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Las claves del nuevo plan de est铆mulo a la inversi贸n en gas que prepara el Gobierno

15/11/2016 | ARGENTINA | Noticias Destacadas | 624 lecturas | 82 Votos



El Gobierno est谩 negociando con las principales empresas productoras de gas la continuidad del Programa de est铆mulo a la inyecci贸n excedente de gas, conocido en la jerga petrolera como Plan Gas a secas. Se trata de la iniciativa publicada en enero de 2013 que motoriz贸 un incremento de las inversiones en los yacimientos locales de gas.




La vigencia de la medida se extienda, en rigor, hasta el 31 de diciembre de 2017, es decir, dentro de 12 meses. Los privados quieren que el Ejecutivo garantice la extensi贸n del programa 鈥搎ue en la pr谩ctica establece mejores precios de venta para la nueva producci贸n de gas- al menos hasta 2020. El ministro Juan Jos茅 Aranguren recibir谩 hoy a la tarde a representantes de las empresas petroleras para seguir avanzando con la negociaci贸n del nuevo convenio colectivo de trabajo aplicable para los campos no convencionales. Es probable que la discusi贸n en torno al nuevo Plan Gas se cole en la agenda.

El Inversor Online tuvo acceso a los lineamientos centrales de la iniciativa que est谩 siendo discutida en el seno del Ministerio de Energ铆a, que dirige Juan Jos茅 Aranguren. En esa lista figuran:

a) El Plan Gas contempla el pago de un precio diferencial de US$ 7,50 por mill贸n de BTU para la producci贸n de gas que se encuentre por encima de la curva de declinaci贸n convenida entre cada empresa y el Ejecutivo. Es un subsidio que no distingue entre tipos de yacimientos (convencionales y no convencionales). Tiene en cuenta la producci贸n total del fluido de cada petrolera para determinar el volumen de subsidios que le corresponde. La versi贸n que prepara el Ministerio de Energ铆a estar谩 enfocada, fundamentalmente, en el desarrollo de los reservorios no convencionales de tight y shale gas. A priori, los proyectos convencionales y los offshore no estar铆an alcanzados. Las petroleras quieren que se incluya tambi茅n a proyectos convencionales de mayor riesgo como el desarrollo de campos en el mar.

b) Si el Plan Gas I establece el pago de un 煤nico precio diferencial de US$ 7,50 para la producci贸n incremental de gas, la iniciativa que se est谩 trabajando en Energ铆a prev茅 una escala variable de precios en funci贸n del tiempo. En efecto, la propuesta del Gobierno es fijar un esquema de promoci贸n a la inversi贸n que se extienda entre 2018 y 2020. La idea que transmiti贸 Aranguren a las petroleras contempla un esquema decreciente de precios, que arrancar铆a en US$ 7,50 aplicable a 2018 y finalizar铆a en US$ 6,50 en 2020. Es probable que se introduzca una f贸rmula de fijaci贸n de precios que est茅 vinculada al precio de importaci贸n de Gas Natural Licuado (LNG). La lectura del Gobierno es que hacia el final de esta d茅cada los costos de producci贸n en Vaca Muerta se reducir谩n por lo que la explotaci贸n de shale gas ser谩 rentable con un precio de 6,50 d贸lares. Las empresas, en cambio, alegan que a los costos actuales ese precio es insuficiente para garantizar inversiones.

c) El Ejecutivo quiere que las petroleras privadas avancen con el desarrollo masivo de shale gas en Vaca Muerta. Seg煤n confiaron a este medio fuentes cercanas a la Jefatura de Gabinete, el Gobierno no avanzar谩 con un nuevo esquema de promoci贸n a la inversi贸n en gas 鈥搗铆a subsidios directos del Estado- si no existe un compromiso real de los productores de invertir en Vaca Muerta. 鈥淵a no alcanza con realizar proyectos pilotos de 20 o 30 pozos. Queremos proyectos de explotaci贸n comercial de 1500 o 2000 millones de d贸lares. El objetivo es conseguir, para 2018, inversiones por US$ 6000 millones en el desarrollo de tight y shale gas鈥, precisaron.

Fuente: El Inversor Online

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