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Energía autorizó exportaciones adicionales de gas desde Neuquén, pero demora una definición sobre la cuenca Austral
Lun 25
septiembre 2023
25 septiembre 2023
En lo que parece ser un guiño a YPF, la única petrolera conectada a ese sistema de transporte, la Subsecretaría de Hidrocarburos autorizó una exportación en firme de 300.000 m3/día de gas hacia Chile durante los próximos 15 meses a través del Gasoducto del Pacífico. Por el contrario, a menos de una semana del inicio, el gobierno tiene pendiente la autorización de permisos de exportación desde la cuenca Austral. Un contrato histórico con YPF, un obstáculo.
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El gobierno autorizó una exportación firme de gas natural hacia Chile por los próximos 15 meses a través del Gasoducto del Pacífico. A través de una nota firmada por el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, convocó a las petroleras interesadas en vender 300.000 metros cúbicos diarios (m3/día) del hidrocarburo a la distribuidora de la región Bío Bío para cubrir la demanda residencial.

La convocatoria es más bien una formalidad, porque el Gasoducto del Pacífico transporta, por cuestiones de conexión física, gas del yacimiento El Portón, por lo que la compañía controlada por el Estado es la única conectada a ese sistema de exportación. A raíz de eso, no sólo corre con ventaja, sino que es número puesto para quedarse con el contrato, que se extenderá entre el 1º de octubre de este año y el 31 de diciembre de 2024. Es una novedad, porque hasta ahora ese tipo de operaciones se autorizaba por un plazo menor.

«Parece ser un blindaje para favorecer a YPF porque hasta ahora no se habían autorizado contratos por 15 meses. Como hay algunas empresas que están evaluando conectarse al Gasoducto del Pacífico, el gobierno buscó asegurarle al menos hasta fin del año que viene ese negocio a YPF», comentó a EconoJournal un encumbrado directivo de una petrolera que pidió reserva de nombre.

Lo concreto es que el gobierno intenta tabicar un mercado de exportación de gas hacia Chile para compensar en algo el sobrante de gas que se registra en la Argentina durante buena parte del año. En 2023, el diseño estructural del sistema argentino quedó expuesto por las altas temperaturas registradas en invierno y el ingreso en operación del Gasoducto Néstor Kirchner —que incorporó producción a la oferta local—, por lo que los productores se vieron obligados a cerrar pozos por hasta 15 MMm3/día en algunos días de agosto y septiembre por la ausencia de demanda.

Lo que llama la atención, frente a ese escenario, es la incertidumbre que persiste en torno a cómo se distribuirá el cupo de exportación de gas desde las cuencas Austral. La asimetría con Neuquén es inevitable: en esa cuenca, la Secretaría de Energía ya autorizó las exportaciones preferentes y remanentes para el verano 2023-2024 que prevé la regulación del Plan Gas.Ar (unos 4 MMm3/día de las primeras y 5 de las segundas). A su vez, atendiendo un pedido de los productores de anticipar la posibilidad de contratación para competir a tiempo con las contrataciones de Gas Natural Licuado (GNL) en Chile, Energía autorizó exportaciones por Neuquén de forma anticipada hasta diciembre del año próximo —incluyendo firmes de invierno—. Y ahora amplió un poco más ese mercado al autorizar una exportación plurianual a través del Gasoducto del Pacífico. El gobierno también anticipó, considerando la entrada en servicio de la reversión del flujo del Gasoducto Norte para el próximo año, que otorgará exportaciones por cuenca Norte, pese a que no existe a la fecha ningún compromiso de inversión en esa región bajo el Plan Gas.Ar.

Por el contrario, la realidad de las exportaciones de la Cuenca Austral es totalmente diferente. A menos de una semana para que inicie el período estival (el 1º de octubre), aún no definió quién se adjudicará las exportaciones remanentes (las preferentes ya fueron adjudicadas) por unos de 2 MMm3/día de gas desde Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Problema de fondo

El gobierno enfrenta un obstáculo en concreto: cómo gestionar el contrato de aprovisionamiento de gas que YPF firmó a fines de los ’90 con Methanex, el complejo de metanol ubicado en Punta Arenas, en la patagonia chilena. En los últimos tres años, la petrolera bajo control estatal logró pasar por encima —con el claro guiño de Energía— del espíritu del Plan Gas.Ar, que establece que sólo pueden exportar desde una cuenca aquellas empresas que comprometieron inversión para abastecer al mercado local desde esa misma región.

