Vaca Muerta News

Río Negro busca recuperar los pozos petroleros con baja actividad

Mon, 04 Jan 2021 14:15:01 -0300

En la provincia de Río Negro ya rige el Marco Regulatorio de Estímulo para la recuperación de pozos hidrocarburíferos de baja productividad o inactivos.

El fin de la ley, aprobada por la legislatura provincial, es optimizar y maximizar la explotación del recurso no renovable, ya que es una importante fuerte de ingresos para la provincia.

Además, se apunta con esta iniciativa a aumentar el empleo rionegrino, los ingresos públicos, las inversiones, el “compre rionegrino” y el fortalecimiento de pequeñas y medianas empresas provinciales ligadas a la producción petrolera.

Los inversores tendrán un cúmulo de beneficios. Entre ellos, la reducción de la alícuota de regalías prevista por la ley nacional sobre producción incremental, exención o reducción del canon de explotación y de hasta el ciento por ciento de la alícuota del Impuesto a los Ingresos Brutos.

En la actualidad, son 997 los pozos petroleros en producción en Río Negro y 87 los pozos de gas activos.

Desde el gobierno se propone también una exención del Impuesto de Sellos para los contratos directamente relacionados con el plan de recuperación.

Los beneficios se concederán total o parcialmente de manera fundada y en función de la viabilidad económica del Plan de Recuperación aprobado.

Este esquema cuenta con pautas para la determinación de beneficios, que serán establecidos por la Secretaría de Energía como autoridad de aplicación.

El organismo definirá las alícuotas de regalías e Ingresos Brutos a aplicar en cada caso, en atención a la rentabilidad estimada del Plan de Recuperación, cuando esta reducción resulte necesaria para su viabilidad económica. La alícuota de regalías puede reducirse sólo hasta el 5 %.

Se podrán establecer en los acuerdos de recuperación un esquema de alícuotas de regalías e Ingresos Brutos progresivos en relación con la evolución futura de los precios de petróleo y gas, y de aumentos extraordinarios de producción incremental.

Los beneficios en este marco regulatorio no pueden exceder del plazo máximo de 10 años o el plazo remanente de la concesión, incluida su respectiva prórroga.

El mecanismo prevé ceses de acuerdos. Serán por vencimiento del plazo establecido en el acuerdo de recuperación, del plazo máximo de asignación de beneficio o de la concesión, incluida su prórroga, incumplimientos injustificado del acuerdo o por caducidad o extinción de la concesión.

La forma de medición de la producción de hidrocarburos es determinada por la autoridad de aplicación, de acuerdo a las condiciones particulares de cada acuerdo de recuperación, consigna la nota del diario "Río Negro".

Por último, los concesionarios y recuperadores que desarrollen actividades dentro de este marco no recibirán incrementos en su carga tributaria total.

El buque regasificador volverá a Bahía Blanca

Mon, 04 Jan 2021 13:44:01 -0300

Para el invierno del 2021, el gobierno nacional tendrá que volver a traer al puerto de Bahía Blanca el buque regasificador para abastecer con más importaciones de gas natural licuado (GNL) el mercado interno, luego de que cayera abruptamente la producción local por el congelamiento tarifario y que Bolivia advirtiera que exportará menos gas por su propio declino en la producción.

En la última semana del 2020, el Gobierno informó que en la firma de la quinta adenda al acuerdo con Bolivia por la importación de gas, el país gobernado por Luis Arcese comprometió a entregar en el invierno (en el pico de demanda) 14 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), 30% menos a los 20 millones de m3/d que inyectó al sistema argentino en el invierno pasado. Esto se debe "a causa de la profunda baja de producción de sus yacimientos", indicó la Secretaría de Energía.

Días atrás, ya se había prendido la alerta en el Gobierno luego de que en la licitación del Plan Gas, casi no hubieran ofertas adicionales para el invierno. La cartera de Energía consiguió 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno a los 67,9 millones de m3/d que recibirán subsidio durante todo el año, proveniente de tres empresas -Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral-, de las 16 petroleras que participaron en la subasta.

Además de los 67,9 millones de m3/d, las empresas deberán inyectar al sistema un 30% de volumen adicional al ofertado en el programa de estímulo, lo que totaliza un suministro anual de 97 millones de m3/d.

