2019 fundamentalmente por los impactos que la pandemia ha provocado no sólo en términos de salud pública, sino en la caída de los niveles de actividad a partir de fines de marzo de 2020, así como también la postergación de los plazos establecidos originalmente en cuanto a expectativas de incrementos de tarifas, ha revisado los supuestos de tarifa utilizados en las pruebas de deterioro realizadas al 31 de diciembre de 2019”.

Fuente https://www.iprofesional.com/negocios/327437-crisis-en-metrogas-acumula-la-mayor-perdida-de-su-historia

Información de Mercado

noviembre 5, 20200

Martínez acordó con Techint para que se sume al Plan Gas y ya validó los cambios con el presidente

Lo que acordó Martínez es que Tecpetrol va a participar en la subasta del nuevo Plan Gas con hasta un 50% de la producción que inyectó en los meses de mayo, junio y julio de este año. Se acordó también mantenga su reclamo judicial hacia atrás, pero lo levante de aquí en adelante.

El secretario de Energía, Darío Martínez, se reunió este martes con el presidente Alberto Fernández para terminar de validar los últimos cambios que se introdujeron en el Plan Gas y se espera que la iniciativa finalmente se oficialice en los próximos días. Las principales novedades son que se acordó con Tecpetrol (Techint) para que participe del programa y que la extensión del mismo no será de tres sino de cuatro años, como se había previsto originalmente.

Negociación con Techint

Uno de los cabos que habían quedado sueldos antes del lanzamiento del programa era cuál iba a terminar siendo la participación de Tecpetrol, uno de los dos principales productores de gas de la Cuenca Neuquina.

El inconveniente estaba planteado porque la petrolera del grupo conducido por Paolo Rocca ya forma parte del programa de incentivos que lanzó el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, a través de la resolución 46/17 y, además, mantiene un pleito judicial con el Estado Nacional debido al recorte que le aplicó el gobierno de Mauricio Macri a ese beneficio.

Lo que acordó Martínez es que Tecpetrol va a participar en la subasta del nuevo Plan Gas con hasta un 50% de la producción que inyectó en los meses de mayo, junio y julio de este año. Es decir, si Tecpetrol produjo unos 14 millones de metros cúbicos por día en ese período, va a poder subastar hasta 7 millones de metros cúbicos diarios, los cuales tendrán prioridad de despacho. El resto de la producción va a ir a la cola de la subasta y su colocación dependerá de la demanda.

Uno de los incentivos que ofrece el nuevo programa es que quien oferta el precio más bajo no solo tienen prioridad de despacho sino que obtiene preferencia para exportar en firme durante los meses del verano en los que suele sobrar gas en Argentina. Sin embargo, ni Tecpetrol ni la Corporación General de Combustibles (CGC), otra de las firmas beneficiadas con la resolución 46/07, no van a poder usufructuar este beneficio. Eso es para que el gas subsidiado por la resolución 46/07, que recibe un precio de 6 dólares por millón de BTU frente a los 3,70 dólares que pagará el nuevo programa, no termine siendo exportado.

Por último, estaba pendiente de resolución el pleito judicial que Techint mantiene con el Estado Nacional. Como anticipó EconoJournal el pasado 13 de agosto, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, había negociado con Techint para que la compañía renuncie a una parte de su millonario reclamo.

El gobierno planteó entonces a Tecpetrol como condición necesaria para ingresar al nuevo esquema la renuncia a su reclamo millonario; al menos desde ahora en adelante (la demanda inicial es hasta el final de la resolución 46, en diciembre de 2021). En rigor, fueron los ejecutivos de Techint quienes señalaron que no pretendían cobrar por duplicado subsidios de dos programas de estímulo que coexistirán por el próximo año y medio. Esa negociación se enfrió luego de la salida de Kulfas del área energética, pero ahora Martínez retomó la negociación y acordó con Techint mantenga su reclamo hacia atrás, pero lo levante de aquí en adelante.

Extensión del plan

El otro cambio es que se volverá a la extensión original de cuatro años del plan, que habían negociado Kulfas y el ex subsecretario de Hidrocarburos Juan José Carbajales. Cuando el área energética pasó a depender de Guzmán se planteó una reducción de ese plazo a tres años, pero finalmente para darle continuidad al plan estará vigente en el período 2021-2024.

El plan busca general las condiciones para que PAE, Total y Wintershall DEA puedan desarrollar el proyecto offshore Fénix en la Cuenca Austral. El problema es que la construcción de ese emprendimiento, que demandará un desembolso cercano a los US$ 1000 millones, demoraría como mínimo entre 3 y 4 años. Por ese motivo, se decidió incluir un apartado, que se mantiene actualmente, fijando un plazo adicional de 4 años para los desarrollos offshore, con lo cual en esos casos el esquema de incentivos llegaba hasta los 8 años, contemplando el plazo de construcción y un período de explotación adicional para que pudiera repagar la inversión.

El esfuerzo oficial tiene sentido no solo porque ayuda a desarrollar la Cuenca Austral, aprovechando la infraestructura existente, sino porque le quita presión a la Cuenca Neuquina ya que sin ese proyecto estos otros jugadores concentrarían sus esfuerzos en Aguada Pichana Este y Oeste, donde también son socios, pudiendo desbordar la infraestructura de transporte y tirando el precio de la cuenca neuquina hacia abajo.

Fuente: https://econojournal.com.ar/2020/11/martinez-acordo-con-techint-para-que-se-sume-al-plan-gas-y-ya-valido-los-cambios-con-el-presidente/

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octubre 18, 20200

Argentina dice aspira sustituir importaciones gas por 5.629 mln dlr con plan de estímulo producción

El Gobierno argentino dijo el jueves que aspira a sustituir importaciones de gas natural por un total de 5.629 millones de dólares con un plan para estimular la producción del hidrocarburos, en momentos en que el país sudamericano sufre de una crisis de sus reservas de divisas.

El presidente argentino Alberto Fernández anunció el lanzamiento del plan cuyo objetivo es incrementar la producción de gas en los próximos años desde Vaca Muerta, una de las principales formaciones de hidrocarburos no convencionales del mundo ubicada en la provincia patagónica de Neuquén.

El plan de estímulo significa “trabajar para garantizar el gas que la Argentina necesita para vivir y para producir, y dejar de pensar en que tenemos que importar gas, que son divisas que se nos van”, dijo Fernández en un acto televisado.

