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Información de Mercado
octubre 6, 20210

La crisis energética global revaloriza el Plan Gas, pero paradójicamente el gobierno despide a sus tres principales impulsores

La crisis energética que tiene como epicentro a Europa llevó el precio del gas ayer a 29 dólares por MMBTU en el Dutch TTF, punto de comercio virtual en Países Bajos y referencia para el resto del continente. El impacto también se siente en Estados Unidos y Asia y repercutirá en Argentina cuando deba cerrar la compra de los cargamentos de GNL para el próximo invierno. En este contexto, los 67,850 MMm3/día que logró contractualizar el gobierno a 3,55 dólares por un período de cuatro años con el Plan Gas.Ar aparecen como una tabla de salvación que permitirá minimizar el golpe. A modo de ejemplo, a raíz de la escalada mundial, en EE.UU. el gas (Henry Hub) cotiza sobre los 5,50 dólares.

La realidad dejó en evidencia que haber contractualizado la compra de gas para el hogares, industrias y centrales de generación eléctrica a principios de 2021, cuando los precios internacionales de la energía todavía estaban en un ciclo de baja por efecto de la pandemia, resultó ser un acierto. La decisión se tradujo en un ahorro millonario para el país. Lo paradójico, sin embargo, es que los tres funcionarios que impulsaron el programa de estímulo a la producción de gas fueron despedidos del gobierno por presión del ala cristinista que en todo momento cuestionó, y sigue cuestionando, la dolarización del precio del gas.

El Plan Gas.Ar fue diseñado el año pasado por el entonces subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, junto Esteban Kiper, en ese momento gerente general de CAMMESA, y Nicolás García, director de Combustibles de la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista. Los tres contaron con el respaldo político del ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, lo que les permitió resistir los embates del Instituto Patria encabezados por el interventor del Enargas, Federico Bernal. Específicamente, Bernal se oponía a la contractualización de la compra de gas por un tiempo mayor a un año.

El fuego amigo

El viernes 21 de agosto de 2020, día que Carbajales tenía agendada una presentación del Plan Gas ante empresarios del sector petrolero, el diario El Cronista publicó una entrevista a Bernal donde el interventor cuestionó públicamente la decisión de ofrecer una garantía de precio a las petroleras por medio de un subsidio del Tesoro (en rigor, se buscó un mecanismo para reducir el riesgo de cobro generado por la volatilidad de la macroeconomía argentina). “En 2018 las mismas petroleras reconocieron que para el no convencional ya no se necesitaban más subsidios a la producción, porque ya se había hecho la curva de aprendizaje. (…) Hay que pensar si debemos subsidiar a la oferta o a la demanda. ¿Por qué no les aseguramos a las empresas una demanda para hacerles atractivas las inversiones? Hay que estimular por ese lado”, aseguró.

– ¿No comparte subsidiar la producción de gas? –le preguntaron.

– Hay que impulsar la inversión, por ejemplo, con beneficios impositivos. Y hay que hacerlo fundamentalmente asegurándoles a las productoras una demanda en expansión y diversificada, con contratos a largo plazo y asegurados por el Estado Nacional. Por eso el énfasis con las obras de infraestructura. Vengo trabajando con las distribuidoras y transportistas una serie de proyectos neurálgicos (aún no concretados ni tampoco anunciados públicamente, de hecho, un año después de estas declaraciones no se conocen los detalles de esos proyectos).

Las críticas públicas de Bernal a un programa que se estaba presentando ese mismo día pasaron rápidamente a segundo plano cuando el presidente Alberto Fernández decidió desplazar al fantasmal secretario de Energía, Sergio Lanziani, en el mismo momento en que Carbajales mantenía la reunión con los empresarios petroleros. Además, le quitó a Kulfas el área energética, la cual pasó a depender del Ministerio de Economía. Aquellos cambios retrasaron el lanzamiento del Plan Gas.Ar.

Los despidos

Cuando Darío Martínez asumió en lugar de Lanziani, decidió seguir adelante con el plan de promoción al gas local e intentó mantener a Carbajales en la Subsecretaría de Hidrocarburos, pero el veto del Instituto Patria se lo impidió. Desde entonces, Carbajales permaneció en la Secretaría de Energía como asesor de Martínez y fue clave en el diseño definitivo del Plan Gas que se oficializó recién en diciembre y comenzó a regir en enero. En esa tarea, contó con el respaldo técnico de Sebastián González, director de Regulación de la Secretaría de Energía.

El respaldo político de Darío Martínez y Ariel Kogan, sun mano derecha, fue clave para que el Plan Gas se materializara. Durante este año, sin embargo, el secretario fue perdiendo peso en el área energética al mismo tiempo que creció la influencia de Bernal, junto con la del subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, delegado de La Cámpora y verdadero hombre fuerte de la Secretaría, sobre todo luego de que Martín Guzmán quiso echarlo y no pudo. El mayor peso del ala cristinista derivó finalmente este mes en el desplazamiento de Kiper, García e incluso Carbajales, a quien le rescindieron el contrato de asesoramiento con la Secretaría. Esta semana es la última de los tres funcionarios en sus cargos.

