La obra del gasoducto dará lugar a evacuar el gas incremental de la formación no convencional de Vaca Muerta. La primera etapa permitirá ampliar en 24 millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte.

El presidente Alberto Fernández firmó esta tarde el Decreto de Necesidad y Urgencia por el cual se autoriza la constitución de un fideicomiso para la ejecución de la primera etapa del Gasoducto Néstor Kirchner y que otorgará su concesión a la empresa Integración Energética Argentina (IEASA), según informaron fuentes oficiales.

El anuncio dado a conocer en Casa de Gobierno permitirá avanzar con el gasoducto que dará lugar a evacuar el gas incremental de la formación no convencional de Vaca Muerta y cuyo financiamiento para la primera etapa está completamente garantizado con fondos del Tesoro, y con los que la ley de Aporte Solidario le otorgó a IEASA.

El decreto, se explicó, otorga la concesión del transporte del nuevo Gasoducto a IEASA y la autoriza a constituir un fideicomiso como herramienta de administración y financiera del programa.

La firma había sido anticipada esta semana por el secretario de Energía, Darío Martínez, quien previamente dispuso, mediante la Resolución 67, la creación del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional, para construir a través de IEASA el Gasoducto Néstor Kirchner y una serie de obras complementarias y de ampliación del actual sistema.

La primera etapa del Gasoducto -cuya concreción era largamente esperada por las operadoras petroleras para poder incrementar su producción de gas natural- consta de una inversión de USD 1.566 millones y que tiene como obra central el tramo Tratayén a Saliqueló., es decir desde Neuquén a la zona centro oeste de la provincia de Buenos Aires.

Las obras en conjunto tienen por objeto ampliar la capacidad de transporte en 44 millones de metros cúbicos diarios -24 millones en la etapa inicial-, y así utilizar producción nacional y trabajo argentino para sustituir miles de millones de dólares de importaciones actuales de GNL, y combustibles como el fuel oil o el gas oil

Una segunda etapa prevé la continuidad de la obra hasta el sur de Santa Fe, lo que abriría la posibilidad de llegar con mayor volumen del gas de Vaca Muerta a los grandes centros urbanos e industriales del país, así como vincular con el gasoducto del Noreste (GNEA) para abastecer a las provincias de la región hoy aisladas del sistema.

De acuerdo a lo informado oficialmente, las obras en conjunto tienen por objeto ampliar la capacidad de transporte en 44 millones de metros cúbicos diarios -24 millones en la etapa inicial-, y así utilizar producción nacional y trabajo argentino para sustituir miles de millones de dólares de importaciones actuales de GNL, y combustibles como el fuel oil o el gas oil.

La primera etapa del Gasoducto -cuya concreción era largamente esperada por las operadoras petroleras para poder incrementar su producción de gas natural- consta de una inversión de USD 1.566 millones y que tiene como obra central el tramo Tratayén a Saliqueló., es decir desde Neuquén a la zona centro oeste de la provincia de Buenos Aires EFE/

Todas estas obras “dotarán a la economía de nuestro país de la energía necesaria que se requiere para asegurar y potenciar su crecimiento”, se aseguró en la resolución publicada esta semana.

En los considerandos de la norma se destacó que los gasoductos Presidente Néstor Kirchner y Mercedes-Cardales representarán un ahorro “que podría alcanzar los USD 1.000 millones por año”, por sustitución de importaciones de gas de Bolivia, GNL y combustibles alternativos para la generación eléctrica.

Asimismo, “el efecto neto sobre la balanza comercial energética del desarrollo de dicha infraestructura sería de alrededor de USD 2.500 millones por año, considerando la merma en la importación y el incremento en los volúmenes exportados”, se agregó.

El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner transportará gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén (Neuquén), atravesando las provincias de Río Negro y La Pampa, pasando por Salliqueló en la provincia de Buenos Aires hasta las proximidades de San Jerónimo, en la de Santa Fe

Al respecto, los informes de la Secretaría de Energía muestran que la balanza comercial energética pudo pasar a ser superavitaria en 2020 en unos USD 890 millones, luego nueve años consecutivos de déficit.

El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner transportará gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén (Neuquén), atravesando las provincias de Río Negro y La Pampa, pasando por Salliqueló en la provincia de Buenos Aires hasta las proximidades de San Jerónimo, en la de Santa Fe.

Energía consideró “imperioso” llevar a cabo la obra, tanto por la menor disponibilidad prevista de gas producido en la cuenta noroeste e importado de Bolivia, como por los inconvenientes en el transporte del gas de Vaca Muerta.

“En la actualidad la capacidad de transporte de los tres gasoductos que unen la cuenca Neuquina con los grandes centros de consumo se encuentra prácticamente saturada, implicando que los productores de gas de dicha cuenca no puedan ni podrán seguir incrementando su producción más allá de unos 5 a 6 millones de metros cúbicos diarios adicionales, precisamente por imposibilidad de evacuarla”, remarcó Energía en los considerandos de la resolución.

Fuente: www.infobae.com

Mientras las regalías vienen con un crecimiento de 106% en 2021, este año comenzó a regir el fondo que guardará recursos de las exportaciones de petróleo y gas. El vicegobernador Koopmann buscará reformarlo para financiar obras en 2023.