Según un comunicado del Ministerio de Economía argentino, el plan incrementaría la recaudación fiscal a nivel nacional, provincial y municipal en 2.525 millones de dólares, como también las inversiones de empresas productoras, en cerca de 5.000 millones de dólares.

La economía de Argentina se encuentra en recesión hace más de dos años y el Gobierno de Fernández, luego de reestructurar deuda soberana por cerca de 100.000 millones de dólares, el mes pasado endureció las restricciones a los accesos a divisas debido al bajo nivel de las reservas del país.

Fuente: https://www.infobae.com/america/agencias/2020/10/15/argentina-dice-aspira-sustituir-importaciones-gas-por-5629-mln-dlr-con-plan-de-estimulo-produccion-3/

Información de Mercado

octubre 7, 20200

Gas argentino en Brasil, la oportunidad es ahora

Argentina tiene energía y la posibilidad de relacionarse con los principales mercados del mundo. Es preciso conocer los recursos con los que contamos y cómo podrían aprovecharse no solo internamente sino también cruzando fronteras. Un ejemplo de ello es el excedente de gas natural que produce nuestro país en el verano y no es requerido por la demanda interna.

Argentina cuenta con gasoductos de exportación operativos que permiten llevar gas a Chile, Uruguay y Brasil. La Integración Energética con los países vecinos ya existe y tiene mucha capacidad ociosa, hay centrales que están literalmente hibernando y se están desperdiciando muchos recursos por no ponerlas en marcha. El desafío está en generar el marco para ordenar el consumo interno y empezar a mirar con atención al mercado externo para reactivar un nexo comercial estratégico. Es fundamental generar acuerdos sólidos, con proyección a largo plazo que generen nuevas iniciativas para el sector, particularmente del gas natural y las energías renovables.

Mucho se habla sobre la necesidad de obtener divisas. Una de las formas es comercializando excedentes de gas natural que produce nuestro país y que podrían colocarse a precios muy atractivos en países vecinos. En ese sentido, una buena y esperanzadora noticia es la recuperación de la Central Térmica Uruguaiana (CTU), ubicada en el estado de Río Grande do Sul (Sur Brasileño, capital Porto Alegre) que contribuiría a dar sustentabilidad al sistema energético sur brasileño con el remanente de gas argentino. Está compuesta por tres unidades de generación que funcionan en ciclo cerrado. Se trata de dos turbinas de gas y una de vapor, sumando una potencia de 640 MW para el conjunto.

Construida a comienzos de la década del 2000, CTU cumple un propósito energético estratégico tanto para Argentina como para Brasil. Funcionando mayormente en un período estival extendido, proveería de energía eléctrica al Sur Brasileño en su momento de mayor demanda, a la vez que toma gas argentino en su pico de oferta y cuando no hay demanda en local. CTU es capaz de utilizar hasta 2,5 MM m3 de gas natural por día. Recientes estudios de actores energéticos argentinos hablan de la extensión del gasoducto hasta Porto Alegre para ampliar ese número a 10 MM m3 por día. Hoy CTU representa para Argentina la oportunidad de: generar exportaciones e ingresar divisas por decenas de millones de dólares al año; aplanar la curva de demanda de gas argentina capturando excedentes de verano; fomentar y viabilizar inversiones en producción y transporte de gas, respetar y priorizar las necesidades de gas internas.

Estamos ante la oportunidad de potenciar y aumentar la mano de obra, un factor muy relevante para dinamizar el funcionamiento de la economía. En cuanto al largo plazo, esta iniciativa constituye el puntapié inicial para la implementación de proyectos como el gasoducto a Puerto Alegre, gran foco de demanda de gas natural.

Por eso, contar con la logística, los profesionales, el conocimiento y los vínculos comerciales sólidos traerá beneficios en el plano local e internacional al mismo tiempo que fomentará un crecimiento económico sustentable. Las condiciones están dadas: un mundo conectado y colaborativo es posible.

Fuente:https://www.ambito.com/energia/energia/gas-argentino-brasil-la-oportunidad-es-ahora-n5137839

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septiembre 2, 20200

Esquema de Oferta y Demanda de Gas Natural 2020-2024 del Borrador de Proyecto

Puntos principales:

1. Los productores que deseen participar deberán comprometerse a sostener o aumentar la inyección promedio del trimestre mayo-julio 2020.

2. Se licitan 70 millones de m3/d de gas que entran en el bloque base de 4 años, que no pueden representar más del 70% de la producción de las empresas. Lo que define un volumen mínimo a inyectar de 100 MM de m3/d, a partir de mayo de 2021. Los contratos comenzarían desde septiembre/octubre 2020.

3. Se licitarán volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno de esos 4 años, en función de las capacidades de transporte remanentes contratadas por las demandas de Distribuidoras y usinas térmicas.

4. La licitación se divide por cuenca. Para el bloque base se licitan 2,8 MM de m3/d en Noroeste, 47,2 MM de m3/d en Neuquina, y 20 MM de m3/d en Austral. En caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se asignará dicho volumen a ofertas de otras cuencas siempre que haya capacidad de transporte contratada y disponible.

5. Para la producción off shore se establece un plazo adicional de 4 años (total de 8).

6. A los efectos de comparar las ofertas de distintas cuencas, se considerará el costo del gas retenido hasta el centro de carga: 4,86% para cuenca Neuquina y 11,27% para cuenca TDF y 5,20 para cuenca Noroeste.

7. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.

8. El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado, de los volúmenes del bloque base, para los 4 años (8 para off shore), descontados al 10% e incluyendo el costo del gas retenido.

9. Se define un precio máximo de 3,4 USD/MMBTU para el precio considerado para la adjudicación (precio a valor presente).

10. El precio ofertado será el que le corresponderá cobrar a cada productor adjudicado durante la vigencia del esquema.

11. Las penalidades por incumplimiento entre el 85% de entrega y el 95% serán un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento. Las penalidades por incumplimiento debajo del 85% serán la imposibilidad de cobrar el precio subastado en el período de incumplimiento. Si la inyección durante los meses del período invernal de cada año es inferior a la comprometida, el productor deberá compensar su falta de volumen con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, o pagando el equivalente a 2 veces el volumen a compensar valorizado al precio ofertado por un factor de ajuste de 1,25.