Lo insólito es que ahora que la crisis energética global dejó en evidencia lo importante que fue haber contractualizado gas a cuatro años, a un precio sustancialmente inferior al que pone contra las cuerdas a la economía mundial, los mismos que se opusieron al plan y son los responsables del despido de Carbajales, Kiper y García, en las últimas horas salieron por lo bajo a hacerle publicidad al programa queriendo mostrar una supuesta previsibilidad por parte del gobierno, como si los empresarios y los periodistas no conocieran como fue la historia. De hecho, EconoJournalpublicó la semana pasada dos artículos donde fuentes cercanas al kirchnerismo anticiparon sus críticas al proyecto de Ley de Hidrocarburos y la dolarización del precio del gas se mantiene como uno de los principales cuestionamientos, pese a que el costo de oportunidad evidencia la conveniencia de pagarle más a la producción local para no tener que convalidar mayores precios al importar más combustible.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2021/09/la-crisis-energetica-global-revaloriza-el-plan-gas-pero-paradojicamente-el-gobierno-despide-a-sus-tres-principales-impulsores/

 

 

Información de Mercado
junio 16, 20210

«Los picos de invierno tienen que ser un mercado del gas local y no del de importación»

El 28 de diciembre, Día de los Santos Inocentes, Pampa Energía anunció la venta de su participación accionaria en Edenor. La operación, explicó la empresa en su comunicado, «forma parte de nuestro plan estratégico de inversiones, que tiene como objetivo continuar con la capacidad instalada para la generación eléctrica y el desarrollo de reservas no convencionales de gas natural». Un camino en el que el holding que lidera Marcos Marcelo Mindlin incursionó a mediados de 2016, cuando adquirió los activos locales de Petrobras, y en el que aceleró desde entonces.
«Le dio gas», por recurrir a una expresión popular. La apuesta es tal que Pampa, que facturó u$s 1.071 millones en 2020, invertirá u$s 250 millones en los próximos cuatro años solo para alcanzar las metas con las que se comprometió en el Plan Gas.Ar. De ese monto, u$s 100 millones se desembolsarán en 2021.

Horacio Turri es el responsable de esa tarea. De 50 años, ex CEO de Central Puerto, Hidroeléctrica Piedra del Águila y Gener Argentina –empresas que, en su momento, compró Pampa–, este ingeniero industrial (ITBA) tiene experiencia como analista de proyectos de petróleo, gas y energía en el trader global de commodities Louis Dreyfus; también, en la desaparecida firma contable Arthur Andersen y, en especial, Schlumberger. Reclutado por el gigante de servicios petroleros, trabajó en lugares tan disímiles como Escocia, Brasil y Bolivia.

Hoy, Turri ejerce el cargo de director ejecutivo de Gas y Petróleo de Pampa. Una función que, en el esquema de negocios –y de gestión– de Mindlin, va mucho más allá de simplemente solo mostrar un cargo en una tarjeta.

¿Cómo analiza el escenario actual del mercado de gas, teniendo en cuenta el plan oficial que debutó a fines del año pasado y ya está en funcionamiento?

—El escenario es sustancialmente mejor al que tuvimos en 2020. El Plan Gas.Ar le dio un horizonte claro a la industria para los próximos cuatro años. Tanto en términos de volúmenes contratados, en lo que refiere al mercado de generación y al residencial, como de precios. Esto es importante porque, cuando hay certidumbre de precios y volúmenes, es mucho más sencillo llevar adelante programas de inversión; ese es el objetivo número uno de este plan, que apunta a reemplazar importaciones.

¿Cuáles son los próximos desafíos?

—El principal desafío que tenemos como industria (y como país) es reemplazar de forma absoluta las importaciones de combustibles alternativos y/o de gas natural licuado, que sustituyen al gas local. Hay un primer escalón: llenar la capacidad total de los caños que vienen de Neuquén, considerando que existen entre 7 y 8 millones de metros cúbicos (m3) que pueden ser transportados durante el invierno y, hoy en día, son reemplazados por líquidos o GNL. Ese es el primer objetivo que deberíamos plantearnos: saturar la capacidad de transporte.

El segundo objetivo, de mediano plazo (y no por eso menos importante), es sustituir por encima de la capacidad actual de transporte, y hasta la demanda total de gas de invierno, lo que se está importando. Es decir, hacer un tercer caño desde Neuquén hasta Buenos Aires. El famoso tramo de Tratayén-Salliqueló, en la primera etapa, y Salliqueló-San Nicolás, en la segunda, para reemplazar de forma completa o, al menos, en
un altísimo porcentaje las importaciones de combustibles líquidos y GNL, mirando el futuro
de la finalización del contrato con Bolivia.