Por lo tanto, en el invierno, cuando la demanda total de gas aumenta de un promedio de 130 millones a 180 millones de m3/d, el Gobierno deberá cubrir ese pico con un nuevo buque, adicional al que está emplazado en el puerto de Escobar, que tiene un máximo de capacidad de regasificación de 22 millones de m3/d.

La vuelta del buque a Bahía Blanca traerá recuerdos de los 10 años que estuvo anclado, entre 2008 y 2018, luego de que en el anterior congelamiento tarifario se derrumbara la producción de gas a 115 millones de m3/d. El año pasado, la producción local cayó 7,5%, de los 135,2 millones de m3/d promedio en 2019 a 122 millones de m3/d, según proyecciones del Estudio Montamat, consigna la nota del diario "La Nación".

La caída tan abrupta se dio por las restricciones de la pandemia, pero también por el nuevo congelamiento tarifario, que se inició en el gobierno de Mauricio Macri y continuó con el actual de Alberto Fernández. Las tarifas de gas y luz no se actualizan desde febrero y marzo de 2019. Esto generó que cayera el precio del gas y se frenaran las inversiones en nuevas perforaciones de pozos gasíferos.

El Plan Gas lanzado por la gestión de Alberto Fernández se diseñó advirtiendo este problema. Pero su implementación se atrasó luego de que se reemplaza al exsecretario de Energía Sergio Lanziani por el actual, Darío Martínez, y de que la cartera energética saliera de la órbita del Ministerio de Desarrollo Productivo para pasar a Economía. La tardanza para implementar el plan de estímulo implicó que las empresas no lleguen a tiempo para perforar más pozos e incrementar su producción para este invierno.

La necesidad de volver a traer el buque era una foto que el Gobierno quería evitar, a pesar de que hayan motivos técnicos para justificarlo. Más allá del declino de producción de Bolivia, lo cierto es que hace tres años había una expectativa de que la Argentina podría autoabastecerse de gas, exportando en verano el exceso de producción que ocurre por la caída de la demanda. Se habló, inclusive, de la posibilidad de construir una planta de licuefacción (convierte el gas a estado líquido) para exportar GNL a Asia.

YPF hasta contrató por 10 años una barcaza de licuefacción que emplazó en Bahía Blanca para exportar hasta 2,5 millones de m3/d. Pero en el invierno pasado, la actual gestión rescindió el contrato y pagó una indemnización de US$150 millones, ya que, producto de la pandemia, se derrumbaron los precios de GNL y no era rentable para la empresa seguir con este negocio.

El buque regasificador había sido despedido por Macri en un acto en Bahía Blanca, en 2018, junto con el entonces secretario de Energía, Javier Iguacel, y actual intendente de Capitán Sarmiento, para mostrar los beneficios que generaba la efectividad de la producción no convencional de Vaca Muerta. Sin embargo, en ese entonces, el Enargas había advertido que no era una buena idea prescindir del buque.

El año pasado, el Gobierno se benefició con la caída abrupta del precio del GNL, ya que las importaciones no se tradujeron en una disparada del gasto fiscal y de salida de divisas. La misma Ieasa, empresa estatal encargada de las compras de gas en el exterior, informó que el valor promedio de compra fue US$2,87 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), muy inferior a los US$5,92 de 2019 y a los US$8,12 de 2018. Pero esto podría cambiar este invierno, si se recompone la demanda internacional, lo que le agregaría un nuevo foco de presión a las reservas del Banco Central.

Neuquén apuesta a Vaca Muerta y espera más equipos que antes de la pandemia

Mon, 04 Jan 2021 11:35:01 -0300

El mandatario neuquino, Omar Gutiérrez, se mostró esperanzado en una recuperación económica de la mando de Vaca Muerta para el 2021.

En un reportaje publicado por el diario "Río Negro", Gutiérrez señaló que el 2020 cerró con una baja en las inversiones y que solo sumaron 2000 millones de dólares. Pero auguró una reactivación de la actividad hidrocarburífera.

Consultado sobre el balance del 2020, Gutiérrez dijo que el año trajo aparejado enormes desafíos en materia operativa y respecto a la visión a futuro en materia energética a nivel global. "Creo que el haber transitado esta situación tan especial e inusitada que fue la pandemia va a tener consecuencias en el sector energético mundial que aún son difíciles de dimensionar pero también permitió demostrar a esta industria la capacidad de adaptación a una situación tan inesperada como la que vivimos, que queda demostrada en una relativamente rápida recuperación en términos de producción como de actividad".