12. El orden de mérito resultante de la licitación define: (i) el ingreso en el bloque al precio ofertado; (ii) el orden en el que se corta la inyección ante excedentes de oferta en períodos de baja demanda; (iii) la prioridad para exportar (de acuerdo al volumen a contratar con CAMMESA).

13. En función del orden establecido en el punto anterior, se asignará la posibilidad de obtener permisos firmes de exportación por 4 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM/d de m3 en Austral.

14. Adicionalmente, sin tener en cuenta el orden mencionado, previo al inicio del período estacional de verano, se asignarán a cualquiera de los Productores de cada cuenca, permisos firmes adicionales a los mencionados en el punto precedente por 3 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM de m3/d en Austral.

15. Se determinará el precio de la demanda prioritaria, determinándose el nivel de subsidios a cubrir por el Estado.

16. Se adjuntará el modelo de contrato a firmar con Distribuidoras y CAMMESA con un Deliver or Pay (DOP) del 100% diario y un Take or Pay (TOP) del 75% mensual

Desarrollo y conclusiones:

El Plan Gas habilita a los productores a comprometer hasta el 70% de su producción en la demanda prioritaria y CAMMESA, mientras que el restante 30% del volumen se comercializará en el mercado no regulado (industrias).

Este mecanismo se realizará mediante una subasta a efectuar por la Secretaría de Energía (no mediante MEGSA como estaba siendo), y la asignación será realizada considerando precio y volumen.

Las ofertas serán ordenadas por precio, y a los productores que se les asignen los volúmenes de menor precio se les permitirá exportar volúmenes de gas en el verano.

La comparación de ofertas se efectuará en citygate GBA

La subasta determina un Precio Máximo a ser recibido por los productores dado por 3,40 USD/MBTU, considerando un valor actual a 4 años con una tasa de interés del 10%. La cuenta que hacen y coinciden los productores en base a esta condición, es que el Precio Máximo fijo en boca de pozo en los 4 años será de 3,90 USD/MBTU. Esto es un tema que deberá ser revisado.

El Tipo de Cambio será libre y los productores cobrarán al mes siguiente; esto fue un requisito clave solicitado por los productores. Para cumplir con esto el Gobierno está analizando la creación de un fideicomiso de 500 millones de USD, con el objetivo que los productores cobren en tiempo y forma.

El bloque de volumen a subastar será de 70 millones de m3 diarios planos, los cuales serán asignados para demanda prioritaria (distribuidoras) y CAMMESA, de manera tal que en invierno las distribuidoras se llevarán la mayoría del volumen y en verano CAMMESA será quien se lleve la mayoría del volumen.

Esto generará que CAMMESA dejará de subastar grandes volúmenes de gas, y se supone que solo subastará volúmenes remanentes en el verano.

El precio a pagar por la demanda prioritaria será en pesos, ajustándose una vez por año en base a la inflación, o algún índice a determinar.

El primer precio se supone que será el valor actual, el cual ronda 2,60-2,70 USD/MBTU, siempre considerando el tipo de cambio real actual.

La diferencia entre el precio a recibir por cada productor y lo cobrado por la demanda prioritaria será cubierto por el subsidio del Estado.

CAMMESA pagará el precio determinado en la Subasta, y será cobrado por los productores a 45 días y en las condiciones acordadas en el Plan Gas. Obviamente los montos a pagar a los productores serán pagados por el Estado.

Esto significa que, si un productor ofreciera y se le asignara en la Subasta el 70% de su producción a un precio de 3,60 USD/MBTU, se asegura la venta de un volumen flat por 4 años a ese precio cobrando a 45 días y a tipo de cambio actual, recibiendo: a) De CAMMESA, el volumen entregado a 3,60 USD/MBTU a 45 días, b) de la Disco, el volumen entregado al precio pesificado de la demanda prioritaria, c) del Estado, un subsidio dado por la diferencia entre el precio asignado en la Subasta y el recibido por la demanda prioritaria.

Cabe destacar que el Precio Máximo de 3,90 parece ser un precio excelente para el desarrollo de nuevos proyectos. Consideramos hoy que considerando los distintos tipos de cambio que mira un inversor para desarrollar nuevos proyectos (oficial, CCL) un precio de 3,10-3,30 USD/MBTU parecería ser un valor razonable a recibir por un productor.

Tal como se mencionó, los precios determinados en la subasta no serán flat, siendo corregidos por un factor de 1,25 en el invierno y 0,82 en el verano.

Es importante decir que en una segunda fase se subastarán bloques de volúmenes para cubrir los picos de la demanda prioritaria, para lo cual se le pagará al productor el precio de la subasta pero corregido por un factor de 1,30 (no 1,25).

Si bien hay que ver como se van dando las cosas, la realidad es que el productor estará fuertemente incentivado a venderle a la demanda prioritaria y a CAMMESA.

Se supone que los productores mas pequeños no participarán de la Subasta, principalmente por las penalizaciones que implica ante cualquier incumplimiento.

Las distribuidoras están pidiendo que las GNC y los P3 no se les permita volver a la órbita de la disco porque eso generaría aumentar el bloque establecido en 70 MMm3/día, aumentando el subsidio a cubrir por el Estado.

Fuente: nota propia realizada por el Gerente Comercial de Latin Energy Group SRL Luciano Lazaroni

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julio 28, 20200

Proponen derogar el decreto de Macri que estatizó las deudas de petroleras y distribuidoras de gas

“Deróguese el Art. 7° del Decreto número 1053/18, publicado el 16 de noviembre de 2018 en el Boletín Oficial de la República Argentina”, dice el artículo 1 del proyecto de ley presentado por la diputada nacional María Liliana Schwindht.

Ese artículo del decreto lanzado en noviembre de 2018 establece que “el Estado Nacional asume, con carácter excepcional y con el alcance previsto en este artículo, el pago de las diferencias diarias acumuladas mensualmente entre el valor del gas comprado por las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y el valor del gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1º de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, generadas exclusivamente por variaciones del tipo de cambio y correspondientes a volúmenes de gas natural entregados en ese mismo período”.

A partir de ese artículo, el Estado pasó a hacerse cargo de las pérdidas de las petroleras y las distribuidoras de gas, producto de las devaluaciones del peso con respecto al dólar que comenzaron a darse de manera sistemática desde abril de 2018. Al momento, se trata de unos de 24.500 millones de pesos.