El precio del Plan Gas, en torno a los u$s 3,50 por millón de BTU, está lejos del costo de reposición de reservas, que en 2016 o 2017 necesitaba un precio de mercado mucho más alto, cercano a los u$s 5, para poder reemplazar reservas convencionales que estaban declinando. ¿Le sorprende que la industria esté logrando producir gas a u$s 3,50?

—No es una gran sorpresa porque es una industria que aprende muy rápido. La curva de aprendizaje ha sido muy útil en este sentido. El costo por pozo cayó en estos cinco o seis años. Y eso se ve reflejado en el precio. Hay un componente que no juega a favor: el riesgo país o la tasa de descuento que les pide a los proyectos. Pero apuntamos a que eso se vaya normalizando con el tiempo. La conjunción de una disminución del riesgo país con una mejora en la productividad de los pozos va a permitir precios más competitivos.

¿Hay espacio en la curva de aprendizaje para ganar eficiencia en el plano técnico?

—En el plano técnico, el cielo es el límite. Esta industria se supera permanentemente y va aumentando su productividad. Todavía estamos muy lejos del óptimo. También es importante destacar que, si bien todos son paquetes de azúcar, en tanto las moléculas de gas shale y tight son iguales, no es lo mismo desde el punto de vista de la logística y de los costos asociados con desarrollar los dos tipos de yacimientos. No es comparable la cantidad de recursos asociados
al shale con los asociados al tight. Pero, mientras podamos entregar los paquetes de azúcar que tienen menor costo de producción, nos vamos a encontrar con situaciones como la del Plan Gas.Ar, donde hay un componente de gas competitivo que viene de yacimientos tight y va a suministrar un porcentaje sustancial de la demanda.

No tenemos mucha experiencia en shale. Hemos hecho nuestros primeros pasos en El Mangrullo
y en Sierta Chata, con buenos resultados. Pero, claramente, todos los indicadores respecto de la productividad de los pozos shale han crecido y mejorado sustancialmente. Sobre todo, en los últimos tres años.

¿Cuál es la hoja de ruta de Pampa para los próximos años en materia de actividad?

—Operamos dos yacimientos de gas: El Mangrullo (solos) y Sierra Chata (con ExxonMobil como socio). Nuestro buque insignia es El Mangrullo, un yacimiento que originalmente estaba orientado a la formación Mulichinco. Desarrollamos un descubrimiento incipiente, que había hecho Petrobras: la formación Agrio. Hoy en día, el 90% del gas tight de El Mangrullo viene de la formación Agrio. Para nosotros, fue una gran sorpresa y consideramos que es un reservorio estrella, uno de los más competitivos de la industria.

¿Ahí estará la apuesta?

—Nuestra actividad va a girar alrededor de aumentar nuestra capacidad de evacuación y tratamiento, principalmente en El Mangrullo. Estamos construyendo una planta de evacuación temprana de 1 millón de m3/día. Estamos repotenciando una early production facility que terminamos en 2019 para alta presión y la estamos llevando a una planta de media, de 500.000 a 650.000 m3/día. El proyecto más desafiante que estamos encarando es la construcción de una segunda planta de tratamiento de gas, de 4,8 millones de m3. En El Mangrullo, desde que compramos Petrobras en 2016, pasaríamos de 2,5 millones a casi 9 millones de m3 de capacidad de evacuación. A eso, tuvimos que agregarle dos loops que hicimos en el gasoducto de evacuación: un tramo de 11 kilómetros y el nuevo cruce del río Neuquén. Alcanzamos esa capacidad instalada de evacuación para un yacimiento que, hoy, produce 5,2 millones de m3/día y queremos hacerlo crecer mucho más.

Pampa desembarcó en el mercado de gas de la mano de formaciones tight. Es decir, de arenas compactas, de menor permeabilidad y porosidad. Mencionó que el 90% de la producción de gas proviene de la formación Agrio. ¿Es una formación que se explota en otra parte de la cuenca?

—No somos los descubridores de Agrio. Hay yacimientos donde también se explota. En nuestro caso, logramos encontrar la manera de estimular Agrio para lograr muy buenas condiciones de caudal inicial y de acumuladas en los pozos.
Fue una labor de ingeniería de reservorios de Pampa Energía. Estamos muy contentos porque consideramos que es un reservorio muy noble, que nos dio buenísimos resultados. Obviamente, es finito, como cualquier reservorio. Pero creo que será el suministrador de gas de una parte sustancial de nuestro compromiso con el Plan Gas.Ar.

¿En qué instancia está el proyecto de la nueva planta de tratamiento de 4,8 millones de m³?

—Es un proyecto que está adjudicado. Prácticamente, por lanzarse en el campo y que debiera estar concluido para finales de la primavera. La inversión ronda los u$s 50 millones, aproximadamente.

