Energía logró mantener para el 2023 el precio por la misma cantidad adquirida este año. Sin embargo el adicional necesario para llenar el gasoducto, va a costar mas que el doble
ENERGÍA22/11/2022
El Gobierno nacional apura garantizar la provisión de gas para el próximo invierno, y la herramienta para hacerlo es el Plan Gas, donde se subasta la capacidad de transporte del hidrocarburo según las ofertas que realizan las empresas.
Con ese objetivo, la decisión fue extender, sin subastas, hasta diciembre de 2028 los contratos por los 100 millones de metros cúbicos por día de la ronda 1 del programa. Por eso, el precio que se pagará será menor o igual a los de esta ronda del programa que fijó unos 3,53 dólares. Vale señalar que este año se pagó por el GNL unos 28,30 dólares.
A esto se suma una compulsa por 11 millones de metros cúbicos diarios más que son los que van a llenar el gasoducto Nestor Kirchner a partir del año próximo; y, a partir del 2024, 3 millones de metros cúbicos por día más con la puesta en funcionamiento de las plantas compresoras, para alcanzar así un adicional de 14 millones de metros cúbicos nuevos.
Además durante el invierno, el gobierno busca asegurar 7 millones de metros cúbicos por día entre mayo y septiembre entre 2024 y 2028. Y otros 7 millones adicionales entre los mismos meses, pero a partir de 2025.
Esta versión del Plan Gas, también busca incentivar la producción de cuencas en declino, como la cuenca Austral y la del Noroeste, donde se extrae gas convencional. A estos yacimientos se les pide 5 millones de metros cúbicos diarios.
Acá los precios van a ser diferentes, en un rango que va de 4 a 7 dólares para los 11 millones que van a llenar el gas del Néstor Kirchner. Respecto al incremental de consumo pico invierno, la suba es notable y asciende a los 9 dólares.
Si bien es cierto que con los precios futuros del gas para el invierno, el precio doméstico sigue siendo barato en términos relativos, en otro contexto internacional la historia podría volverse adversa dada la volatilidad de los precios internacionales.
En paralelo, esta versión del programa, también busca incentivar la producción de cuencas en declino, como la cuenca Austral y la del Noroeste, donde se extrae gas convencional. A estos yacimientos se les pide 5 millones de metros cúbicos diarios, al mismo precio adjudicado o menor.
Esta concesión del cupo de transporte para el gas convencional fue celebrado por Hugo Eurnekian, dueño de CGC empresa que extrae gas en esa zona "Las nuevas ediciones rescatan el desarrollo diverso de todas las cuencas, así como también sus particularidades", aseguró. Y agregó que "Todo lo que la Cuenca Austral crezca en cuanto a producción, significará un reemplazo de gasoil en el verano y gas natural licuado en el invierno"
En Energía confían que esta todo dado para lograr extender la totalidad del volumen ya adjudicado al mismo precio, equivalente a 3.5 dólares por millón de BTU.
"Los números que planteamos en el concurso tienen consenso y va a tener participación plena por parte de las empresas" afirmaron a LPO desde la cartera.
A pesar de que las ofertas de las empresas se van a conocer recién el próximo 14 de diciembre, desde una las operadoras mas grandes del sector confirmaron a LPO las estimaciones de la Secretaría de Energía "Efectivamente vamos a ofertar 3.5 para la misma cantidad vendida este año, y un promedio por arriba de 7 dólares para el incremental que se inyectará en el gasoducto" puntualizó a LPO una fuente de esta compañía.
Hay que mencionar además que las empresas que participen del plan podrán acceder a condiciones preferenciales de exportación y acceso al mercado de divisas.
Los cupos de exportación en condición firme del Plan se asignarán, en cada cuenca, a los productores según las siguientes pautas.
Un porcentaje del cupo se asignará en función de la participación del volumen total en todas las rondas del Plan en la cuenca de que se trate mas un porcentaje del cupo se distribuirá entre quienes generen el mayor descuento en precio, por volumen, en las rondas de volúmenes incrementales base y estacional de invierno.
"Cuando en virtud del análisis de oferta y demanda de gas natural para abastecimiento interno se determinase que una o más de las cuencas se encuentra inhabilitada para realizar exportaciones, el 10% del volumen total disponible para exportar de las cuencas habilitadas será asignado para exportaciones a los adjudicatarios de cuencas inhabilitadas para exportar", detalló el decreto que oficializa el programa. Ese volumen podría elevarse a 15 por ciento.
Asi mismo minguna empresa podrá exportar en cada período más del 30% del volumen total autorizado a exportar o más del 50% de su compromiso de entrega en el marco del Plan. Y el Gobierno establecerá en cada oportunidad un precio mínimo que deberán respetar las autorizaciones de exportación.
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El acuerdo marca la incorporación de Shell como socio estratégico del proyecto, lo que permitirá avanzar hacia la etapa de diseño de ingeniería de detalle (FEED, por sus siglas en inglés)
Este análisis se produce en un momento de incertidumbre global, con tensiones geopolíticas, cambios en la oferta y preocupaciones por la demanda futura
En un movimiento estratégico que refuerza su compromiso con el desarrollo energético en Argentina, YPF anunció la adquisición del 100% de la participación que ExxonMobil Argentina y Qatar Energy poseían en la concesión no convencional del área Sierra Chata
La adquisición del 54% del bloque Sierra Chata consolida a YPF como protagonista clave en el desarrollo del gas no convencional en Argentina, potenciando su participación en el proyecto Argentina LNG y fortaleciendo su alianza con Pampa Energía. Una apuesta decisiva para el futuro energético del país.
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