Desde lo conceptual, YPF incumple con ese criterio porque no comprometió volúmenes de gas incrementales desde la cuenca Austral (básicamente porque desinvierte en Santa Cruz desde hace más de cinco años). Pero, aún así, logró que el Estado le habilite una excepción para poder venderle gas en verano a Methanex. La empresa argumenta que la firma del contrato con la compañía canadiense es anterior a la implementación del Plan Gas, por lo cual tiene un derecho adquirido, y fundamentalmente explica que incumplir el contrato —que está garantizado por Ley Nueva York— acarrearía penalidades millonarias para YPF. Sobre este punto, fuentes del mercado explicaron que el resto de las empresas petroleras con contratos preexistentes a la crisis del gas en 2004 debieron alcanzar transacciones (asumiendo los costos asociados a ello) con los clientes chilenos en el marco de arbitrajes Internacionales.

En 2021, Energía encauzó la cuestión autorizando un presunto intercambio de cuenca a la hora de aprobar la operación. Es decir, habilitó a YPF a venderle gas a Methanex desde Santa Cruz utilizando un permiso de exportación de gas otorgado a la empresa desde la cuenca Neuquina. En 2022, con un declino de producción en Cuenca Austral más acentuado, no se habilitaron exportaciones a los productores firmantes en la Cuenca Austral pero sí se autorizó a YPF a exportar a Methanex bajo el argumento de un acuerdo entre países de necesidad de integración regional. Pero en 2023 la realidad es diferente porque el balance de gas de la cuenca Austral es más holgado que en los años previos. Hasta ahora, Energía nunca autorizó exportaciones remanentes porque sostenía que la oferta de gas no era suficiente para exportar más gas desde Santa Cruz.

Más producción

Pero este año la propia Secretaría de Energía firmó contratos bajo el paraguas de la Ronda 5.2. del Plan Gas con el objetivo de incrementar la producción de gas tanto en la cuenca Austral como en la Golfo San Jorge. En esa clave, el Estado reconoció un precio más alto para las empresas que comprometan inversiones para producir gas en yacimientos convencionales —tanto en tierra como offshore— ubicados en Tierra del Fuego, Santa Cruz y Chubut. Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y Enarsa llevan firmados contratos con CGC, TotalEnergies, Tecpetrol, PAE, Inter Oil, Wintershall Dea y Alianza Petrolera. El objetivo es intentar al menos frenar la declinación natural de esos campos de gas.

Frente a este nuevo escenario, empresas productoras de gas desde la cuenca Austral que sí comprometieron inversiones bajo el paraguas del Plan Gas.Ar pidieron a la cartera que dirige Flavia Royón que se las autorice a vender más gas a Chile para no tener que cerrar pozos durante el verano.

La pregunta es qué hacer con el contrato de YPF con Methanex, que no cuadra en esa descripción. Energía aún no se expidió sobre el tema. Deberá hacerlo esta semana si no quiere incumplir la legislación que este mismo gobierno impulsó.

2 comentarios

  1. Total, Wintershall y PAE tienen contratos (Ley de NY) con Methanex y para poder exportar -y evitar juicios- tienen que invertir (Plan Gas).

    YPF no.

    Es imprescindible desmantelar el control político sobre YPF si queremos entrar en una etapa de crecimiento genuino de los hidrocarburos y dejar atrás la etapa de la mera re-inversión de utilidades.

    Con estas reglas, nadie compromete capital nuevo.

    1. Mientras a YPF la manejen profesionales ypefianos, no hay problema.

      Pero que no la manejen financiastas, o mesadineristas. Cuando pasó eso, casi la funden y la dejaron con una deuda que costó mucho reestructurar.

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