Este año, por primera vez en la provincia, parte de la renta que genera la actividad petrolera comenzará a ahorrarse para las épocas de crisis. Desde el 1º de enero, rige el Fondo de Estabilización y Desarrollo del Neuquén (FEDEN), sancionado en 2020 por la Legislatura provincial. Se estima que durante 2022 recibirá, entre 2.500 y 4.000 millones de pesos, cifra que dependerá de cómo evolucione la exportación de petróleo y gas desde Vaca Muerta.

La reactivación que mostró durante 2021 la industria hidrocarburífera impactó en la producción de Neuquén, que en petróleo fue la más alta en 17 años y creció 30% con respecto a 2020; y que en gas tuvo una mejora del 6,8%.

Ese explosivo crecimiento productivo se tradujo en un aumento interanual del 106% de las regalías totales, que el año pasado ascendieron a 73.012 millones de pesos, según informaron desde el gobierno provincial a +e. Si se descuenta la inflación anual que en Neuquén fue del 46%, en términos reales los ingresos del estado provincial por la extracción de petróleo y gas mejoraron un 60%, y estuvieron un 33% por sobre lo presupuestado para el año pasado (54.522 millones de pesos).

En ese contexto de mejora de los ingresos, debutará el FEDEN, que tendrá disponible los fondos correspondientes a enero luego de la segunda quincena de marzo, cuando se terminen de ajustar las diferencias de regalías correspondientes al primer mes del año.

El Fondo se financiará con recursos equivalentes al 50% de las regalías correspondientes a la producción exportada de petróleo y gas, o el 20% del excedente que surja entre las regalías mensuales por abastecer al mercado interno y su promedio de los últimos 36 meses ajustados por el Índice de Precios al Consumidor de bienes y servicios para la Ciudad de Neuquén, cuando no haya saldos exportables.

El FEDEN está constituido por el Subfondo Anticíclico y el Subfondo de Desarrollo. El primero tiene como objetivo de amortiguar caídas en los ingresos corrientes de la Administración pública provincial y asistirla en situaciones de desastres y emergencias sanitarias (endemias o pandemias) previamente declaradas como tales por la Legislatura. Mientras que el segundo está destinado a fomentar la diversificación de la matriz productiva y el desarrollo sostenible de la provincia.

Como está redactada la ley, primero debe “llenarse” el Subfondo Anticílico con el equivalente al 20% del presupuesto provincial, para luego activarse el Subfondo de Desarrollo. Alcanzar ese volumen de recursos llevaría al menos un par de años.

Sin embargo, el vicegobernador Marcos Koopmann, en diálogo con +e, adelantó que ya trabaja en la propuesta de una reforma que presentará antes de mitad de año.

“Vamos presentar una propuesta de modificación, donde de la mitad de los ingresos vaya al Anticíclico y la mitad al fondo de Desarrollo”, dijo el presidente de la Legislatura y principal articulador del debate que consensuó la creación del FEDEN.

“Durante 20 y 30 años el mundo va a consumir petróleo a los niveles actuales, pero cuando el mundo empiece a dejar de consumir petróleo, nos va quedar una sobreoferta, va a bajar el precio y nuestra matriz de ingresos se va a ver muy afectada. Por eso tenemos que empezar a desarrollar otras actividades en la provincia como el turismo, la producción primaria de calidad de productos diferenciales por las características de nuestro suelo, aire y agua, ciencia y tecnología, energías renovables, y convertirnos en una provincia de servicios porque somos la entrada a la Patagonia y la conexión con Chile”, explicó Koopmann.

El objetivo es que se apruebe la reforma este año para que las obras sean incluidas en el presupuesto provincial de 2023.

“Lo importante es que el FEDEN ya entra en aplicación, y la producción viene en sintonía con diciembre, que fue muy bueno. Hay que ver de eso cuánto se exporta para ver cuánto va al fondo”, señaló.

“Es una herramienta estratégica de desarrollo para la provincia, que busca estabilidad. Frente a cualquier caída extraordinaria de los ingresos, como pudo haber sido la pandemia, o alguna situación como fue el volcán que afectó a Villa La Angostura en 2011, habrá una reserva disponible de forma inmediata”, indicó Koopman.

Agregó que la idea es no repetir lo sucedido con los ingresos obtenidos por la renegociación de Loma La Lata “que los recursos extraordinarios después se fueron todos en gastos corrientes”.

“Cuando se empiecen las obras de desarrollo también se demostrará todo el derrame de Vaca Muerta, no sólo en regalías y en impuestos, sino también en obras que se realizan en otras regiones donde no hay producción petrolera”, agregó el vicegobernador.

Por otro lado, indicó que se piensa mantener la estabilidad fiscal en la provincia. “Hace seis años que Neuquén no sube los impuestos”, comentó.

 

Además, apuntó contra el gobierno nacional por la indefinición del futuro de las concesiones del sistema de transporte de Oldelval y en la terminal de Ebytem en Puerto Rosales, que vencen en 2025 y necesitan inversiones millonarias para apalancar el crecimiento de las exportaciones de shale oil.

“La inacción de Nación le va a poner un techo al desarrollo de Vaca Muerta porque con la reactivación de OTASA este año, que sumaría unos 100 mil barriles diarios de transporte, ya para el año que viene no alcanzará”, agregó el vicegobernador.

