Cuál fue el resultado de los anteriores subsidios estatales a los "planes gas"Por David Mottura.
¿Cuál fue el resultado de los anteriores "planes gas"? Entre 2002 y 2013, uno de los mayores problemas de la Argentina era la crisis energética. La curva de declino de la producción de petróleo preocupaba y el gas no alcanzaba para abastecer una economía en crecimiento. Allí nacieron diferentes programas para incrementar la producción de hidrocarburos, la exploración de reservas, la refinación de productos y darle un aliciente al mercado.
El Plan Gas tuvo tres versiones, todas concebidas por el equipo económico del entonces ministro de Economía, Axel Kicillof (actual gobernador de la provincia de Buenos Aires), en la segunda gestión de Cristina Fernández de Kirchner. Resultaron propicios para eliminar la necesidad de importar Gas Natural Licuado (GNL) y revertir la tendencia de declino hacia la que se precipitaba la producción gasífera.
Para 2017, el ex Ministerio de Energía que creó el entonces presidente Mauricio Macri lanzó la Resolución 46 tras el fin de los plazos de las diferentes versiones del Plan Gas. Esa normativa tuvo un efecto inmediato en los proyectos que tenía en mente varias compañías, como por ejemplo Tecpetrol. La empresa de Techint aceleró Fortín de Piedra llevándolo de unos pocos millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) a un máximo en 2019 de 17,5 MMm3/d. Incluso, realizó un paro de planta para ampliar su capacidad de producción y transporte, con la mirada en el futuro.
"Los precios se redujeron beneficiando a consumidores pero imposibilitando inversiones, que detuvo casi por completo la perforación por gas. La demora inexplicable del Gobierno actual en definir reglas de juego claras como indica el Secretario de Energía, produjo que la producción de gas que había crecido mucho por desarrollo de gas no convencional, se redujera al orden de 14% interanual en la actualidad con pérdida de 18 MMm3/d por la rápida declinación de este tipo de desarrollos", indica G&G Energy Consultants, bajo la dirección de Daniel Gerold.
Si bien la Resolución 46 permitió ahorrar divisas en importaciones, logrando aumentar la producción de gas, hubo una "competencia predatoria de precios por debajo de costos de desarrollo", destaca el informe de la consultora. Incluso una de las empresas perjudicadas fue YPF, además de las otras que no alcanzaron a sumarse a la resolución. Los precios se redujeron pero eso repercutió en las inversiones, deteniéndose la perforación de gas.
Volviendo a los "planes gas", estos se dieron después de la expropiación de las acciones de Repsol y de que el Estado nacional tome el control de YPF, viniendo luego la reforma de la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Soberanía Energética. Esta última creó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica de Inversiones Hidrocarburíferas. El gobierno propuso el Plan Gas para incentivar la explotación y producción para recuperar reservas a mediano plazo a través de un mecanismo de compensaciones económicas, con un techo de precio de u$s 7,50 el millón de BTU.
Tanto el Plan Gas 2 como el 3 fueron complementarios a los fines de incorporar al resto de las empresas que no pudieron sumarse al primer programa y que tuvieran escalas productivas inferiores, en torno a los 3,5 MMm3/d. Como describió +e, todos estos programas y la 46 dejaron deudas que las productoras siguen reclamando y es una de las condiciones para sumarse al nuevo esquema. La deuda alcanza los $24.500 millones y el año pasado sólo se pagó una cuota.
Ecolatina, en el informe mensual energético de noviembre, señala que en septiembre la producción de gas cayó 11% en relación al mismo mes del año pasado. La principal causa fue el aislamiento social. "Existe expectativa que la producción podría crecer en los próximos meses con la implementación del Plan Gas 4 que debería licitarse en las próximas semanas", indica el reporte realizado por Daniel Dreizzen. El decreto recién salió el lunes último.
Desde el 2003, la producción de gas declinó hasta el 2014 debido a la falta de incentivo de precio para invertir. "Desde ahí viene revirtiendo la tendencia por la mejora en los precios y los incentivos a producción no convencional", repasa Ecolatina. Es que los pozos horizontales en las rocas shale aportan mucha producción inicial, que debe mantenerse con inversiones, perforación y fracking. El escenario de declino se advertía desde fines de 2019 y la pandemia sólo agravó la situación.
Como viene siguiendo +e, el precio de las subastas en MEGSA ronda los u$s 2 por millón de BTU. Baja hasta u$s 1,97 al hacer el ponderado, considerando los volúmenes ofertados.
El Plan Gas 4, o Plan Gas.Ar, propone asignar cuotas de producción con un precio techo de u$s 3,70 el millón de BTU. El compromiso de las empresas es hacer las inversiones y lograr el autoabastecimiento, incluso dejando una importante cuota exportable, en los próximos cuatro años y para el offshore es ocho años. Es que las dos cuencas que concentral el 85% de la producción son la neuquina y la Austral.
El presidente Alberto Fernández presentó los objetivos en Loma Campana, el yacimiento emblema de YPF con objetivo en Vaca Muerta. "Estamos convencidos de que estamos invirtiendo en Argentina para que se desarrolle", dijo el mandatario. El aporte extraordinario a las grandes riquezas que impulsa el oficialismo incluye un monto para este programa y la recapitalización de YPF.