Al mismo tiempo, el presidente de la Cámara de Diputados, Sergio Massa, recibió una presentación firmada por una docena de diputados del Frente de Todos, que apoyan la decisión del Enargas conducido por Federico Bernal, de denunciar en el fuero penal al ex ministro de Energía Juan José Aranguren.

Cambiemos y la estatización del riesgo empresario

En 2016, apenas asumido el gobierno de Cambiemos, el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, anunció un nuevo esquema tarifario para los servicios de energía. Para el caso del gas, inició un sendero de quita de subsidios y de elevación del precio de gas que venden las petroleras, medido siempre en dólares. Esto significó una extraordinaria rentabilidad para las petroleras, que siempre se negaron a mostrar su estructura de costos, y para las distribuidoras. También se tradujo en aumentos del 3 mil por ciento en las boletas de los usuarios, a lo largo de 4 años.

La luna de miel entre las petroleras y las distribuidoras tuvo un impase a mediados de 2018, cuando el brutal salto devaluatorio del peso con respecto al dólar complicó el esquema. Las petroleras se quejaron de que el precio convenido en pesos quedaba desfasado con el nuevo valor del dólar, mientras que las distribuidoras decían que no podían pagar la diferencia, ya que la misma no se trasladaba a las tarifas.

Lejos de cualquier referencia al riesgo empresario, Cambiemos decidió estatizar esa deuda. En una primera instancia, el entonces secretario de Energía, Javier Iguacel, intentó trasladar esas diferencias a las boletas de gas, lo cual provocó un repudio generalizado. Tal es así, que a fin de cuentas esa decisión influyó de manera determinante en que Iguacel dejara el cargo, en diciembre de ese año.

Entonces, llegó el citado artículo 7 del decreto 1053/18. Así las cosas, el gobierno de Macri trasladó al Estado esa diferencia. El Enargas macrista quedó a cargo del cálculo de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) y determinó que entre abril de 2018 y septiembre de 2019 esas diferencias sumaban $ 24.524.715.128,43.

Fuente: https://www.tiempoar.com.ar/nota/un-proyecto-de-ley-propone-derogar-el-articulo-que-obliga-al-estado-a-pagar-24500-millones-a-productoras-y-distribuidoras-de-gas

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julio 28, 20200

Argentina elevó la importación de gas de Bolivia

El volumen de gas natural que desde Integración Energética Argentina (Ieasa), la ex Enarsa, se importa desde Bolivia se incrementó desde fines del mes pasado por encima del valor máximo fijado para esta época del año por la actual adenda del contrato.

De acuerdo al texto, entre junio y agosto el compromiso de entrega es de 18 millones de metros cúbicos por día. Sin embargo desde el 25 de junio la inyección que realiza YPFB ha sido superior, con un promedio de 19,5 millones de metros cúbicos a diario.

Este gas extra que ingresa desde el Altiplano responde en gran medida al incremento en la demanda que marcaron las olas de frío que han afectado al país en los últimos días, pero también refleja la caída en la producción nacional de gas.

La inyección extra de gas está prevista en la cuarta adenda del contrato con Bolivia y fija pros y contra para el país.

En el caso positivo, el acuerdo marca que ese gas adicional se cobrará a razón de un plus de 80 centavos de dólar sobre el valor del gas natural licuado (GNL) importado por Ieasa.

Esto es una ventaja dado que el valor internacional del GNL descendió drásticamente en los últimos meses y permitió a la ex Enarsa adquirir los cargamentos de este año al precio más bajo desde el inicio de las importaciones, a un valor promedio de 2,87 dólares por millón de BTU

Pero hay un punto en contra del país. Es que si las inyecciones adicionales superan durante los cinco meses que el contrato define como invierno, que van de mayo a septiembre, los 45 millones de metros cúbicos, Argentina debe entregar como compensación un avión de fabricación militar al gobierno boliviano.

De momento, con un poco menos de un mes de inyecciones adicionales, el volumen extra que ha recibido Argentina permanece por debajo de este nivel de exigencia, pero podría ser todo un problema si, tal como ocurrió el año pasado, las importaciones adicionales se extienden por más tiempo.

Esta llamativa cláusula de la adenda se activó el año pasado y desde el gobierno que entonces comandaba Evo Morales se reclamó a Argentina el cumplimiento de la prenda: un avión Pampa III, construido en la Fábrica Argentina de Aviones Militares (Fadea).

La entrega en cuestión no se realizó dado que si bien los Pampa III son fabricados en Córdoba los planos de estos aviones son israelíes y desde ese país se negó a Argentina la posibilidad de entregarle un avión de su diseño a Bolivia.

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/argentina-elevo-la-importacion-de-gas-de-bolivia-1434099/

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julio 1, 20200

Argentina introduce subsidios al precio del gas para apoyar su economía

Nuevamente la regulación del mercado del gas en Argentina es tema de debate y discusiones. La pandemia de Covid-19 ha debilitado la economía del país que ya era vulnerable a la baja demanda de exportación de gas. En ese sentido, el actual gobierno, ha impuesto una “congelación de tarifas” hasta finales de 2020 para mantener bajos los precios del gas en los usuarios finales a medida que la pandemia golpea su economía

Mauro Chávez, analista principal de gas de América Latina, en Wood Mackenzie, dijo: “Enargas, el organismo nacional de regulación del gas, utiliza un tipo de cambio de ARS$42/US$1 para los precios del gas a los usuarios regulados cuando hoy en día el tipo de cambio es superior a ARS$70/US$1″.

Una situación similar vivió la Argentina en 2002

La Argentina ha estado en una situación similar anteriormente. En 2002, la economía del país estaba en dificultades. Entonces, el gobierno puso un tope a los precios a los usuarios finales en un intento de apoyar la economía.

Sin embargo, la regulación de los precios resultó ser poco rentable para los productores, y las inversiones en las fases iniciales se estancaron, lo que provocó un descenso de la oferta.

La caída de la producción de gas acabó creando déficits de suministro y, en última instancia, el gobierno introdujo subsidios al precio del gas en 2013 para reactivar el sector de la exploración y la producción del país.

Argentina parece estar reviviendo el enfoque adoptado en 2002, dijo Chávez.

“La nueva administración está introduciendo una intervención para poner un tope a los precios del gas para apoyar la difícil economía del país. Como la historia nos ha demostrado, habrá una respuesta de disminución de la oferta”, dijo.