Destacó que se necesitan inversiones del orden de los 1.500 millones de dólares para ampliar la capacidad de transporte de crudo, que no van a llegar si no se prorrogan o vuelven a licitar los sistemas concesionados.

COMPRE NEUQUINO

El vicegobernador adelantó que durante febrero citará a los diversos actores de la industria hidrocarburífera para discutir la reforma a la Ley de Compre Neuquino, que el año pasado casi no tuvo avances en la Legislatura.

“Es una ley resistida porque es una industria muy tradicional, todo status quo que se quiera modificar genera sus miedos. Buscamos un win-win, todos ganan cuando hay más empleo, más pymes locales. No queremos una cartelización, que tres o cuatro empresas se queden con todo el mercado. Queremos que aparezcan nuevas empresas locales que tengan mayor participación en la cadena de valor”, dijo Koopman.

“Todos deben estar en la discusión: el sector público provincial, los diputados, los sindicatos, pymes, operadoras, todas las empresas de la cadena”. aseveró. Y agregó: “Así como estamos destinando parte de la renta a la transformación de la provincia, queremos que parte de la renta de la cadena de valor quede en las pymes locales para que vuelvan a reinvertir en Neuquén. Con la crisis de 2020 y 2021, las que sostuvieron el empleo en la provincia fueron las pymes locales”, comentó Koopman.

Aseveró que “Las operadoras no tienen que sentirse afectadas” porque se harán los “cambios que sean necesarios para que salga un proyecto consensuado, debatido y de real aplicación”.

Fuente: mase.lmneuquen.com

La coyuntura de altos precios de la energía invita a pensar una vez más en Vaca Muerta como un polo de producción y exportación de referencia mundial. Por cuánto tiempo se presentará esta chance y qué debería hacer Argentina para intentar aprovecharla.

La fuerte suba de los precios de la energía se mostró este año en sintonía con la reactivación de la economía, reflejando el desajuste entre la demanda y la producción de hidrocarburos durante la pandemia. No obstante, atribuirle a la crisis sanitaria lo que está ocurriendo con los precios sería un error.
El coronavirus exacerbó tendencias preexistentes, bien conocidas en la industria petrolera: recorte global en el capex en Oil & Gas luego del derrumbe de los precios internacionales en 2014, políticas de transición energética que limitan o impiden el desarrollo de nuevos recursos y presiones crecientes de los inversores para que las petroleras repartan ganancias y redefinan su modelo de negocios, alejándose de los hidrocarburos. La coyuntura de altos precios de la energía invita a pensar en la ventana de oportunidad que Argentina tiene para transformar a Vaca Muerta en un polo de producción y exportación de referencia mundial. Para analizar esa oportunidad que se abre, TRAMA convocó a Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants; Luciano Caratori, consultor y exsubsecretario de Planeamiento Energético; y Carlos Gilardone, presidente de la consultora Field Development Consultants, para analizar esa oportunidad que se abre, ver cuánto tiempo podría estar disponible y, sobre todo, qué tendría que hacer Argentina para aprovecharla.

Ventana de oportunidad

La suba en los precios de la energía evidencia un claro desequilibrio entre la oferta y la demanda de gas y petróleo. La ventana de oportunidad está fuertemente influenciada
por ese desequilibrio, pero la dificultad radica en identificar los elementos estructurales que explican por qué faltarán hidrocarburos y cómo interpretarlos.

La desinversión en producción de hidrocarburos por parte de algunas de las grandes petroleras de Europa y Estados Unidos es un elemento central muy presente en la discusión. Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants, considera que los mayores productores de petróleo están invirtiendo menos a pedido de sus accionistas y las entidades que financiaban la actividad petrolera se están reduciendo. «Hay un entorno de época que considera que invertir en petróleo y gas es negativo. Eso va a reducir la oferta y no creo que la demanda pueda ser reemplazada por otra fuente de energía en el corto plazo», señala Gerold.

El desfasaje refleja una mayor cautela del sector financiero a invertir en hidrocarburos en un contexto de gran incertidumbre. Así lo entiende Luciano Caratori, consultor y exsubsecretario de Planeamiento Energético. «Estamos ante una época de muchísima incertidumbre, en la que todavía no se definió exactamente si superamos la crisis del coronavirus. A su vez, tenemos la cuestión de que pareciera que el ritmo de la transición en la oferta energética se descalzó del ritmo de la demanda. Eso fue lo que hizo que falten combustibles y disparó los precios», advierte Caratori.

Carlos Gilardone, presidente de la consultora Field Development Consultants (FDC), enfatiza que la fuerte disminución reciente en la inversión petrolera fundamenta la ventana de oportunidad. «Durante dos años, las principales compañías privadas y estatales recortaron su presupuesto de perforación en 4 trillones de dólares y ese petróleo hoy no está. Por la pandemia y el precio del petróleo no se perforó. Cuando no se perfora se puede mantener la producción durante un tiempo, pero luego empieza a declinar», dice Gilardone.

La subinversión está reforzando la perspectiva de una oferta futura de crudo inferior a la demanda y, por lo tanto, de precios altos. Gerold entiende que incluso pueden ser mayores. «El petróleo no esta tan alto, u$s 80 para el Brent es muy inferior a los u$s 147 de 2008 o los años que estuvo arriba de u$s 100. Existe esta sensación de que son precios muy altos, yo no concuerdo. Creo que vamos a ver precios incluso un poco más altos», analiza el presidente de G&G.