Dentro de la primera ronda del Plan Gas, hubo 3,6 millones de m3, de los cuales Tecpetrol ofreció 2 millones; Total, 600.000 y nosotros, 1 millón. Pero Pampa fue la única compañía que ofreció inyección adicional. El resto, los 2,6 millones, fueron corte a la demanda industrial para ofrecerlo al segmento residencial. En la segunda ronda de picos de invierno, solo se presentaron dos compañías: Tecpetrol y Pampa. Volvimos a ofrecer otro millón adicional. Es la empresa que más creció en términos relativos en lo que representa a los picos de invierno, porque estamos convencidos de que ese mercado tiene que ser del gas local y no del gas de importación.

¿Cuántos equipos tienen trabajando en El Mangrullo?

—En este momento, un equipo de perforación, que está terminando el cuarto pozo en Sierra Chata.
Y, de ahí, movemos a Mangrullo, para seguir con un plan de perforación de cinco pozos más. Luego, están previstas las cuatro terminaciones de los pozos de Sierra Chata y seis terminaciones más en Mangrullo, que son todos pozos tight. Además, vamos a completar el primer pozo a Vaca Muerta que perforamos en Sierra Chata. Es un pozo de una rama horizontal de 2.500 metros y 36 etapas de fractura que queremos terminar antes de este invierno.

¿Qué producción inicial apuntan a tener en el pozo de Vaca Muerta?

—En el rango de los 300.000 a 400.000 m3 de caudal inicial estaríamos contentos.

Recientemente, Pampa lanzó una nueva estrategia de venta para robustecer la cartera comercial de la empresa. ¿Qué objetivos persiguen en materia de gas?

—El Plan Gas fija los volúmenes que uno le va a vender por los próximos cuatro años al mercado residencial y al de generación, es decir, a Cammesa. Esos dos segmentos de mercado vienen dados con el Plan Gas. Con lo cual, nuestra estrategia reciente es focalizar fuertemente en el segmento industrial.

Mencionó la necesidad de saturar la capacidad instalada de gasoductos troncales. ¿En cuánto tiempo puede avanzar la industria hacia eso?

—Es muy difícil que se logre para este invierno. Pero, para el de 2022, no me cabe duda de que esos caños pueden estar saturados. Lo estuvieron en 2019, no estamos inventando nada nuevo.

¿Conviene más construir un nuevo gasoducto o ampliar el sistema centro-oeste para reemplazar a Bolivia?

—Además de ser director de E&P en Pampa, presido el directorio de TGS. Estamos revisando permanentemente estos proyectos y la visión que tengo es que la opción más económica y con más sentido técnico es el tramo Tratayén-Salliqueló en la primera etapa. Eso liberaría alrededor de 20 millones de m3 adicionales de gas durante el invierno, con poca inversión en los tramos finales.

La segunda etapa es la que une Salliqueló-San Nicolás, liberando otros 20 millones adicionales. Es un proyecto modular que puede hacerse en dos tramos y llegar a reemplazar hasta 40 millones de m3 de gas importado. Tanto lo que viene de Bolivia como lo que llega de las terminales de gasificación de Escobar y, eventualmente, Bahía Blanca.

¿Es posible implementar una licitación que soporte las inconsistencias macroeconómicas para llevar adelante el proyecto que se defina como conveniente?

—Hay que mirar todos los proyectos en el contexto de una macro medianamente consolidada. Con ciertas variables más o menos estables, es una obviedad que este proyecto hace mucho sentido para el país. Estamos exportando entre u$s 1.500 y u$s 2.000 millones por año de combustibles alternativos. Eso podría reemplazarse perfectamente con gas de Neuquén y un gasoducto.

Más allá de la macro –que, seguramente, se va a ordenar–, desde un punto de vista físico no tiene sentido agarrar un pozo de gas en Qatar, llevar esa molécula de gas hasta una planta de licuefacción, licuarlo, cargarlo en un barco, traerlo hasta la Argentina, llevarlo a Escobar y volver a regasificarlo. No puede ser más barato que producir gas en Neuquén y moverlo 1.000 kilómetros por un caño hasta Buenos Aires. Está claro que ese arbitraje tiene que ocurrir. Además, el gas que se trae de afuera hay que pagarlo con divisas.

¿Existe una agenda con el Estado para empezar a debatir estos temas?

—Creo que el gobierno lo tiene en agenda. Se entienden perfectamente las ventajas de este proyecto y tenemos que dar luz a la discusión en los próximos meses. Por lo menos, en términos de cómo llevarlo adelante y cuál sería el marco general. Claramente, es un proyecto prioritario y, desde ya, el gobierno lo entiende así.

La Argentina hoy produce gas a u$s 3,50. Pero no son tantos los países que pueden ser tan competitivos. ¿Nos falta asumir o entender esa oportunidad que tenemos por delante?