“A diferencia de antes, hoy en día el 40% de la producción es de campos no convencionales en fuerte descenso. Esto indica que el déficit de suministro será abrupto y rápido.

El analista de Wood Mackenzie agrega que es probable que el país necesite para 2021 otro terminal de regasificación de gas natural licuado (GNL), y estima que las importaciones de GNL incrementen hasta los 3.000 millones de dólares en 2022 desde los 400 millones de dólares en 2019.

“Dado que las importaciones de GNL son pagadas por la IEASA, administrada por el Estado, con transferencias del tesoro nacional, esto podría añadir más tensión a la capacidad de Argentina para pagar la deuda externa”.

Chávez añadió: “El gobierno está considerando volver a una vieja receta para contrarrestar las tendencias decrecientes de producción: un programa de subsidio al precio del gas para los productores (Plan Gas 4)”.

“Este programa proporcionaría un precio de 3,5 dólares por millón de unidades térmicas británicas durante cuatro años para proyectos que mantengan sus niveles de producción a partir de mayo de 2020″.

Wood Mackenzie ha identificado una serie de preocupaciones con el Plan Gas 4:

Introducción de riesgos de pago por parte del Estado;
Precios insuficientes para los proyectos de nuevas instalaciones;
Incertidumbre a largo plazo; competencia desleal;
Subsidios cruzados indiscriminados.

“Existen otros precios de mercado y mecanismos de contratación que podrían ser más eficientes y al mismo tiempo proporcionar la supervisión que necesita el mercado de gas argentino”, dijo Chávez.

“Entre los mecanismos de contratación que podrían emplearse, la adopción de contratos a largo plazo con precios de moneda mixta, complementados con subastas a corto plazo para corregir los desequilibrios, podría proporcionar un marco sólido para el sector del gas del país”.

“Lo más importante es que los mecanismos de contratación deben tener continuidad y programación para proporcionar previsibilidad”.

“Los mecanismos de determinación de precios podrían dar lugar a precios más altos que las actuales tarifas congeladas, pero no será necesario subvencionar la producción. En cambio, el Estado podría reforzar la cobertura del programa “Tarifa Social” para aliviar la presión de los gastos de gas en los hogares de bajos ingresos. Otra opción es aplicar subsidios cruzados entre los consumidores de mayores y menores ingresos, como se hace en Colombia”, siguió comunicando Chávez.

Solución óptima para Wood Mackenzie

El analista de Wood Mackenzie dijo que los encargados de la formulación de políticas tienen a su disposición una serie de mecanismos de fijación de precios y contratación e instrumentos de política, incluidos los topes de precios y los subsidios para los productores.

“La solución óptima que viisualizamos es que probablemente con una combinación de enfoques, basados en los principios de la Ley del Gas 24.076 de 1992, que sean sostenibles independientemente de los cambios en el entorno económico, los precios del petróleo y las administraciones gubernamentales”, dijo Chávez.

“El país tiene los recursos naturales para proveer servicios energéticos competitivos a su población e industrias. A pesar de las buenas intenciones, la intervención del gobierno en los mercados puede tener consecuencias no deseadas”.

Chávez añadió: “La combinación de la transición energética, y el potencial que Argentina tiene tanto en la Vaca Muerta como en sus jugadas convencionales debería provocar un cambio hacia un mercado impulsado por la eficiencia. Esto hará crecer la inversión, el trabajo, las regalías y apoyará el equilibrio comercial, que en última instancia beneficiará a la Argentina en su conjunto”.

Fuente: https://www.worldenergytrade.com/finanzas-energia/economia/argentina-introduce-subsidios-al-precio-del-gas-para-apoyar-su-economia

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febrero 17, 20200

5 curiosidades del gas natural que seguramente no conocías

En Argentina, casi el 90% de la energía que utilizamos diariamente, proviene del petróleo y el gas. Y si bien el primero ocupa los titulares diariamente, el uso del gas natural como recurso se utiliza en el día a día por el 47.9% de los argentinos.

La industria de hidrocarburos es de suma importancia a nivel nacional y global, debido a que impulsa el desarrollo económico y social de la comunidad. En Argentina, casi el 90% de la energía que utilizamos diariamente, proviene del petróleo y el gas. Sin embargo, el recurso con el menor impacto ambiental es este último. Esta energía de origen fósil es extraída del subsuelo y, gracias a su distribución por gasoductos, se puede utilizar en hogares e industrias.

Si bien el petróleo ocupa los titulares diariamente, es importante destacar el uso del gas natural como recurso que se utiliza en el día a día por el 47.9% de los argentinos. De esta manera, te presentamos cinco curiosidades sobre el gas natural que probablemente no conocías:

• Lleva este nombre debido a que se extrae directamente de la naturaleza y es un recurso que cuenta con pocas intervenciones industriales, llegando al consumidor como una fuente “natural”.

• Durante su producción, se cuenta con una mezcla de hidrocarburos que permiten que se logren los fines comerciales. El componente principal es el metano.

• Su olor característico es, en realidad, una sustancia agregada. El gas natural no tiene olor, pero se utiliza el aroma adicional para poder detectar fugas y evitar situaciones de riesgo.

• El gas natural pesa menos que el aire, y se encuentran en yacimientos subterráneos, como el petróleo. Se pueden almacenar en estado asociado, es decir, mezclados con el crudo, o libres, que se encuentran en lugares donde sólamente se almacena el gas.

• Es uno de los combustibles fósiles más limpios en todas sus etapas, ya sea en la extracción, elaboración, transporte y uso. A su vez, es uno de los fósiles con menor emisión de gases contaminantes, como el SO2, CO2, NOx Y CH4.

Argentina cuenta con 19 cuencas sedimentarias en todo el país, donde producen los hidrocarburos que permiten el desarrollo nacional, ya sea con industrias internas, como externas. En diciembre del 2019, por primera vez en la historia, el gas de Vaca Muerta llegó a Europa. A su vez, se encuentran una gran variedad de empresas internacionales trabajando en las cuencas de Cuyo, Salta y la Patagonia.

“En la cuenca Neuquina se origina el 60% del gas nacional, siendo una de las más importantes del país. Podemos considerar que el desarrollo del sector es gracias al trabajo de los 66 mil compañeros que nos acompañan día a día” explicó Pedro Milla, Secretario General de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio).