Para Gilardone, la brecha entre la oferta y la demanda no podrá ser cubierta por la producción de Estados Unidos y de los países de la OPEP al menos en el corto plazo, por lo que ve un entorno de precios medios, de entre u$s 70
y u$s 80. Pero advierte que la pandemia aún no terminó y puede generar disrupciones. «Con el temor a una nueva cepa, el barril Brent cayó. Eso puede afectar la ventana, pero en lo estructural se da una situación de mayor demanda y menor producción», matiza.

Caratori también ve una ventana de oportunidad para exportar hidrocarburos, pero señala que las decisiones de largo plazo no deben estar guiadas por la coyuntura de precios. «Las decisiones de largo plazo se tienen que tomar con un horizonte de largo plazo y con el sector privado asumiendo los riesgos aceptables sobre la base de la mejor información que tiene disponible. Esa mejor información está vinculada hoy con que pareciera que la transición energética se viene en serio, que eventualmente la demanda de petróleo va a comenzar a retirarse de una forma un poco más pronunciada», advierte.

Pero la transición energética también perfila una nueva oportunidad para el gas natural a través de la producción de hidrógeno, un mercado que promete crecer mucho en las próximas décadas.

Caratori ve potencial para la exportación de productos en base a hidrógeno azul, como combustibles sintéticos, amoníaco o acero bajo en emisiones, entre otros. Entiende que algunos de los principales mercados demandarán hidrógeno que sea netamente nulo o lo más bajo posible en términos de emisiones. «Los clientes van a querer un hidrógeno o derivado del hidrógeno que sea nulo o bajo en emisiones y que sea lo más barato posible, y estarán dispuestos a pagar un diferencial si es verde.
En ese sentido, el hidrógeno azul cumple con esos tres atributos: es hidrógeno, con captura de carbono y es más barato», explica el exsubsecretario.

Preparada para competir

A la hora de conectar el panorama internacional con la realidad nacional, los especialistas coinciden en un punto: el modelo factoría en Vaca Muerta maduró lo suficiente como para aprovechar la ventana de oportunidad que se presenta en el mundo.

Vaca Muerta registró récords de producción en 2021. La clave que explica la fortaleza actual de la formación no convencional en la provincia
de Neuquén reside en las ganancias de productividad alcanzadas por las empresas.
«El crecimiento de la producción de la Cuenca Neuquina impulsada por Vaca Muerta es bastante estructural y es derivado principalmente de las ganancias de productividad, tanto de shale gas como de shale oil que han logrado las empresas operadoras, los contratistas y los profesionales argentinos. Eso es estructural y creo que es muy positivo», destaca Gerold.

La incertidumbre por el devenir de la pandemia complica la proyección de la demanda y los precios del crudo, pero eso no implicaría una desventaja para la producción de shale oil.
«La buena noticia es que, en términos de oferta, el shale reacciona muy rápido. Eso les da la flexibilidad a las compañías para tener un pozo ya en producción en poco tiempo», dice Caratori.

Gilardone destaca que los recursos argentinos en gas y petróleo son vastos y que la ventana
de oportunidad es amplia para desarrollarlos, sobre todo en gas. «Consumimos 500.000 barriles por día, hoy estamos en 600.000 de producción y podemos llegar al millón tranquilamente», se entusiasma el ingeniero.

En el orden de prioridades, Gilardone considera que es necesario impulsar fuertemente la producción y exportación de petróleo. «¿El país necesita de divisas? Entonces transformémonos en un neto exportador de crudo», dice. Para lograrlo será necesario reforzar la infraestructura de transporte y de servicios petroleros. «Tenemos que ver si el sistema de Odelval es capaz de transportar más petróleo a Bahía Blanca, o si tenemos que volver a habilitar los oleoductos trasandinos con Chile», señala.

El panorama para exportar gas tiene una complejidad mayor. Es necesario proyectar nueva infraestructura de transporte y desarrollar los mercados de exportación. «Hay que darle importancia primaria al petróleo, y mientras tanto tomar compromisos serios con los países vecinos a quienes podemos abastecer de gas, tanto Brasil como Chile. El gas de Bolivia se acabó. Demos vuelta los gasoductos y exportemos gas a los vecinos», analiza Gilardone.

Los especialistas también rescatan el potencial que todavía tiene la producción de crudo convencional en otras cuencas del país. Caratori dice que «el mundo sigue teniendo un apetito por los crudos un poco más pesados, como el Escalante y otros, por lo que es importante no abandonar las cuencas que todavía tienen bastante que dar».

Cómo acelerar la producción

Para aprovechar la ventana de oportunidad resulta indispensable generar una corriente de inversiones mucho mayor que la actual.
El contexto macroeconómico argentino impone restricciones para las inversiones que son complejas de desarmar. Pero el crecimiento de la producción neuquina está garantizado si son removidas, gracias a la ganancia de productividad alcanzada.