—Creo que la entendimos y hay que cristalizarla.
La industria del petróleo en la Argentina es de larguísima data. Hay mucha experiencia. Este es un país con una enorme fuente de conocimiento en lo que hace a la industria petrolera. Y no solo
de las empresas, sino de todo lo que rodea al mundo del petróleo. Tarde o temprano, esto se va a cristalizar. Espero que sea más temprano que tarde y todo apunta a que eso sea así. Además, no sabemos lo que va a pasar con la energía en 50 o 70 años. Probablemente, los combustibles fósiles tengan una participación mucho menor en la matriz energética del mundo. Y todo lo que no logremos sacar hoy de Vaca Muerta perderá valor. Es un costo de oportunidad muy alto para la Argentina.

¿Hasta dónde existirá la ventana de oportunidad para poner en valor los recursos del país, teniendo en cuenta que la pandemia está acelerando el debate en materia de transición energética?

—Cada año que pasa es uno perdido. Cada año que desarrollemos más tarde Vaca Muerta es un riesgo adicional a que no lo podamos desarrollar. Hoy sabemos que se necesita el gas. Sabemos que tenemos gas para varias Argentinas. Con lo cual,el mercado de Vaca Muerta es de exportación y lo tenemos que aprovechar ahora. Son productosque tienen sustituto. Ya empezó la carrera. Tenemos que llegar antes. ×

 

 

 

Fuente:  https://econojournal.com.ar/2021/06/los-picos-de-invierno-tienen-que-ser-un-mercado-del-gas-local-y-no-del-de-importacion/

 

 

 

 

Informacion, Información de Mercado
enero 25, 20210

Energía en Argentina y el mundo: qué pasó en el 2020 y cómo será el 2021

DANIEL DREIZZEN

Asociado en Ecolatina, ex Secretario de Planeamiento Energético y Director Académico en la Universidad Torcuato Di Tella

Los argentinos estamos acostumbrados a que los años no sean lo que esperamos. Esta vez el mundo también se tuvo que habituar a lo impensado. A fin del 2019, a nadie le llamó la atención la aparición de un nuevo virus en China. En Argentina, gran parte de la población se esperanzaba con la posibilidad de que un nuevo Gobierno con diferentes políticas hiciera crecer la economía. La energía local estaba en pausa, esperando a la política económica: por el tipo de cambio, por los precios, por la tasa de interés y por las tarifas.

Aunque sabemos que los pronósticos no están hechos para cumplirse, creemos en el ejercicio. A continuación los principales hechos del año pasado y predicciones del venidero sobre los temas energéticos.

1) DERRUMBE Y RECUPERACIÓN DE LA DEMANDA ENERGÉTICA MUNDIAL Y LOCAL

Según la IEA (International Energy Agency), en 2020 la demanda de energía mundial se desplomó un 5,3%: con un impacto del 8,5% en combustibles líquidos utilizados mayormente para el transporte y sólo un 3,3% para el gas utilizado mayormente para generar energía eléctrica. La excepción fueron las renovables con un crecimiento del 0,9%.

Con la fuerte recuperación de Asia del Covid y la aparición de las vacunas, esperamos que el consumo mundial se reponga firmemente en 2021. No creemos que vuelva a niveles del 2019, por las restricciones al transporte general en Occidente y un adelantamiento de cambio cultural que nos lleva a trabajar más desde nuestras casas. Como dato interesante, a pesar de la crisis, la economía y la energía de China crecerán de todas formas en el año 2020, en el 3er trimestre su PBI ya creció un 4,9% frente al 2019.

En Argentina, con datos hasta octubre o noviembre, en el 2020 frente al 2019 acumulado, el consumo de combustibles líquidos se desmoronó un 19%, de gas un 4% y de energía eléctrica solamente un 1%. En un año electoral en el que ya se adelantó que los aumentos tarifarios serán mínimos, esperamos una recuperación en gas y energía eléctrica pero no en líquidos donde también vemos una tardanza en recuperar la movilidad (con aperturas y cierres hasta que la vacunación sea masiva) y menor transporte a los trabajos.

 

2) DESPLOME Y ASCENSO DE LOS PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETRÓLEO, VOLVIÓ EL BARRIL CRIOLLO EN ARGENTINA PERO POR POCO TIEMPO

2020 va a ser recordado como el año en el que el WTI, marcador del precio de crudo de Estados Unidos por excelencia, tuvo una cotización negativa por la falta de lugar para almacenar el crudo que nadie demandaba. Los crudos internacionales bajaron de u$s 60 por barril a comienzo del año a 20 en abril, terminando el año en alrededor de u$s 50 en diciembre, una gran

Para el año 2021 creemos que el precio del crudo seguirá subiendo. Además de la recuperación de la demanda, la suspensión de inversiones enormes en upstream convencional y no convencional harán que la oferta sea menor sumado a la cada vez más fuerte política de descarbonización que hace que bancos y fondos dejen de invertir en proyectos de hidrocarburos.