La FASiPeGyBio es la encargada de los trabajadores de hidrocarburos del país, siendo una industria creciente, que requiere de inversiones y políticas adecuadas para posicionar al sector en el mercado internacional.

Fuente: https://www.diariopopular.com.ar/general/5-curiosidades-del-gas-natural-que-seguramente-no-conocias-n457676

Fuente:

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enero 27, 20200

Proponen construir un gasoducto para que la producción de gas de Vaca Muerta pueda llegar a Brasil

Lo pidió el ministro de Economía brasileño, Paulo Guedes, en el Foro de Davos, sumándose a declaraciones del presidente de YPF, Guillermo Nielsen. Para el gobernador de Neuquén, Omar Gutierrez, sería “estratégico”

En su doble rol de presidente de la petrolera YPF y de vocero de la Argentina en el Foro de Davos, Guillermo Nielsen tiró la piedra y dijo: “Un gasoducto que a su vez conecte la red de gasoductos argentinos con el sur de Brasil, podría ser un mercado muy interesante para nosotros y que ayudaría a Argentina a hacer frente a una deuda que es la más grande de los últimos 30 años. Hay que poder crecer para pagar la deuda”.

La piedra cayó en el agua y las ondas alcanzaron al ministro de Economía de Brasil, Paulo Guedes quien en varias oportunidades se había referido a la intención de su país de comprar gas de Vaca Muerta. Y en Davos lo volvió a repetir: “Nuestra intención es comprar gas de Vaca Muerta”.

Hace unos meses atrás, en julio de 2019, el ministro de Economía de Bolsononaro hacía campaña por el ex presidente argentino Mauricio Macri y declaró respecto a esta posibilidad: “Nos parece muy importante, y tenemos la intención de construir gasoductos para traer al Brasil la energía que se produce allí. Pero las conversaciones recién se inician. Lo seguro es que no va a faltar dinero para la Argentina si tuviera un camino cierto desde el punto de vista económico, siendo un presidente u otro. No hemos hablado ahora de cómo financiar el proyecto por la incertidumbre política”.

Hoy la incertidumbre política está resuelta. Ahora falta saber si los gobiernos de Alberto Fernández y Jair Bolsonaro pueden ponerse de acuerdo para realizar una obra de 650 km que sería unir Paso de los Libres con Porto Alegre, la posibilidad más viable para poder unir la red argentina con la brasileña.

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noviembre 13, 20190

Bolivia advierte que podría reducir venta de gas a Argentina

BUENOS AIRES — La empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) advirtió a la compañía Integración Energética Argentina (IEASA) que peligra la provisión de gas porque podrían ocurrir eventuales interrupciones del servicio debido a la crisis política y social que atraviesa ese país.

Hasta el momento no se ha registrado una interrupción en la importación de gas natural de YPFB, pero debido a “la creciente convulsión social que se está presentando en Bolivia”, la empresa puede estar “impedida de cumplir sus obligaciones“, señaló en su misiva.

A raíz de un acuerdo al que llegaron en febrero de este año las dos empresas, Bolivia redujo de 18 a 10,5 millones de metros cúbicos diarios el volumen que debe entregar, lo que representa un 10% de la demanda de gas en Argentina.

“De cualquier manera es importante mencionar que si en algún momento se viera afectado el suministro, IEASA cuenta con un plan de contingencia elaborado para minimizar el impacto de una eventual disminución en los niveles de importación”, confió el organismo.

La sustitución del gas boliviano se podría realizar a través de una terminal que tiene en la provincia de Buenos Aires, la localidad de Escobar, o bien recurriendo a importar gas del norte de Chile a través del gasoducto NorAndino.También puede reemplazarse el consumo de gas con fuentes renovables de energía, que ya de por sí generaron el 7,64 por ciento de la demanda eléctrica en septiembre de 2019, señaló IEASA.

Para agradecer los nuevos términos del contrato suscrito en febrero, Buenos Aires ofreció a La Paz en compensación un avión Pampa 3, desarrollado por la Fábrica Argentina de Aviones (Fadea).

Fuente: https://mundo.sputniknews.com/america-latina/201911121089295470-bolivia-advierte-que-podria-reducir-venta-de-gas-a-argentina/

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agosto 15, 20190

Prevén posible incumplimiento de contratos de venta de gas con Argentina

La Gobernación tarijeña anunció que la caída del peso argentino podría afectar el acuerdo contractual de venta de gas.

En el caso de Bolivia, existe un contrato vigente con Argentina por la exportación de gas hasta finales del año 2020.

“Podríamos tener algún tipo de problema para el cumplimiento de lo que está estipulado en el contrato, primero con los volúmenes de exportación y segundo con el precio”, aseveró el secretario de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, Freddy Castrillo.

El funcionario explicó que la preocupación acerca del contrato firmado con Argentina, se sitúa en torno a su ejecución.

El efecto económico repercutiría en los ingresos percibidos por Bolivia en materia de hidrocarburos, y a su vez, en el departamento de Tarija, tomando en cuenta que gran parte de los recursos que ingresan, provienen de la venta de este recurso natural.

El analista en hidrocarburos, Gabriel Gaite Úzqueda, afirmó que Argentina accedió al financiamiento de organismos internaciones para no sufrir una depresión económica de mayores proporciones.

“Ellos tienen unas buenas reserva, el Fondo Monetario Internacional (FMI) les otorgó un crédito de $us 50 mil millones, tienen un colchón económico”, aseguró

Fuente: https://www.elperiodico-digital.com/2019/08/15/preven-posible-incumplimiento-de-contratos-de-venta-de-gas-con-argentina/

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mayo 28, 20190

Christopher Spaulding: “Veo a la Argentina entrando en el mercado global del gas licuado”

SAN DIEGO, CALIFORNIA.- El mapa de Vaca Muerta se divide de forma vertical en dos partes. Hacia el este están los yacimientos que tienen mayor producción de petróleo, y hacia el lado de la cordillera, los más intensivos en gas. En los últimos meses, la zona donde hay mayoría de petróleo acaparó gran parte de las inversiones anunciadas, mientras que el gas quedó relegado por la falta de demanda. Para que la actividad en la extracción de gas vuelva a reactivarse -como lo había hecho con el incentivo fiscal de la resolución 46 que dictó el Gobierno-, las compañías deben asegurarse de que haya un mercado a quien vender el hidrocarburo, ya que, a diferencia del petróleo, el gas no se puede almacenar (es tan caro que no es comercialmente viable).