Las restricciones para el ingreso y el egreso de los capitales y la falta de financiamiento local se ubican en el centro de las problemáticas. «Es necesario permitir que haya exportación, ingreso y egreso de capitales. Si traigo capitales tengo derecho a sacarlos», dice Gerold. Gilardone también destaca la importancia de la libre disponibilidad de las divisas generadas. «¿Por qué no se produce y exporta más petróleo? Primero, porque hay una restricción en el acceso al capital en Argentina. Segundo es que, como hay limitaciones para la entrada y salida de capitales, quién va a traer dólares si no puede llevárselos», puntualiza Gilardone.

Generar un mayor financiamiento local para la producción es un punto particularmente relevante, según el presidente de FDC. «Es necesario crear un acceso a un financiamiento local, simplificado y que sea relativamente más barato. Hoy los bancos en Argentina no prestan plata al privado, están para prestarle al Estado. No hay proyectos de inversión que se financien a través de bancos o son muy pocas las empresas que pueden acceder a eso. ¿Qué mejor que generar un sistema simple, sencillo y que la gente pueda aportar? En la Argentina no faltan dólares, la gente los tiene», señala Gilardone.

Para Gerold, la unificación del precio local del crudo que se les paga a los productores con el de exportación es un pilar central que ordenaría el panorama para la inversión. «La unificación de precios es muy importante, siempre con un fondo compensador que amortigüe para los consumidores el impacto vía disminución de impuestos, para pagar parte del costo de los combustibles. Mantener congelados los precios no me parece razonable», explica el presidente de G&G.

En un plano más general, Caratori considera que la inversión necesita un panorama de previsibilidad. «Hay que dejar de incorporar incertidumbre a las decisiones que toma el que corre el riesgo empresario. Muchas veces esas incertidumbres provienen de buenas intenciones, como por ejemplo el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones en hidrocarburos.
Lo que hizo fue introducir una nueva categoría de incertidumbre, que es si sale o no el proyecto y qué dice y qué no. Hay que dejar de producir distorsiones tanto reales como en términos de percepción», señala.

Despejando el panorama para la inversión, Vaca Muerta reúne las condiciones necesarias para despegar con fuerza. «La producción está aumentando por las ganancias de productividad, pero no es que se invierte más dinero en el país, se está invirtiendo bastante menos de lo que se invirtió en los años previos a la pandemia y se aumenta la producción. Si bien esto es fantástico, lo que sería bueno es que con esa ganancia de productividad usted traiga más dinero para invertir y producir mucho más. Esa es la picardía, la oportunidad que me parece que estamos perdiendo», sintetiza Gerold.

Fuente: econojournal.com.ar

El Estado Nacional, en conjunto con la Secretaría de Energía, otorgó la Declaración de Impacto Ambiental para el proyecto de adquisición sísmica en áreas de exploración offshore CAN 100, CAN 108 y CAN 114.

El Gobierno nacional otorgó la Declaración de Impacto Ambiental y emitió la Resolución 436/21, que autoriza a la petrolera noruega Equinor a realizar estudios de exploración sísmica en tres áreas offshore localizadas en la Costa bonaerense, en conjunto con YPF y Shell.

La medida, que fue publicada este jueves en el Boletín Oficial, permite el estudio 2D, 3D y 4D para hallar hidrocarburos de los bloques de la Cuenca Norte del Mar Argentino CAN 108, CAN 114 y CAN 100.

La clave fue la Declaración de Impacto Ambiental (DIA), que otorgó la Secretaría de Energía de la Nación. “Gracias a un trabajo en conjunto con organismos del Estado nacional y una Audiencia Pública, con un amplio margen de participación, obtuvimos la declaración de Impacto Ambiental”, sostuvo Darío Martínez.

La DIA, junto con la medida adoptada por el Estado Nacional a través del Decreto 870/21, de autorizar la prórroga por hasta dos años del primer período exploratorio de los permisos otorgados en el marco de la Ronda 1, auguran un fuerte impulso de la actividad offshore.

El bloque CAN 100 está emplazado a 307 km de Mar del Plata, comprende un área de 15.000 km2 y es el bloque más grande. Allí, Equinor posee 35% de la sociedad, YPF otro 35% y Shell un 30%. La noruega permanece como operador del área. El CAN 100 se encuentra en un ámbito de aguas ultra profundas (más de 1.500 metros de profundidad) nunca antes explorado ni perforado en el país, con lo cual representa un hito en la historia de la exploración del offshore Argentino.

El consorcio conformado por las tres empresas tiene como objetivo avanzar en la exploración de esta frontera exploratoria con características únicas y un alto potencial hidrocarburífero. Equinor y Shell son empresas líderes en la explotación de hidrocarburos costa afuera, a las que se le suma el expertise del subsuelo con el que cuenta YPF. Además, la alianza permitirá repartir las elevadas cargas financieras que demanda la exploración offshore.

En el bloque CAN 114, ubicado a a 443 km de Mar del Plata, comparte la sociedad total en partes iguales con la compañía de mayoría estatal. Equinor e YPF son socios además en el bloques CAN 102, que todavía no tiene permiso de exploración. Ambas empresas se comprometieron a cumplir con las condiciones impuestas por el Gobierno en términos de seguridad socio-ambientales. «La actividad offshore se realiza con el máximo nivel de seguridad de la industria, con especial dedicación en la protección de las personas, el medio ambiente y el entorno local», destacaron.