En Argentina, en mayo volvió el Barril Criollo que fijaba el precio local en u$s 45 por barril como piso, sin embargo duró poco porque el precio internacional se recuperó a los pocos meses. También se quitaron las retenciones para precios menores a u$s 60 por barril. Ya estamos acostumbrados que cuando baja fuerte el crudo en el mundo, se establece en nuestro país un precio sostén para mantener la actividad. Cuando sube abruptamente en el mundo, agregamos retenciones a la exportación para que no suba localmente. De esta manera, nuestro país actúa como un hedge natural frente a las fluctuaciones del precio de crudo, protegiendo a los consumidores o a las empresas según el caso.

Para el año 2021, con una suba del precio de crudo, no imaginamos grandes variaciones en este sentido en las regulaciones de precios del upstream. Distinto será el caso del downstream donde habrá mayores tensiones para subir los precios de las naftas y hacer más rentable la actividad de YPF frente a la señal inflacionaria en un año electoral.

3) UN NUEVO PLAN ARGENTINO QUE CONTRACTUALIZA EL GAS A 4 AÑOS SUBSIDIADO POR EL ESTADO

Con la producción de gas cayendo un 8% anualmente, nula inversión en perforación de este fluido en el 2020 y el precio bajando en los últimos 3 años (llegando en noviembre del 2020 a un valor un poco menor a los u$s 2 por MMBTU), luego de anunciarlo desde marzo, en diciembre se efectuó la licitación para contractualizar el gas que consumimos los usuarios domiciliarios, comerciales y las usinas eléctricas por los próximos 4 años.

La licitación permitió asegurar un piso de 100 MMm3/d de gas (70 para los residenciales/usinas eléctricas y 30 para el resto del mercado). Este es el volumen aproximado necesario para satisfacer el consumo de verano en nuestro país (en invierno el consumo residencial se multiplica por 5). El precio promedio de la licitación fue de u$s 3,5 por MMBTU, un 50% superior al precio de gas total del último año. La diferencia entre ese precio en dólares y las tarifas, se subsidiará con emisión monetaria.

Gracias a la gran participación en la licitación del Plan Gas (mucha alternativa no le quedaba a las empresas porque se licitaba el 80% del mercado), creemos que se logrará con un volumen muy importante de inversiones que detendrá la caída de producción evitando importar gas masivamente. Sin embargo, y como ocurrió en el invierno del 2020 que se importó en julio el equivalente a 19 MMm3/d en líquidos, se deberán importar líquidos o hasta se está hablando del retorno de otro barco regasificador en Bahía Blanca para evitar cortes de gas a la industria.

Triste historia de un país al que le sobra el gas en el subsuelo pero no logra la ejecución de un plan y políticas para poder exportarlo masivamente.

 

4) LA PRODUCCIÓN HIDROCARBURÍFERA LOCAL NO LOGRA RECUPERARSE

La producción de petróleo está estancada hace 6 meses en un 9% debajo de los valores prepandemia. Este valor es menor que la baja en consumo (del 18%), la diferencia fue compensada por las exportaciones que aumentaron en el año un 21% (la cuenca neuquina volvió a exportar crudo) y un aumento del stock. La falta de reactivación del consumo de líquidos y en consecuencia de inversión causó este amesetamiento de la producción. Si el precio del crudo sigue recuperándose debería volver la inversión siempre y cuando la macroeconomía lo permita. En particular muchas empresas se volcaron al gas con el Plan Gas y podrían no contar con suficientes fondos para reinvertir en crudo (está restringida la compra y remisión de divisas al exterior).

 

La producción de gas nacional cayó 8%, estimamos que no caerá más debido al precio atractivo del Plan Gas y sus altas penalidades por no cumplir los volúmenes establecidos.

 

5) LÓGICO DESPLOME DE LA INVERSIÓN MUNDIAL Y LOCAL CON RECUPERACIÓN GRADUAL

La inversión en energía en el mundo se desplomó un 18,3% en 2020 según la IEA, un valor casi 4 veces más grande que la demanda energética.

En Argentina, en hidrocarburos upstream, las empresas habían estimado a principio del año una inversión de u$s 5000 millones, casi 30% menor a la del 2019. Con el avance de la pandemia, creemos que la inversión con toda la suerte pudo haber alcanzado la mitad, u$s 2500 millones. La perforación y fracturas llegaron a cero en abril con una recuperación lenta para la perforación y muy buena para las fracturas que en diciembre llegaron a niveles del 2019 (reactivación en áreas de gas).

Para el año 2021, va a tener que haber inversión bastante fuerte en gas para lograr el compromiso del Plan Gas de al menos mantener durante todo el año la producción por empresa y cuenca del invierno del año 2020. En el crudo, dependerá de lo que pase con el precio y el costo de financiamiento. Los pozos de Vaca Muerta están teniendo cada día mejores resultados. En 2020, en los primeros diez meses de producción, los pozos de petróleo tuvieron un rendimiento un 25% que en el 2019 y un 100% que en el 2018, con ramas horizontales cada vez más largas y mayor cantidad de fracturas por pozo.

