El gas de Vaca Muerta con subsidio no se exportará

Se prevén cuatro modalidades de contratos, pero en ningún caso el gas alcanzado por el plan de estímulo podrá venderse al exterior. Ponen fin a los cupos para la venta de crudo.

16 ago 2018 - 00:00

El ministro de Energía de la Nación, Javier Iguacel, emitirá en pocos días posiblemente la resolución más importante que ha firmado hasta el momento: la reglamentación de las exportaciones de gas natural. Es que anticipó que para las operadoras las nuevas reglas implicarán que deberán escoger entre cobrar el sobreprecio del nuevo Plan Gas o pactar contratos al exterior ya sea a corto o largo plazo.

“Con esta resolución buscamos resolver algunas cuestiones que están un poco grises”, aseguró Iguacel en diálogo con “Río Negro Energía”, y detalló que “van a haber cuatro tipos o formas de exportar: las ininterrumpibles con dos modalidades, y las interrumpibles con dos modalidades también”.

Los dos subtipos responden precisamente a si la operadora que pretende exportar es beneficiaria del plan de estímulo a la producción de gas no convencional de la Resolución 46, o no.

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“Están las exportaciones interrumpibles, es decir que se exporta gas básicamente para el verano y cuando hay necesidad del mercado interno se corta, se va al mercado interno y se lo prioriza. Después están las exportaciones ininterrumpibles en la medida en la que ya tenemos agotada la capacidad del mercado interno”, detalló el ministro.

En este segundo caso la definición de capacidad de mercado interno también reconocerá la capacidad del midstream, dado que Iguacel explicó que “en el caso de la Cuenca Neuquina hoy es la capacidad de transporte hacia el resto de la Argentina”.

En ese sentido precisó que “una vez que se agota esa instancia y no hay forma de sacar el gas, para no tener los pozos cerrados y parados que sino se explotarían en 60 años, se permitirá la exportación ininterrumpible a Chile, continua, durante mucho tiempo”.

Ahora bien, las operadoras que lograron ingresar a los beneficios de la Resolución 46 deberán escoger si prefieren exportar o mantener el precio diferencial.

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“La 46 tiene un beneficio para estimular la producción en Argentina para reducir los costos de consumo de los argentinos. Subsidiar la exportación sería incoherente y aparte hasta podemos ser acusados de dumping”, aseguró Iguacel.

Y precisó que “el que tenga la 46 del yacimiento que tiene la 46 por supuesto que no podrá exportar. En el caso de contratos ininterrumpibles podrá exportar –desde un yacimiento sin el beneficio– pero ese mismo volumen reduce sobre el que se le paga la 46. O sea, tiene la libertad de hacerlo pero pierde el beneficio por ese volumen”.

En tanto que en el caso de los contratos interrumpibles habrá más variaciones dado que dependerá de las condiciones del mercado interno. “Como va a haber sobrecapacidad si exportan desde un yacimiento convencional para no tenerlo cerrado se les permitirá exportar y mantener el beneficio”, explicó el titular de Energía.

En resumen, el gas subsidiado por la Resolución 46 no podrá exportarse, en los contratos interrumpibles con gas convencional se analizará dar permisos sin reducir el volumen del subsidio, y si se trata de contratos ininterrumpibles y la operadora es beneficiaria de la Resolución 46, se le reducirá el volumen exportado del que recibirá el precio especial.

Con 14 proyectos esperando ingresar al nuevo Plan Gas, el ministro detalló que “estamos buscando una estrategia o un sistema que permita que todas las empresas puedan desarrollar todos los proyectos de shale que tienen”. Aunque aclaró que “hasta un límite” que sería de 50 millones de metros cúbicos por día.

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Mientras Iguacel anticipó que ya posee cuatro pedidos de exportación de los cuales tres serían aprobados la semana entrante, el pedido realizado por Methanex funcionará como una prueba piloto.

La firma canadiense asentada en Chile que elabora metanol, no sólo es el único contrato de exportación vigente sino que solicitó incrementar la cantidad de gas que recibe de Argentina.

“Calculamos que vamos a poder estar vendiéndole entre 3 y 5 millones de metros cúbicos por día y sin que sea por el sistema swap como ahora”, indicó Iguacel. La fábrica ubicada en el sur de Chile recibió en el año cerca de 80 millones de metros cúbicos de gas y ahora sólo en el caso de YPF podría pasar a recibir 1,5 millones de metros cúbicos por día. El resto de las necesidades de la fábrica podrían cubrirse con un pool de empresas, entre las que estarían PAE, CGC y Wintershall.

“Es un hecho relevante porque la violación del contrato con Methanex, o el no cumplimiento de un contrato con el país hermano chileno y aparte con una planta que se montó ahí porque tenía un contrato (de suministro) de largo plazo, lo estamos revirtiendo y devolviéndole credibilidad a la Argentina que retoma la senda de cumplir con sus acuerdos y contratos”, remarcó Iguacel.

Además de este pedido deberá definir los otros cuatro que, también a través de un pool de empresas, representan unos 6 millones de metros cúbicos por día para esta temporada estival a inyectarse tanto por la zona sur, como por los gasoductos del Pacífico y de los Andes.

Image
En números
7,50
dólares por millón de BTU se abona este año por el nuevo Plan Gas, un programa que finaliza en el 2023 a u$s 6.
68,4
millones de metros cúbicos se extrajo en julio en Neuquén, igualando el nivel del 2008.
El gas de Vaca Muerta con subsidio no se exportará
Nación libera el cupo para la exportación de crudo liviano desde octubre

Desde junio el gobierno nacional frenó los pedidos de exportación de crudo liviano al calor de la corrida cambiaria y el desfase entre el precio del barril interno y el externo. Sin embargo el ministro de Energía Javier Iguacel anunció ayer que a partir de octubre se retomará la senda exportadora para el crudo Medanito y remarcó que “se liberan los cupos de exportación porque ya no va a ser necesario, sino todo lo contrario”.

En diálogo con “Río Negro Energía”, Iguacel explicó que “entre noviembre y diciembre va a haber exceso de producción de petróleo liviano que era el que estos últimos cinco años tuvimos que importar por la deficiente política energética del gobierno anterior”.

Detalló que “ahora ya nos está sobrando. Desde marzo que no importamos, nos autoabastecemos de petróleo liviano y a partir de noviembre nos empieza a sobrar”.

Las proyecciones del titular de Energía no sólo parten de los actuales volúmenes de producción sino también de la expectativa para el año que viene, dado que destacó que “hay cuatro grandes proyectos para entrar en desarrollo el año que viene en petróleo”.

Iguacel indicó que “básicamente cuando YPF termine el oleoducto al Lago Pellegrini ya va a tener una capacidad de evacuación de crudo importante y va a tener la capacidad de exportar y va a poder decidir si lo hace por el puerto de Rosales en Bahía Blanca en buque o lo hace a través del oleoducto a Chile”.

Aunque más allá de la finalización de ese oleoducto desde las operadoras se aguardaba la liberación, no sólo para mejorar sus ingresos sino también como forma para que el barril interno deje de estar casi 10 dólares por debajo del valor internacional.

El gas de Vaca Muerta con subsidio no se exportará
Iguacel participó esta semana del Foro Comahue del B20.
En números
6 millones
de metros cúbicos por día representan los cuatro pedidos de exportación de gas para este verano.
3 a 5
millones de metros cúbicos por día solicitó recibir en el corto plazo la fábrica Methanex.

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