Argentina.gob.ar

 

La producción de hidrocarburos offshore se desarrolla en el país desde la década del ’70. Se llevan registrado 280 pozos entre exploración y explotación, y se estima que la producción gasífera en el mar hoy equivale al 18% del gas total que se consume en el país. “Se dio un paso fundamental para más producción de gas viable para las y los argentinos”, agregó Martínez.

“Desarrollar las áreas off shore es también tener una política energética federal que apuesta a potenciar todas las cuencas productivas del país y de esta forma entrelazar con el aparato productivo local los bienes y servicios que serán necesarios para llevar adelante su producción”, completó el secretario Martínez.

 

 

La Resolución aclaró que Equinor deberá «dar estricto cumplimiento a los términos del Plan de Gestión Ambiental que forma parte del Estudio de Impacto Ambiental presentado, así como todo otro requerimiento que esta autoridad considere realizar».

Para la realización del proyecto offshore las empresas presentaron un Plan de Gestión Ambiental, que se compone de trece programas, y en cada uno se describen las actividades del proyecto con potenciales impactos, las acciones de mitigación y de prevención para evitar o reducir los posibles impactos negativos y mejorar los positivos.

Algunas de las exigencias más relevantes son:

• Programa de observación de fauna marina a bordo que incluye el monitoreo visual y acústico para mamíferos marinos, tortugas marinas y otras especies. Además, se aprobó un protocolo especial que las empresas deben cumplir para la realización de este monitoreo, que recoge la experiencia internacional en la materia.

• Programa de prevención de impactos sobre la avifauna a través de la reducción de la iluminación externa de los buques al mínimo y la inclusión de boyas terminales con protectores para tortugas marinas.

• Programa de prevención de impactos por potenciales interferencias y de coordinación con otras actividades como puede ser la pesquera.

• Programa gestión de residuos y efluentes a bordo.

• Plan de Mitigación por COVID-19.

Asimismo, la autoridad de aplicación deberá estar informada en tiempo y forma de la evolución de la actividad sísmica, su impacto y podrá tomar las medias adicionales adecuadas para garantizar el cuidado del medio ambiente.

Fuente: www.ambito.com

El funcionario de la cartera energética anunció una inversión de US$ 8700 millones por parte de las empresas del sector de Oil&Gas para el 2022. Además, analizó los resultados del Plan Gas.Ar a un año de su implementación y aseguró que el techo del éxito es la capacidad de transporte.

El secretario de Energía Darío Martínez anunció que “las principales empresas del sector —con YPF a la cabeza— están planificando inversiones por US$ 8700 millones para el año próximo”, esta tarde durante el almuerzo por el Día Nacional del Petróleo.

“Se trata del mayor nivel de inversiones de las últimas dos décadas que se traducirán en más producción para las Pymes y la industria nacional y permitirán, además, aumentar las exportaciones y e incrementar el ingreso de divisas en una Argentina que pelea para resolver un contexto macroeconómico complejo”, expresó el funcionario en el evento organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

“Lo estamos haciendo bien”, dijo Martínez y apuntó que “la producción de gas y petróleo mantiene un ritmo creciente que llevó a saturar los gasoductos y oleoductos alcanzando permanentemente récords de producción no convencional, de fractura y de exportaciones”.

Un año del Plan Gas.Ar

Un año después de la implementación del plan que incentiva la producción de gas, el secretario de la cartera energética repasó la decisión y la coyuntura: “Las inversiones en la producción de gas y petróleo entraron en un tobogán de caída desde el 2019 que se agudizó hasta la parálisis con la crisis de precio y la baja en la demanda que generó la pandemia en 2020. Sin embargo, a pesar de la incertidumbre, decidimos poner en marcha el Plan Gas.Ar como herramienta que brinde estabilidad a las reglas y previsibilidad a los precios y los volúmenes demandados”.

“Transcurrió un año de la puesta en marcha de este programa y estamos satisfechos. Los resultados muestran que el crecimiento de la actividad gasífera detuvo el declino superior al 8% anual que teníamos y superó los valores no solo del año pasado sino también el promedio del período 2016-2019. En octubre, la producción de gas fue de 127 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d). A la vez, Vaca Muerta aumentó la producción hasta los 77 Mm3/d”, señaló Martínez.

En sintonía, el funcionario sostuvo que el esfuerzo inversor de las empresas generó récords de perforación de pozos: “En 2021 alcanzaremos las 10.000 etapas de fractura. y el Plan Gas permitirá producir 3194 Mm3/d adicionales, lo que significa dejar de importar combustibles y generar un ahorro en divisas del orden de los US$1250 millones y un ahorro fiscal de 88.000 millones de pesos”.

Capacidad de transporte: al límite

De cara a la saturación de la capacidad de transporte de hidrocarburos, el secretario aseguró que el problema de infraestructura constituye el techo del éxito tanto del Plan Gas.Ar como de la actividad petrolera.

“Desde que asumí en la Secretaría de Energía di instrucciones para diseñar un plan de expansión del sistema de transporte de gas que tuviera por objeto sustituir todo el GNL que hoy debemos importar para abastecer la demanda prioritaria. Así, avanzamos con el desarrollo del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional que tiene como obra emblema el ducto Néstor Kirchner que transportará el gas desde Tratayén, en la cuenca Neuquina, hasta Salliqueló en la provincia de Buenos Aires”, apuntó el funcionario.