Al respecto, Christopher Spaulding, director de finanzas de Pan American Energy Group (PAEG), cree que el desafío que tiene la Argentina es mirar más allá de la integración regional con Chile, Uruguay y Brasil. “La verdadera oportunidad para que Vaca Muerta sea una realidad está en el mercado de gas natural licuado (GNL)”.

Para ello, coinciden en la industria y en el Gobierno, es necesario construir una planta de licuefacción del gas, que cuesta no menos de US$4000 millones y toma entre tres y cuatro años para que esté en funcionamiento.

“Hay proyectos que se están analizando sobre la costa argentina, en Bahía Blanca, y hay otros que se miran en Chile. Hay que ver cuál es la mejor manera de monetizarlos. Pero son desafíos buenos, de los que uno quiere tener”, dijo el ejecutivo estadounidense, que vive en Buenos Aires y está casado con una argentina. Spaulding estuvo en la conferencia de energía e hidrocarburos que organiza cada año el Institute of the Americas.

En el encuentro que se realizó la semana pasada en San Diego, en California, expuso en un panel sobre las oportunidades y los desafíos que tiene el país en este sector estratégico,

-¿Cuál es la perspectiva que ve para el desarrollo de Vaca Muerta en el mediano plazo?

-Para mí, se necesita un poco más de infraestructura y tenemos que apuntar a satisfacer toda la demanda interna. El país dejará de importar gas licuado (GNL) y el gas de Bolivia. Esto básicamente cambiará la Argentina de una manera muy positiva, en términos de abastecer el mercado doméstico. Después hay que mirar las posibilidades de exportar al mercado regional, a Chile, Uruguay, Brasil, ya sea gas o generando electricidad con gas argentino. Estas son cosas muy posibles y muy interesantes. Son tiempos muy prometedores. Pero más allá veo a la Argentina entrando en el mercado global de GNL, que aumentará la importancia de la industria argentina de gas y de petróleo en el mundo. La competencia en el negocio del GNL es muy feroz, por eso será un desafío muy importante.

-¿La opción más viable es salir por el Antártico, a través del Puerto de Bahía Blanca, o hacer nueva infraestructura y conseguir una salida al exterior por el Pacífico?

-No lo tengo definido. El precio del GNL en Oriente es más alto que el precio entregado en Europa, pero para transportarlo necesitamos más infraestructura, ya que hay que cruzar las montañas y esto hace que sea más costoso que exportarlo por el Atlántico. Por otro lado, mientras el precio del gas entregado en Europa es menor, los costos también son menores. La industria está trabajando juntamente con los entes reguladores, creo que esto se puede solucionar.

-Pareciera que en momentos complicados igual Vaca Muerta logró mantener cierto ritmo de actividad, bajando los costos. ¿Alineando factores internos esto se podría lograr más fácilmente?

-Yo veo la actividad de una manera muy positiva. Los recursos que el país tiene con Vaca Muerta son world class [de clase mundial]. Es muy difícil de sobreestimar. Hay cosas que vamos a necesitar, como un marco regulatorio para el GNL, pero el Gobierno ya está mirando todo esto. Soy muy positivo.

-¿A qué se refiere con eso?

-Por ejemplo, a que si hay contratos de GNL, eso requiere que equis cantidades de reservas de gas estén dedicadas a ese contrato.

-¿Es decir que se otorguen contratos en firme en lugar de interrumpibles?

-Eso es una posibilidad.

-¿Es una condición necesaria para invertir en la planta de licuefacción?

-No es una condición necesaria, sino que ayudaría. Hay varias maneras de solucionar estas cosas. Cuál será la solución exacta, no lo sé. Estos son buenos problemas para tener, estos son los problemas que uno quiere tener. En vez de cortar el suministro de gas porque falta, estamos pensando cómo podemos aumentarlo para el país, la región y el resto del mundo.

-Hace tiempo se está hablando de la necesidad de tener una planta de licuefacción, pero todavía no hay nada concreto…

-Estos proyectos no son fáciles.

-¿Cuánto influye la elección presidencial en las inversiones?

-No me meto en la política. Soy una persona que mira las posibilidades económicas y qué será rentable y beneficioso para la industria y el país.

-¿Cuál es el nivel de equilibrio necesario en la explotación de gas para poder exportar GNL?

-Vamos a tener que ser competitivos en el mundo. El precio puede subir o bajar, pero tenemos que ser competitivos. El precio exacto no lo puedo decir porque es algo que cambia.

-¿Hay diálogo con otras empresas para construir la planta?

-Hay varias cosas en marcha.

-Hay analistas que dicen que construir la planta en Chile sería mejor porque el financiamiento es más barato, pero que podría haber una traba política por el tema de agregarle valor en otro país.

-Es una cosa de cómo vamos a armar el negocio y que beneficiará más a la Argentina, a los otros países involucrados, a los productores y al ciudadano argentino. Es algo que tenemos que solucionar.

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marzo 29, 20190

La suba del 29% del gas en abril se aplicará en tres cuotas

El Gobierno destinará 4.500 millones de pesos en subsidios para acotar el aumento de la tarifa de gas del 29 por ciento prevista para este semestre al postergar hasta diciembre el pago de los consumos en los meses de invierno, informó hoy la Secretaría de Energía.

El nuevo cuadro tarifario prevé una suba del 10% en abril y 9,1% en mayo y desde junio los consumidores recibirán por cuatro meses, los de mayor consumo, un diferimiento del pago hasta diciembre que implicará un descuento temporario del total del aumento contemplado para este semestre.

Con este esquema, entre junio y septiembre la factura de gas llegará a los hogares con un descuento del 22 por ciento sobre el total, lo que compensa el aumento establecido en los nuevos cuadros tarifarios durante el período invernal.

Esa diferencia se pagará a partir de diciembre, cuando los consumos son menores, lo que permitirá un aplanamiento de las facturas y una mayor previsibilidad para los hogares a la hora de afrontar sus gastos, señalaron voceros de la Secretaría de Energía.

El Estado se hará cargo de los intereses por ese diferimiento estacional y desde junio se comenzará a facturar el consumo de manera mensual, en vez de bimestral.

Sobre el total de $ 4.500 millones que se destinarán en subsidios para aplanar la tarifa, $ 2.000 millones corresponden a una compensación a las gasíferas por la postergación del aumento y los restantes $ 2.500 son intereses.