Fuente: La Mañana de Neuquén
Por David Mottura.
¿Cuál fue el resultado de los anteriores "planes gas"? Entre 2002 y 2013, uno de los mayores problemas de la Argentina era la crisis energética. La curva de declino de la producción de petróleo preocupaba y el gas no alcanzaba para abastecer una economía en crecimiento. Allí nacieron diferentes programas para incrementar la producción de hidrocarburos, la exploración de reservas, la refinación de productos y darle un aliciente al mercado.
El Plan Gas tuvo tres versiones, todas concebidas por el equipo económico del entonces ministro de Economía, Axel Kicillof (actual gobernador de la provincia de Buenos Aires), en la segunda gestión de Cristina Fernández de Kirchner. Resultaron propicios para eliminar la necesidad de importar Gas Natural Licuado (GNL) y revertir la tendencia de declino hacia la que se precipitaba la producción gasífera.
Para 2017, el ex Ministerio de Energía que creó el entonces presidente Mauricio Macri lanzó la Resolución 46 tras el fin de los plazos de las diferentes versiones del Plan Gas. Esa normativa tuvo un efecto inmediato en los proyectos que tenía en mente varias compañías, como por ejemplo Tecpetrol. La empresa de Techint aceleró Fortín de Piedra llevándolo de unos pocos millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) a un máximo en 2019 de 17,5 MMm3/d. Incluso, realizó un paro de planta para ampliar su capacidad de producción y transporte, con la mirada en el futuro.
"Los precios se redujeron beneficiando a consumidores pero imposibilitando inversiones, que detuvo casi por completo la perforación por gas. La demora inexplicable del Gobierno actual en definir reglas de juego claras como indica el Secretario de Energía, produjo que la producción de gas que había crecido mucho por desarrollo de gas no convencional, se redujera al orden de 14% interanual en la actualidad con pérdida de 18 MMm3/d por la rápida declinación de este tipo de desarrollos", indica G&G Energy Consultants, bajo la dirección de Daniel Gerold.
Si bien la Resolución 46 permitió ahorrar divisas en importaciones, logrando aumentar la producción de gas, hubo una "competencia predatoria de precios por debajo de costos de desarrollo", destaca el informe de la consultora. Incluso una de las empresas perjudicadas fue YPF, además de las otras que no alcanzaron a sumarse a la resolución. Los precios se redujeron pero eso repercutió en las inversiones, deteniéndose la perforación de gas.
Volviendo a los "planes gas", estos se dieron después de la expropiación de las acciones de Repsol y de que el Estado nacional tome el control de YPF, viniendo luego la reforma de la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Soberanía Energética. Esta última creó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica de Inversiones Hidrocarburíferas. El gobierno propuso el Plan Gas para incentivar la explotación y producción para recuperar reservas a mediano plazo a través de un mecanismo de compensaciones económicas, con un techo de precio de u$s 7,50 el millón de BTU.
Tanto el Plan Gas 2 como el 3 fueron complementarios a los fines de incorporar al resto de las empresas que no pudieron sumarse al primer programa y que tuvieran escalas productivas inferiores, en torno a los 3,5 MMm3/d. Como describió +e, todos estos programas y la 46 dejaron deudas que las productoras siguen reclamando y es una de las condiciones para sumarse al nuevo esquema. La deuda alcanza los $24.500 millones y el año pasado sólo se pagó una cuota.
Ecolatina, en el informe mensual energético de noviembre, señala que en septiembre la producción de gas cayó 11% en relación al mismo mes del año pasado. La principal causa fue el aislamiento social. "Existe expectativa que la producción podría crecer en los próximos meses con la implementación del Plan Gas 4 que debería licitarse en las próximas semanas", indica el reporte realizado por Daniel Dreizzen. El decreto recién salió el lunes último.
Desde el 2003, la producción de gas declinó hasta el 2014 debido a la falta de incentivo de precio para invertir. "Desde ahí viene revirtiendo la tendencia por la mejora en los precios y los incentivos a producción no convencional", repasa Ecolatina. Es que los pozos horizontales en las rocas shale aportan mucha producción inicial, que debe mantenerse con inversiones, perforación y fracking. El escenario de declino se advertía desde fines de 2019 y la pandemia sólo agravó la situación.
Como viene siguiendo +e, el precio de las subastas en MEGSA ronda los u$s 2 por millón de BTU. Baja hasta u$s 1,97 al hacer el ponderado, considerando los volúmenes ofertados.
El Plan Gas 4, o Plan Gas.Ar, propone asignar cuotas de producción con un precio techo de u$s 3,70 el millón de BTU. El compromiso de las empresas es hacer las inversiones y lograr el autoabastecimiento, incluso dejando una importante cuota exportable, en los próximos cuatro años y para el offshore es ocho años. Es que las dos cuencas que concentral el 85% de la producción son la neuquina y la Austral.
El presidente Alberto Fernández presentó los objetivos en Loma Campana, el yacimiento emblema de YPF con objetivo en Vaca Muerta. "Estamos convencidos de que estamos invirtiendo en Argentina para que se desarrolle", dijo el mandatario. El aporte extraordinario a las grandes riquezas que impulsa el oficialismo incluye un monto para este programa y la recapitalización de YPF.
Fuente: La Mañana de Neuquén