El programa permitirá transportar desde Vaca Muerta 44 millones de metros cúbicos adicionales hasta los centros de consumo y las centrales térmicas con un costo aproximado de US$3471 millones. Esto permitirá un ahorro anual de divisas de US$2690 millones y un ahorro fiscal de casi US$2000 millones.

“El presidente Alberto Fernández aseguró el financiamiento de la primera etapa del programa e incorporó los fondos necesarios para asegurar la partida presupuestaria entre 2021 y 2022 por más de US$1000 millones que se sumarán a los US$520 millones que tiene asignados la empresa IEASA (ex ENARSA) provenientes del Aporte Solidario. Firmé el proyecto de DNU que instrumenta este programa y en breve llegará la firma del Presidente”, concluyó Martínez.

Por su parte, en la apertura de la jornada, el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, sostuvo que «será necesario recrear las condiciones de mercado que permitan realizar inversiones, dirigiendo los subsidios exclusivamente a las clases de menores recursos económicos, aprovechando que la abundancia de gas y petróleo dará precios competitivos a la economía«, y añadió que «establecer mecanismos ágiles para la libre exportación e importación de hidrocarburos y sus derivados y permitir la libre disponibilidad de divisas mantendrá el alto flujo de dinero de fuentes extranjeras».

Fuente: econojournal.com.ar

La presión en los precios internacionales del Gas Natural Licuado ya anticipan un costo incremental para cubrir el pico del próximo invierno. La vuelta del buque regasificador, el swap con Chile, la incógnita de Bolivia y el incentivo del Plan Gas en el delicado equilibrio.

A un año del lanzamiento del Plan Gas.Ar, el Gobierno nacional estima que la implementación del programa permitirá en 2022 un ahorro de 3.100 millones de dólares en sustitución de importaciones, pero los precios internacionales que merodean niveles históricos en el hemisferio norte, anticipan un escenario al menos complejo para el próximo invierno. Las obras del nuevo gasoducto troncal que permita evacuar la producción incremental futura del no convencional neuquino no solucionarán en el corto plazo las limitaciones de transporte y obligarán a mantener las importaciones de GNL, el regreso del segundo barco regasificador de Bahía Blanca y la compra de combustibles líquidos.

Los valores del gas natural en Europa vienen de alcanzar niveles históricos antes de lo que se espera sea un invierno duro debido a la escasez de suministros y altos costos de energía. Los precios asiáticos del GNL subieron a medida que la demanda aumentó en China por las bajas temperaturas y el precio promedio para la entrega en diciembre al noreste de Asia aumentó a US$ 31,5 por millón de BTU. Mientras el rigor del clima por debajo de lo normal podrían agotar los inventarios rápidamente y devolver a los compradores a la búsqueda de GNL al contado, de acuerdo al reporte del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (CEEPYS).

En un escenario similar, los precios del gas Henry Hub merodeaban las últimas semanas en torno a los US$ 5,50 por millón de BTU, representando un incremento de poco más de US$ 3 con respecto a un año atrás. Esto viene generando una tensión creciente entre los exportadores y los compradores que han disfrutado de gas barato durante más de una década, e incluso algunas empresas industriales y químicas han construido negocios enteros en torno a los bajos precios del gas en Estados Unidos.

En la Argentina, para el reciente invierno, Ieasa llegó a pagar en la última licitación del año hasta US$ 14,052 por Mmbtu para entrega en el regasificador de la terminal de Escobar, casi 10 dólares más de lo que había conseguido un año atrás en un mercado global debilitado en su demanda por la pandemia. Pero a medida que la reactivación se hace sentir en todas las latitudes el incremento de los requerimientos energéticos le sumaron presión a los precios, y ya encienden señales de alerta en el Gobierno que apuesta a fortalecer la oferta local hasta donde lo permitan los gasoductos.

El último informe de coyuntura de la Consultora Ecolatina, analiza de qué manera puede impactar este escenario en la Argentina que ya a septiembre arrojaba una balanza comercial energética negativa en US$ 1.514 millones para los primeros nueve meses del año, con el gas licuado y el gasoil como principales importaciones con mayores volúmenes y precios que en 2020. Mientras tanto, esa tendencia en aumento podría profundizarse en 2022 y significar un déficit en la balanza energética por US$ 2.654 millones, en particular por el efecto del GNL.

Gabriela Aguilar, Country Manager para Argentina de Excelerate Energy, señaló que la previsión del mercado hace dos años con precios del GNL a 6 o 7 dólares promedio se ha distorsionado tanto por la irrupción de la pandemia como por los crudos inviernos que incrementaron la demanda en distintas regiones del sudeste asiático y del hemisferio norte. Pero a pesar de ello, valoró que la Argentina viene desarrollando una política de compra spot “muy exitosa con precios alcanzados muy interesados” y aún “en este contexto de volatilidad se espera que los precios actuales bajen por la simple contraestacionalidad”.

“Creemos que no van a ser los precios que estamos viendo ahora” planteó Aguilar aunque llamó la atención con la situación que se está registrando con la provisión de gas desde Bolivia, que en la actualidad debería estar inyectando 27 MMm3/dia por el contrato binacional original, pero que en el último invierno se redujo a un techo de 14 MMm3 y en últimas semanas se redujo hasta la mitad.