Respecto a las proyecciones futuras, el gobernador de Neuquén dijo que "Vaca Muerta es una de las principales turbinas económicas del país y por eso es fundamental lograr su aceleración que permitirá evitar importaciones y así una sangría de reservas. Pero apenas el 6% de su superficie está en etapa de desarrollo continuo. Estamos pensando en más concesiones, porque no podemos seguir con los recursos bajo el subsuelo".

"Para marzo proyectamos que la actividad hidrocarburífera en la Cuenca Neuquina estará completamente reactivada, incluso con más equipos operativos de los que había antes de la pandemia. En detalle, en febrero había 73 equipos operando entre los diversos tipos de torres. En mazo cayeron a 38 y en abril fueron solo 4. Progresivamente hemos recuperado actividad, aumentando mes a mes y esperamos llegar en marzo a 80 equipos de torre activos", resaltó.

En cuanto a las inversiones, Gutiérrez sostuvo que el 2020 finalizó con inversiones en torno a los 2.000 millones de dólares en la provincia del Neuquén. "Se trata de una cifra que refleja las consecuencias de la pandemia que afectó a la actividad en todo el mundo. Se necesita un piso de inversiones de 5.000 millones de dólares por año, aunque aspiramos a que sean entre 8.000 y 10.000 millones", advirtió.

""En lo que hace a la producción, hoy estamos generando cerca de 160.000 barriles diarios de petróleo, por lo que todavía estamos por debajo de las previsiones de 230.000 barriles que teníamos proyectados para fin de año. De todas maneras, nos acercamos a los niveles pre pandemia, cuando se llegaron a producir 170.000 barriles por día", dijo Gutiérrez.

"Para el 2021 el presupuesto contempla una producción diaria de petróleo de 174.000 barriles que implicaría un aumento del 9,9% respecto al promedio anual de producción de 2020 y una producción diaria de gas de 65,5 millones de metros cúbicos lo cual es un incremento del 3,2% respecto de este año", evaluó.

Para el mandatario neuquino, para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta hacen falta acuerdos entre todos los sectores del petróleo y el gas para garantizar y dar cobertura a los procesos de inversión. "Vaca Muerta tiene un presente con enorme potencial. No podemos esperar más años para ponernos de acuerdo. Necesitamos darle la cobertura a los 200 mil millones de dólares que están comprometidos. Hay que generar reglas de juego competitivamente equiparables con otras cuencas que nos permita atraer los capitales nacionales e internacionales necesarios para un verdadero desarrollo de nuestros recursos", cerró Gutiérrez.

Biodiesel: ponen en marcha una progresiva recomposición de precios

Mon, 04 Jan 2021 09:45:01 -0300

La Secretaría de Energía decidió implementar un esquema paulatino y progresivo de recomposición de precios de los biocombustibles, que se aplicará de manera gradual a lo largo de cinco etapas hasta mayo próximo, para reconocer los costos que la industria afronta ante el atraso del valor regulado por el Estado.

En el caso del biodiesel, la Resolución 1 también establece la reducción en los porcentajes de corte obligatorio de gasoil, con un incremento escalonado hasta alcanzar el 10% en abril.

Ambas medidas, que serán publicadas en las próximas horas en el Boletín Oficial, fueron el resultado de encuentros y rondas de negociación de la Secretaria de Energía y las cámaras del sector, y aún no se aclaró en qué medida los nuevos precios impactarán o no en las naftas y gasoil de venta al público.

En ese marco, Martínez destacó "la buena predisposición de las Pymes del Sector y el trabajo del equipo de la Subsecretaria de Hidrocarburos y Combustible, que han hecho posible trazar un sendero paulatino y progresivo de recomposición de los precios".

Ante la consulta de Télam, desde la Secretaría de Energía subrayaron que el consenso alcanzado “involucra a los productores de biodiesel de toda la cadena productiva así como a las empresas nucleadas en la cámaras de productores de bioetanol de caña de azúcar”.