En los hogares vulnerables continuará el beneficio de la tarifa social de gas, que representa más de un 35% de descuento en las facturas, en tanto que para las entidades de bien público el descuento será del 30% en la boleta de gas de todo el año.

Para poder acceder a este beneficio, las entidades de bien público definidas por la ley 27.218 deben inscribirse en el Centro Nacional de Organizaciones de la Comunidad (Cenoc) y en la Secretaría de Culto.

Las 7.000 organizaciones solicitantes del beneficio comenzarán a recibir el subsidio del 30%, aunque un relevamiento de Cenoc y la Secretaría de Culto indica que existe un potencial de 28.000 beneficiarios.

Osvaldo Riopedre, abogado de la Asociación de los Consumidores y Usuarios de la Argentina, indicó a Cadena 3: “Se había dispuesto un aumento de 29 por ciento, que iba a regir desde abril. Ahora la resolución marca que ese 29 por ciento se dividirá en tres meses, abril, mayo y junio. De junio a septiembre, en invierno, un 22% se pagará con la factura de noviembre, diciembre, enero y febrero. Se hace un aplanamiento para tratar que se paguen cifras similares durante todo el año”.

El especialista consideró que es una medida “pasajera”, porque “hay un problema con el tema de lgas, que es el valor en boca de pozo, que está dolarizado, por lo que en esa medida siempre estaremos con el mismo problema, más allá que pueda hacerse cargo el Estado”.

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Fuente: https://www.cadena3.com/noticias/sociedad/suba-del-del-gas-abril-aplicara-tres-cuotas_136429

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enero 10, 20190

El Gobierno lanza un concurso para bajar el precio del gas

10/01/2019. Se hará una subasta electrónica para que Metrogas, Camuzzi y el resto de las distribuidoras compren el fluido. Antes era un contrato bilateral.

La secretaría de Energía, ahora al mando de Gustavo Lopetegui, lanzó un mecanismo de subastas para la provisión no interrumpible de gas para las distribuidoras -Metrogas, Naturgy Ban, Camuzzi- con la idea de lograr una mayor competencia entre las productoras como YPF, Pan American o Total, que permita una mayor transparencia y logre reducir los precios. Este sistema reemplaza del mecanismo de contratación bilateral.

Un mecanismo similar ya había sido utilizado el año pasado por Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista. En ocasión de los concursos de precios para el suministro de gas en condición interrumpible de septiembre y de diciembre de 2018, lo que permitió una reducción sensible de los precios que pagan las generadoras eléctricas.

En la Secretaría de Energía explicaron que “se espera que el concurso se realice a mediados de febrero y que los productores y comercializadores de gas puedan presentar ofertas de venta en condición firme (no interrumpible) para distintos plazos, que van desde tres meses hasta tres años”.

A partir de esa experiencia, el Gobierno busca nuevos mecanismos para el abastecimiento de gas por parte de las prestatarias del servicio de distribución, lo que incluye a usuarios residenciales, comerciales, pymes y algunas GNC que compran el gas en punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a través de la distribuidora.

El concurso de precios mediante subastas se hará en la plataforma electrónica del Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A. Se lanzó una consulta pública para que las empresas del sector puedan presentar comentarios y observaciones hasta el 25 de enero.

Esta medida, sumada a las nuevas condiciones del mercado de gas, en el que la aceleración del desarrollo de los recursos no convencionales está generando excedentes en épocas de menor demanda y una menor dependencia de las importaciones, resultará en “una ganancia de eficiencia en la formación de precios”, aseguraron en Energía.

“Con posterioridad a la aprobación de los cuadros tarifarios correspondientes al período estacional octubre de 2018 – marzo de 2019 las prestatarias del servicio de distribución y los productores de gas natural continúan en proceso de renegociación de las ofertas oportunamente celebradas y se vislumbra alguna dificultad en la concreción de contratos a término”, dijeron en la cartera de Energía.

El concurso de precios propuesto consistirá en “una secuencia de rondas de negociación entre los vendedores de gas (productores y comercializadores) y las prestatarias del servicio”, para lo cual estas últimas deberán informar con anterioridad al comienzo de la ronda de negociación los volúmenes de gas a solicitar.

Se podrá tratar en ese sentido de una demanda de gas anual o gas estacional, a partir de la cual los vendedores realizarán ofertas de venta firme que -finalizada la ronda- serán ordenadas por precio/tiempo, para luego realizar la asignación correspondiente.

fuente: http://www.fm899.com.ar/noticias/argentina-2/el-gobierno-lanza-un-concurso-para-bajar-el-precio-del-gas-55358

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Información de Mercado

febrero 1, 20180

Plan Gas: el fin de una era

Otro concepto fundamental cuando se estudia el esfuerzo que realiza un país para sostener la oferta gasífera, responsable de la recuperación de la producción nacional del 2013, es el plan gas que finaliza este año.

Tanto su primera como segunda versión tuvieron como misión garantizar a los productores locales precios de U$S 7,5 por millón de BTU, subsidiando las brechas entre este valor y los precios de mercado.

A continuación la evolución de los subsidios del plan gas I y II:

Para realizar el gráfico se ha consultado a ASAP-“INFORME DE EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA DE LA ADMINISTRACIÓN PÚBLICA NACIONAL” en el rubro PLAN GAS.

Debe tenerse en cuenta que en el 2016 están contabilizados una serie de gastos que corresponden al Ejercicio 2015, por deudas que no fueron imputadas en aquel ejercicio. Más allá de este elemento, uno de los principales factores que contribuyó a reactivar la dinámica de los subsidios energéticos estuvo dado por la interrupción de los aumentos en los cuadros tarifarios de los servicios públicos, dispuestos en el mes de marzo de 2016; y la devaluación monetaria llevada a cabo en diciembre del año 2015.

Para el 2017 hay que destacar que para los 7 meses que conlleva el año, el Estado ha destinado 17.700 millones de pesos versus 2.000 millones en el mismo período del año anterior. Esto es alarmante ya que ante tremenda ejecución no se explica qué señal necesita el sector productivo para estimular la actividad. Si bien algunos rumores del mercado argumentan que la discontinuación de este plan de subsidios para el 2018 es parcialmente responsable de la merma productiva, existiendo un sendero de precios a 2019 para los usuarios que culmina en 6.80 USD/MMBTU, la situación actual resulta difícil de explicar.

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