No obstante, más allá de la situación que aqueja desde el norte del país, en medios oficiales ya se reconoce que los precios del GNL para reemplazar ese faltante en 2022 podrían hasta duplicar los conseguidos en la última temporada. De acuerdo al informe de Ecolatina las importaciones de GNL que superaron los US$1060 millones este invierno, pasaran a US$2.160 millones en 2022, en tanto que las compras de gasoil y fuel oil alcanzarían los US$1.730 millones

Con ese panorama, a la luz del Plan Gas.Ar se destaca que la producción en el país creció más de un 18% desde el lanzamiento en noviembre del año pasado, lo que se reflejó en un incremento de la producción en Vaca Muerta en un 45% alcanzando los 68,5 millones m3 diarios, la mitad del total del país. En divisas se tradujo para este año -de acuerdo a la Secretaría de Energía- en un ahorro por US$ 1.250 millones y se proyecta que para 2022 se ahorrarán otros US$ 3.100 millones en importaciones.

Un swap y la vuelta del regasificador

Además, de ya estar decidido en la Secretaría de Energía el lanzamiento en breve de la licitación para la contratación desde mayo de un segundo buque regasificador para la terminal de Bahía Blanca, el Gobierno nacional analiza un swap de gas con Chile como otro de los recursos para atemperar el pico de demanda del próximo invierno, y en consecuencia del costo fiscal de importación.

La operatoria consistiría en incrementar los volúmenes que el país puede enviar en los próximos meses de verano en momento en que Chile tiene que proveerse de GNL a valores actuales que superan los US$30. Así, en el invierno del sur debería devolver a la Argentina los mismos volúmenes pero a precios ya de contratestación con un importante ahorro para el vecino mercado.

Un capítulo aparte tendrá que afrontar el país en su relación con Bolivia, que volvería a reducir sus envíos de gas natural a la Argentina por las dificultades que esta afrontando en sus yacimientos. Un problema de corto plazo que podría ser una oportunidad a aprovechar en el futuro mediano.

Fuente: mase.lmneuquen.com

De esta manera, el Gobierno procuraba sumar 6 millones de metros cúbicos por día a partir del próximo invierno.

La Secretaría de Energía adjudicó en el marco de la Ronda 3 del Plan Gas, 3 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta, en Neuquén, que se repartirán entre las firmas Pampa Energía, Pluspetrol y Tecpetrol en el trienio 2022-2024, y significarán un ahorro de US$ 220 millones.

La aprobación del concurso fue efectivizada a través de la Resolución 1091/21 del Ministerio de Economía publicada hoy en el Boletín Oficial, y es adicional a los volúmenes de gas ya comprometidos en anteriores etapas del Plan Gas, desde su lanzamiento en noviembre de 2020.

La Ronda 3 fue una compulsa abierta en la que podían participar todas las productoras y todas las cuencas del país, para reemplazar volúmenes de importación de gas natural licuado (GNL) y de gasoil. El Gobierno procuraba sumar 6 millones de metros cúbicos (m3) por día a partir del próximo invierno, para lo cual licitó un tope de 3 millones de m3/día de gas desde la Cuenca Neuquina, 2 millones desde el sur y 1 millón desde el noroeste, para el periodo de 2022 a 2024, con inicio de inyección en el próximo invierno.

Con la adjudicación, la firma Pampa Energía obtendrá 2 millones de metros cúbicos diarios a un precio de US$ 3,347 el MMbtu; Pluspetrol, por su parte, tendrá asignados 0,3 millones de metros cúbicos diarios a a US$ 3,594; y a Tecpetrol le corresponderán 0,7 millones diarios a US$ 3,618.

Los precios fueron acordes a lo que se venía adjudicando en el plan ya que el valor tope de ofertas debía ser el máximo ofertado en la primera ronda de Plan Gas.Ar. De esta forma, el precio promedio ponderado obtenido es de US$ 3,43, por debajo del precio promedio anterior del Plan que rondaba los US$ 3,55, precisó Energía en un comunicado.

Al respecto, el secretario del área, Darío Martínez, sostuvo que «es muy alentador para el país, que las productoras ratifiquen este Plan Gas.Ar en cada compulsa, y permitan con su participación alcanzar los objetivos que nos ponemos en cada etapa». En consonancia, el funcionario ratificó «este camino de previsibilidad, competencia por precio y estabilidad en las reglas que permite que las empresas programen, inviertan y multipliquen la producción, la actividad y los puestos de trabajo».

«Con estos valores, que disminuyen el precio promedio del gas del Plan, y estos nuevos volúmenes, vamos a producir ahorros de US$ 220 millones en divisas y reducir en US$ 175 millones el costo fiscal, generando simultáneamente más trabajo, más actividad y más regalías para la provincia«, subrayó.

Con estos resultados, las empresas de la Cuenca Neuquina saturaron la capacidad actual de transporte con su producción de gas, destacó la Secretaría. Sobre el tema, Martínez resaltó que «con la construcción de la primera etapa del sistema de gasoductos Transport.Ar, que incluye el tramo del nuevo gasoducto Néstor Kirchner hasta Saliqueló, tendremos el gran desafío de producir 24 millones de metros cúbicos nuevos de gas argentino para seguir sustituyendo importaciones».

Fuente: eleconomista.com.ar