6) ENERGÍAS RENOVABLES SON LA EXCEPCIÓN EN EL MUNDO Y ARGENTINA

A pesar de las fuertes caídas de producciones de energía, las renovables siguen ganando espacio, sumando eficiencias y bajando sus costos. En 2020 la producción de energías renovables creció 0,9% en el mundo y un impresionante 65,5% en la Argentina, llegando a representar en nuestro país un 12% de la energía generada en noviembre del 2020. El boom de inversiones en renovables de los últimos años está dando sus frutos a pesar de que muchos proyectos están parados por falta de financiamiento.

En el 2021, no creemos que estén las condiciones para aumentar fuertemente la capacidad en Argentina como sucedió en los años anteriores. Tampoco lo vemos como una prioridad en este momento para el Estado con toda la problemática más compleja que tiene por delante.

7) ESTAMOS FINALMENTE EN UNA NUEVA TRANSICIÓN ENERGÉTICA

Además de disminuir las emisiones de dióxido de carbono en casi un 7% por la parálisis, la pandemia del coronavirus parece habernos hecho conscientes que habitamos el mismo planeta y que todos podemos sufrir las consecuencias de tragedias globales.

De esta forma, además de los países (en particular China para el 2050), gran cantidad de empresas petroleras (en particular las europeas) se han convertido en energéticas y fijado objetivos de emisiones netas cero para las próximas décadas.

Estas transformaciones tan fuertes de empresas originalmente muy hidrocarburíferas a energéticas con gran foco en renovables, en muchos casos pueden estar incentivadas por fines políticos y de imagen pública, la fama del petróleo está en franco deterioro.

Más luego del triunfo de Biden con una agenda mucho más verde que Trump. En un mundo con todavía un 85% de matriz energética vinculada al carbón (petróleo gas y carbón), ya no se habla de ir al gas más limpio que el carbón para generar energía eléctrica o movimiento de vehículos sino directamente a los vehículos eléctricos o a la pila de hidrógeno. En el transporte terrestre, marítimo o aéreo es donde el petróleo parecía más difícil de reemplazar. El boom de Tesla con su increíble cotización de mercado parece estar marcando el camino.

En Argentina con una matriz energética primaria todavía del 90% de hidrocarburos, va a ser difícil seguir ampliando las energías renovables que requieren bajos costos de financiamiento y libertad en las importaciones de paneles o molinos competitivos producidos mayormente en China que requieren divisas.

 

8) LA ENERGÍA SEGUIRÁ SUPEDITADA A LA MACROECONOMÍA DEL PAÍS

Con la sensación de que está comenzando la segunda ola de la pandemia y menor paciencia por lo terrible de la economía del año, parece no haber lugar para una macroeconomía más amigable con las inversiones sino con pisar las tarifas, cuidar que no salgan los dólares y que no estalle la inflación y devaluación. Tampoco en un año electoral parece haber espacio para un acuerdo con el FMI que requeriría un ajuste del déficit fiscal.

De esta forma, no vislumbramos la llegada de importantes inversiones en el sector sino la reinversión de las utilidades de las empresas. También podría haber algunas compras de activos por temas políticos o por los valores tan bajos de cotizaciones de las acciones argentinas.

Esperemos que el 2021 sea el año de la vacuna y la recuperación. Ojalá logremos capitalizar y adoptar las mejores prácticas que el 2020 tan violentamente nos impuso para así construir un futuro mejor.

fuente: https://www.cronista.com/columnistas/energia-en-argentina-y-el-mundo-que-paso-en-el-2020-y-como-sera-el-2021/

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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septiembre 2, 20200

Martínez analiza con las petroleras el Plan Gas que le dejó Kulfas

El secretario de Energía sabe que es prioridad reactivar la producción del fluido y comenzó a introducir algunas modificaciones en el plan que había diseñado Desarrollo Productivo. El secretario de Energía, Darío Martínez, conversará hoy con los máximos directivos de las principales petroleras para conocer su opinión sobre el nuevo Plan Gas en el que venía trabajando el gobierno. El programa de incentivo a la producción del fluido fue presentado por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y estaba a punto de ser oficializado justo antes de que cambiaran las autoridades del área. Lo que dejó Kulfas Como informó EconoJournal, el gobierno venía trabajando desde […]

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septiembre 2, 20200

Desarrollan una batería para celulares que podría durar años

Una empresa californiana anunció un diseño conformado por nanodiamantes que mejoraría no solo el rendimiento de los dispositivos móviles. La empresa NBD, con sede en el estado norteamericano de California, reveló este martes el desarrollo de las baterías de nanodiamantes (NDB, según sus siglas en inglés) que podrían durar años en un dispositivo móvil. NBD es una batería voltaica alfa, beta y neutrónica basada en diamantes a partir de residuos nucleares reciclados que ofrecen una “energía verde y de por vida al dispositivo”. “NBD es una solución segura, de alta potencia, ecológica y versátil para la creciente demanda de energía”, indica la compañía en […]

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septiembre 2, 20200

Martinez encaró gestión: Gobernadores, Barril Criollo, Plan Gas, y un acuerdo para Vaca Muerta.

