20/01/2019
Tras muchos años de espera, 10.000 familias finalmente cuentan con las obras necesarias para poder conectar sus domicilios a la red de gas natural. Esto es posible a partir del trabajo de ampliación que IEASA realiza en el gasoducto Cordillerano Patagónico. Entre septiembre y diciembre de 2018 ya se otorgaron 1.891 conexiones.
Recientemente se culminó la construcción de 141 kilómetros de caños nuevos en 13 loops y se avanza con la obra de la nueva planta compresora adicional de Río Senguer. Con la misma inversión prevista desde el inicio del proyecto, IEASA cumplió con el objetivo propuesto que era ampliar la capacidad del sistema, pero además incrementó de 10.000 a 22.000 las familias que podrán contar con el servicio de gas natural.
El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico es abastecido a través de dos puntos de inyección: el primero ubicado en el paraje de Collón Curá (gas proveniente de Plaza Huincul), y el segundo, en el extremo sur, en la zona de Esquel (gas proveniente del Golfo de San Jorge). Abastece con gas natural 25 localidades de tres provincias -Neuquén, Rio Negro y Chubut-.
Los trabajos se ejecutaron debido al sostenido crecimiento de la demanda del servicio de distribución de gas natural por redes, que hacían que el sistema se encuentra operando al 100% de su capacidad, por lo que no contaba con disponibilidad para la incorporación de nuevos consumos sin la ejecución de obras de infraestructura, que permitieran asegurar su normal operación.
Con estas nuevas obras la capacidad del gasoducto Cordillerano/Patagónico transportaría y distribuirá 3M m3/día.
20/01/2019
La cartera de Nicolás Dujovne, presupuestó el costo del programa de estímulo al gas no convencional en US$ 650 millones para 2019, prácticamente la mitad de lo que estaba previsto.
El ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, quiere una readecuación del millonario programa de subsidios al gas que se produce en Vaca Muerta. Su instrucción es clara: se debe recortar el presupuesto que demandan las compensaciones que reciben los productores por invertir en el desarrollo de yacimientos no convencionales. En definitiva, se trata de reducir el costo que tiene la aplicación de la resolución 46/2016 firmada por el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren. La pregunta que surge es cómo llevarán adelante ese recorte, sin que desemboque en un freno en la inversión.
La regulación prevé que las empresas productoras que pongan en producción campos no convencionales de gas que no estaban en producción o que amplíen la oferta de yacimientos existentes, recibirán una compensación directa equivalente a la diferencia entre un precio estímulo que varía año a año (arrancó en US$ 7,50 por MMBTU en 2018 y bajará a 6 dólares en 2021) y el precio promedio de venta real del gas en el mercado argentino.
Hasta el momento, existen ocho proyectos aprobados bajo el paraguas de la resolución 46 que, de no mediar modificaciones en esa norma, requerirán una partida presupuestaria de entre 1000 y 1200 millones en 2019.
Desde Hacienda aseguran que no existen fondos disponibles para hacer frente a esas erogaciones, por lo que la Secretaría de Energía deberá buscar una adecuación que viabilice el funcionamiento del programa en el actual contexto de restricción fiscal.
A mediados de octubre pasado, el entonces secretario de Energía, Javier Iguacel realizó una adecuación reglamentaria del programa, de forma tal que el Estado reconociera el pago de subsidios para la producción de gas aprobada por la Secretaría de Energía al 1 de septiembre de 2018. Al momento de solicitar la cobertura del Estado, las empresas debieron presentar una proyección estimada de la oferta que esperaban inyectar en el sistema a partir del desarrollo de Vaca Muerta. Luego, con el paso del tiempo, fueron corrigiendo esas proyecciones en función de los buenos resultados obtenidos por los pozos perforados en Vaca Muerta.
Fuentes del sector privado aseguran que se trató de una declaración no vinculante a modo de hoja de ruta, dado que la resolución 46 afirma que las empresas recibirán bonificaciones económicas por toda la producción de gas inyectada al sistema, sin límites de cupo.
El dinero disponible para financiar el programa, según los números del Ministerio de Hacienda, ronda los US$ 650 millones. Para alcanzar esa meta, la propuesta consiste en reconocer subsidios sólo para la producción inicial de gas declarada por las empresas al momento de solicitar la aprobación de los proyectos. Es decir, se tomarían en cuenta las primeras producciones presentada por los privados y no se contemplarían las actualizaciones posteriores. A su vez, el pago de las bonificaciones que contempla el programa se concentraría durante el invierno y se reducirían significativamente durante el verano.