En el caso del biodiesel utilizado para el corte del gasoil en un 10%, la medida, que consta de cinco etapas en cada caso, y está previsto que se extienda hasta mayo, involucra modificaciones graduales tanto en los precios como en los porcentajes previstos de corte.

El artículo 1 de la Resolución 1 de la Secretaría de Energía establece la suspensión, hasta el 31 de mayo, del procedimiento para la determinación del precio de adquisición del biodiesel fijado en marzo de 2018, así como las modificaciones introducidas en abril de 2019.

El segundo artículo, por su parte, determina los nuevos precios de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil, que estaban fijados desde el 15 de octubre en $48.533, al recibir la autorización para un aumento del 10% tras poco más de 10 meses de congelamiento.

De esta manera el camino de recomposición de precios acordado permitió fijar un nuevo valor inicial a partir de la publicación de la norma en el Boletín Oficial de $ 77.300 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo durante el corriente mes de enero.

En febrero el precio pasará a ser de $ 86.875 la tonelada; en marzo $ 89.975; en abril $ 90.300 y en mayo $ 92.558 la tonelada de biodiesel, lo que significará una recomposición del 90,7%.

Al mismo tiempo, a través del artículo cuatro de la resolución, decidieron sustituir transitoriamente, para los meses de enero, febrero y marzo, la proporción obligatoria de biodiesel en su mezcla con el total del volumen del combustible fósil gasoil que fue establecida en la Resolución N° 1.283 de septiembre de 2006 y la resolución N° 660 de agosto de 2015.

De esta forma, para enero el corte quedó establecido en el 5%; en febrero 6,7% y en marzo 8,4%, con lo cual a partir de abril retornará el porcentaje de corte del 10% de mezcla establecido por las normas sustituidas transitoriamente.

La nueva norma también suspende transitoriamente la asignación mensual de biodiesel en el período comprendido entre enero y mayo de 2021, reduciendo a prorrata las cantidades que correspondan a las empresas del sector.

Para el caso del bioetanol la Resolución 2 suspende hasta el 31 de mayo de 2021 el procedimiento para la determinación del precio de adquisición del bioetanol que se utiliza para el corte de naftas en un 12% y fija los nuevos precios en un sendero también de incremento progresivo.

Martinez declaró que el Gobierno y los productores están "muy conformes, porque dialogando, en un momento muy difícil para todos, se pudo confluir en un sendero que permitirá recuperar la actividad del Bioetanol a base de Caña de Azúcar".

Al articulado refleja el acuerdo acuerdo con las cámaras de un sendero similar de precios a partir del valor base fijado el 15 de octubre en $32.789 la tonelada, tras aplicar en aquel momento un incremento del 10% sobre los valores vigentes desde diciembre de 2019, señaló la agencia Télam.

Así se acordó fijar un valor a partir de la publicación de la norma en el Boletín Oficial de $ 43.600 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo durante el corriente mes de enero.

En febrero el nuevo precio fijado será de $ 47,800 la tonelada; en marzo $ 48,700; en abril $ 49,600 y en mayo $ 51,132 la tonelada de biodiesel, lo que significará una recomposición del 55,9%.

Nación destacó el Plan Gas y el escenario favorable con la recuperación del precio del crudo

Mon, 04 Jan 2021 09:40:01 -0300

El secretario de Energía, Darío Martínez, señaló el domingo 3 de enero que el lanzamiento del Plan Gas permitirá frenar la caída en la producción a la vez que anticipó que, desde marzo, se pondría en marcha un esquema de "transición" de nuevas tarifas de energía sobre la base de un sistema de segmentación por ingresos.

"El Presidente (Alberto Fernández) ha mandatado a los entes reguladores a trabajar en ese proceso de negociación con las empresas de transporte y distribución hasta marzo, donde estaría la nueva tarifa de transición", señaló Martínez en declaraciones a Radio 10.

Subsidios

En cuanto a los subsidios, señaló que se están buscando "todas las bases de datos que se puedan obtener" de modo de "usar los subsidios de una manera más eficiente" y así aplicar aumentos diferenciados por grupo social y poder adquisitivo.

"Estamos buscando en la base de datos para armar quienes sí puedan hacer frente al costo de las tarifas, que será un porcentual muy bajo de la población", aseveró.