Por Santiago Magrone

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, encaró su gestión atendiendo una agenda de temas que requieren definiciones en los próximos días y para cuya resolución está en consulta con gobernadores, empresarios y sindicalistas del sector, según sea el caso.

Esto, mientras termina de definir quienes lo secundarán en la tarea diaria al frente de las subsecretarías (de Energía Eléctrica y de Combustibles) y en las Direcciones nacionales específicas.

En lo que va de la semana mantuvo contactos con varios gobernadores, entre ellos los de La Pampa, Rio Negro, Santa Cruz y Neuquén. Aunque tienen temas en común, sobre todo en el rubro hidrocarburos, cada una tiene su agenda energética en otros rubros. También se contactó con representantes de empresas petroleras, con YPF a la cabeza.

Uno de los temas en consideración es el de la continuidad o no del esquema del Barril Criollo, para la comercialización de crudo entre productoras y refinadoras locales, atendiendo con ello además los ingresos por regalías para las provincias petroleras.

El precio de dicho barril fue establecido temporalmente en 45 dólares y su vigencia perduraría hasta el caso en que el crudo Brent, tomado como referencia, alcanzara o superara ése precio y se mantuviera estable durante diez días consecutivos. Esto es lo que ocurrió y ahora el Brent se ubica entre 45 y 46 dólares el barril, con destino incierto.

Pero el esquema también establece una revisión trimestral del precio sostén, de modo que no debería descartarse su continuidad.

De esta discusión con Nación participan gobiernos provinciales y empresas, aunque los gremios petroleros también están atentos a las decisiones por el interés de preservar niveles de actividad y de empleos.

Energía depende ahora del ministerio de Economía, cartera a cargo de Martín Guzman que deberá considerar también el costo fiscal de la puesta en práctica de otro esquema en discusión,  heredado del ministerio de Desarrollo Productivo, para promover la producción de gas en yacimientos convencionales de todas las cuencas, y en el reservorio no convencional Vaca Muerta, de la Cuenca Neuquina.

“El Secretario está a trabajando en este tema para terminar de delinear el Plan” indicaron fuentes consultadas por E&N. En manos de Matías Kulfas fue diseñado para un periodo de cuatro años (hasta el 2024), con subsidios aplicados contra compromisos de inversión y de producción por cuencas.

El objetivo es contar con volúmenes de gas suficientes en el invierno 2021 para minimizar importaciones,  satisfacer una demanda interna que se espera crezca conforme se reactive la economía productiva, y contar con saldos exportables a países limítrofes.

La semana pasada, el Secretario de Energía fue recibido en Olivos por el Presidente Alberto Fernández quien remarcó “la importancia de que las definiciones en materia energética incluyan una visión federal y de desarrollo”, resaltando “la necesidad de que haya un seguimiento de gestión y políticas desde el territorio”. En ese sentido, se confirmó que la Secretaria tendrá su sede central en el edificio de Hacienda y un asiento en Neuquén, provincia de la cual, además, es políticamente oriundo Martinez.

Tras dicha reunión, Martínez (ex presidente de la Comisión de Energía en Diputados) expresó su coincidencia con el Presidente “en la necesidad de armonizar los distintos intereses de los actores del sector, conscientes plenamente del mandato político y socioeconómico que tenemos. Transitaremos, el camino del diálogo para potenciar el trabajo conjunto y colectivo tras los objetivos que nos planteamos”, manifestó.

En este contexto cabe mencionar que Martínez también se abocó a realizar gestiones en procura de un acuerdo entre las empresas productoras y los gremios del sector, particularmente el Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, La Pampa y Rio Negro, que dirige Guillermo Pereyra, para preservar niveles de actividad y de empleos en dicha cuenca.

A tal efecto quedó conformada una mesa de trabajo integrada por varias operadoras entre las que se cuentan YPF, PAE, Tecpetrol, Vista, el gremio que dirige Guillermo Pereyra, y representantes del gobierno provincial neuquino.

En un contexto internacional de bajos precios para el petróleo y el gas natural, de abundancia de oferta y de menor demanda por la caída de la actividad económica mundial a consecuencia de la Pandemia del Covid-19,  en la mesa de discusión está planteado el interrogante sobre las chances de reactivar la producción en Vaca Muerta: Inversiones, precios, subsidios, empleos, condiciones laborales y salariales son las claves en procura de una solución, al menos transitoria, hacia un escenario que podrá mejorar para el sector si se avanza hacia la reactivación general.

Ya está circulando un borrador y se estima que dicho acuerdo será formalizado en los próximos días.