Eso es un problema para la mayoría de los productores, entre los que figuran YPF, PAE, Total, Wintershalll. Pero el más afectado será Tecpetrol, el mayor productor de shale gas de la Argentina. La petrolera del grupo Techint inyecta en la actualidad 16 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de shale gas a partir de un desarrollo récord de Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta, que ya representa un 12% de la oferta nacional de gas. La compañía cuenta con subsidios aprobados por una inyección de 17,5 MMm3/día de gas. Pero esa no fue la producción inicial que declaró la petrolera, que originalmente presentó un proyecto por entre 8 y 10 MMm3/día de producción de gas y rápidamente, a los pocos meses de lanzado el desarrollo, lo elevó hasta los 15 MMm3/día de shale gas.
Si prospera el proyecto de Dujovne, Tecpetrol recibirá un 40% menos de bonificaciones económicas que los que tiene aprobados. Sin embargo, para la empresa es un derecho adquirido. De ahí la complejidad en cómo llevar adelante la readecuación.
De los 20 proyectos presentados originalmente bajo el paraguas de la resolución 46, sólo ocho fueron aprobados. El resto están en suspenso a la espera de una resolución oficial, aunque lo más probable es que sean cancelados. Por ello, los empresarios afirman que cualquiera que sea la decisión de Hacienda, será leído como un cimbronazo y afectará los negocios.
20/01/2019
En una primera etapa el beneficio alcanzará a los vecinos de Neuquén, Centenario, Plottier y Zapala.
En el marco de un convenio celebrado entre Camuzzi Gas del Sur y la Secretaría de Vivienda del Ministerio del Interior, Obras Públicas y Vivienda, a partir de este mes, vecinos de la capital neuquina y de varias localidades de la provincia que no cuenten con suministro de gas natural, podrán acceder a la financiación de la instalación interna domiciliaria en 60 cuotas mensuales.
Esta iniciativa, denominada Mejor Hogar Gas, está dirigida a hogares ubicados sobre las redes de distribución con ingresos de hasta tres salarios mínimos, vitales y móviles, sean formales o informales.
En esta etapa los vecinos de Neuquén, Centenario, Plottier y Zapala ya podrán solicitar la financiación de la conexión domiciliara de gas, informó la compañía.
A través de Mejor Hogar Gas, los usuarios podrán financiar con una baja tasa de interés la instalación interna, con un máximo de tres bocas, e incluso las obras inherentes a la reconversión de una instalación de gas licuado a gas natural. Para conocer los requisitos y solicitar formalmente la línea de crédito, los interesados deberán ingresar a https://www.argentina.gob.ar/interior/mejorhogar/gas.
Una vez aprobada la solicitud, el usuario recibirá por mail un listado de gasistas habilitados y reconocidos por Mejor Hogar Gas para presupuestar la obra y llevar a cabo las tareas necesarias.
La empresa señaló que el procedimiento es muy ágil y simple, ya que el usuario no tendrá que acercarse a las oficinas comerciales.
20/01/2019
El objetivo es que el concurso permita más competencia en el proceso de formación de precios en el mercado interno.
Para lograr una mayor competencia en la compra de gas por parte de las empresas distribuidoras, la Secretaría de Energía llevará a cabo un concurso de precios para el abastecimiento de los usuarios. Se realizará a través de subastas electrónicas en el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA).
El concurso, se realizará a mediados de febrero. Los productores y comercializadores de gas podrán presentar sus ofertas de venta -no interrumpible- por distintos plazos, que van desde tres meses hasta tres años.
“Esta medida, sumada a las nuevas condiciones del mercado de gas, en el que la aceleración del desarrollo de los recursos no convencionales está generando excedentes en épocas de menor demanda y una menor dependencia de las importaciones, resultará en una ganancia de eficiencia en la formación de precios”, explicaron desde el Ministerio de Hacienda, a través de un comunicado.
En el sistema de suministro de gas por redes a los usuarios finales intervienen tres actividades: producción de gas natural, transporte y distribución. En las facturas del servicio de gas natural por redes que reciben los usuarios están incluidos los costos de estos tres componentes.
A diferencia del transporte y la distribución, la producción y comercialización del gas natural no se consideran como un servicio público. Por eso, las condiciones de contratación y los mecanismos de fijación de precios del gas en boca de pozo deberían surgir, de acuerdo con el marco normativo vigente, de la libre oferta y demanda.
Las prestadoras del servicio de distribución y los productores y comercializadores de gas cierran los contratos de compraventa de manera bilateral. Después de la aprobación de los cuadros tarifarios correspondientes al período octubre de 2018–marzo de 2019, las prestatarias del servicio de distribución y los productores de gas natural están en proceso de renegociación de las ofertas. En este contexto, el Gobierno busca como alternativa un mecanismo centralizado de transacciones en el mercado electrónico de gas.
En octubre del año pasado, en medio de una polémica, el Gobierno dispuso el cobro de un monto extra a los usuarios -en 24 cuotas- para compensar a las productoras por las diferencias generadas por la suba del dólar entre abril y septiembre de 2018. Pero luego se vio obligado a dar marcha atrás con la medida.
Para evitar que se repita esta situación, el Gobierno a través de un decreto (1053/2018) determinó que, a partir del 1 de abril de 2019, los proveedores de gas y las prestadoras del servicio de distribución deberán prever en sus contratos que en ningún caso podrá trasladarse a los usuarios que reciban servicio completo el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio durante cada período estacional.
El Ministerio de Hacienda anunció que está trabajando en el diseño y puesta en funcionamiento del concurso de precios. Esta es una de las primeras medidas implementadas en el sector energético desde la llegada a la Secretaría de Energía de Gustavo Lopetegui, luego de que el exsecretario Javier Iguacel presentara su renuncia en los últimos días de 2018. Aunque el anuncio de la modalidad de concurso fue realizado directamente por el Ministerio de Hacienda.
En el sector, ya hay dos antecedentes de subastas. El 6 de septiembre de 2018, cuando se llevó a cabo el primer concurso de precios para el abastecimiento de gas -pero en condición interrumpible y con destino a la generación eléctrica- a través de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). En el proceso, se recibieron ofertas de 32 oferentes con un precio medio para consumo de USD 3,40 por MMBTU, un 20% por debajo de la referencia anterior.
Luego, el día 27 de diciembre de 2018 se realizó una segunda subasta donde el precio promedio fue de USD 3,53 por MMBTU para el gas de invierno y USD 2,59 por MMBTU para el gas de verano.
20/12/2018
Según datos oficiales publicados en la web del Ente Nacional Regulador del Gas de Argentina, las importaciones del energético desde Bolivia se situaron en una media de 8,9 metros cúbicos por día en noviembre, un 48% menos de lo establecido en el contrato.
En noviembre de este año, Argentina bajó casi a la mitad la demanda de gas natural de Bolivia, de un promedio de 17,2 millones de metros cúbicos por día (MMm3d) —pactado entre las petroleras estatales de ambos países para el verano de este año— a 8,9 MMm3d.
La Primera Adenda al Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito entre la ex Energía Argentina SA (Enarsa), ahora Integración Energética Argentina SA (IEASA), y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) establece para el verano de este año (del 1 de enero al 30 abril y del 1 de octubre al 31 de diciembre) un volumen mínimo de entrega de 17,2 MMm3d y un máximo de 24,6 MMm3d.
En noviembre, las nominaciones por parte de IEASA fueron irregulares, con picos elevados el 14 y 22 que superaron los 13 millones de metros cúbicos y picos mínimos el 3, 24, 25, 28, 29 y 30 que estuvieron por debajo de los 7 millones.
El ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, pidió el 7 de noviembre a las autoridades argentinas “nominaciones trimestrales”, porque la variación en los volúmenes requeridos por el mercado del país vecino “afecta a los reservorios bolivianos”. Citó, por ejemplo, que “un día nominan 20 millones de metros cúbicos diarios y al otro día 8 millones y estos volúmenes son nominados horas antes de la realización del envío”.
Sánchez ratificó también que el contrato con Argentina establece el pago de un take or pay (toma o paga) en caso de que la nominación sea inferior al mínimo contractual. ¿Qué significa esto? Que si Argentina nomina por debajo de los 17,2 MMm3d, definido contractualmente para el período verano de este año, igual tiene que pagar por ese volumen.
Bolivia y Argentina negocian actualmente las modificaciones al contrato de compra venta de gas suscrito entre ambos países.
El Gobierno boliviano ya hizo conocer su posición oficialmente en sentido de que si se modifica el actual contrato, éste debe ser beneficioso para el país. “En el caso de Argentina, es importante aclarar la buena relación que tenemos con su gobierno con quienes estamos trabajando la reingeniería al contrato vigente, pues actualmente la coyuntura del gas es otra y nos tenemos que acomodar; en caso de alguna modificación, ésta será viabilizada solo si beneficia a Bolivia”, declaró el el Ministro de Hidrocarburos boliviano.
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