"Con el nivel de pobreza que tiene la Argentina, en ese sector de la población no hay espacio para incrementos de tarifa o, si lo hay, será simbólico".

Plan Gas

En cuanto al Plan Gas resaltó su objetivo de "frenar el declino que tenemos por falta de inversiones, que se traslada directamente a importación de energía", aunque aclaró que "en invierno vamos a tener que seguir importando" ya que la demanda de gas será superior a la capacidad instalada de producción.

Tras la reciente firma con Bolivia de la quinta adenda de importación de gas, mediante la cual se redujo la inyección hacia Argentina de 20 millones a 14 millones de metros cúbicos, el ministro dijo que la diferencia de 6 millones será reemplazada "con el Plan GasAr y a través de un nuevo proceso de licitación a los mismos valores para así abrir los picos de invierno".

"El Plan Gas pone a los trabajadores en los equipos y a las Pymes sumándose de manera creciente. Hemos establecido dentro del plan de inversiones que las empresas tienen que tener cada vez más inversiones en pesos en desmedro de las hechas en dólares, o sea un valor agregado nacional creciente en la cadena de producción", subrayó.

Petróleo

En relación a la producción petrolera, dijo que estará condicionada a la demanda internacional, aunque consideró a que el país enfrenta un escenario favorable con la recuperación del precio del crudo.

"Se ha recuperado a valores interesantes para las productoras argentinas y tenemos un esquema de retenciones a la baja, con lo cual hay una gran ventana", dijo Martínez.

"Tenemos la expectativa de aumentar la producción de petróleo y para eso estamos trabajando en una ley de incentivo a las inversiones, en un mundo que mira de reojo las inversiones en hidrocarburos por lo que pasó el año pasado", cerró. (Télam).

Bolivia venderá menos gas a la Argentina en 2021 y a menor precio

Mon, 04 Jan 2021 00:03:01 -0300

Los gobiernos de Argentina y Bolivia acordaron una quinta adenda al convenio de venta de gas natural vigente desde 2004, por el cual el país recibirá en 2021 hasta 14 millones de metros cúbicos diarios durante los meses de invierno y un piso de 10 millones el resto del año.

El acuerdo incluye una baja de precio del gas que Argentina le compra a Bolivia como consecuencia de la imposibilidad del vecino país no sólo de poder cumplir con los volúmenes del contrato original firmado por los ex presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales, sino los acordados en la cuarta adenda que venció el 31 de diciembre de 2020.

Tras darse a conocer el acuerdo, el secretario de Energía, Darío Martínez, resaltó la importancia para los dos países de la firma de la quinta adenda al acuerdo, al considerar "muy positivo haber llegado a un acuerdo en tiempo récord con el nuevo gobierno de la hermana República Boliviana".

La Secretaría de energía llevó adelante la negociación junto a la empresa Integración Energética Argentina (IEASA - Ex Enarsa) en coordinación con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa).

A pesar del acuerdo por la quinta adenda, que tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre de 2021, Martínez expresó que "lamentablemente el pronunciado declino de la producción boliviana de Gas, hace que YPFB haya tenido que disminuir de manera sensible su compromiso de inyección para el invierno".

Los motivos de los cambios

Bolivia, que llegó a entregar más de 20 MM m3 diarios en el pico del invierno de este año, solo comprometió 14 MM para pleno invierno de 2021, a causa de la profunda baja de producción de sus yacimientos, lo que representa una merma de inyección del 30%.

Ambos países acordaron precios menores a los de la adenda anterior, como forma de compensar los mayores volúmenes de GNL que Argentina deberá importar a causa de la merma en la inyección comprometida por YPFB durante el Invierno próximo.

La Secretaría de Energía explicó que durante la negociación la contraparte Boliviana, representada por YPFB, justificó en razones geológicas el progresivo y sostenido declino de la producción, que obliga a disminuir drásticamente los volúmenes que pueden comprometerse a inyectar.

Ante tal situación, el acuerdo incluyó la prioridad para Argentina y la potestad de aceptar mayores volúmenes que surjan de nuevos procesos exploratorios y productivos en el país vecino.

Martinez destacó que "la baja del precio obtenida, es un elemento de justicia que compensara en parte la mayor necesidad de importación de GNL a partir del menor compromiso de oferta de Gas Boliviano".(Télam).

La Pampa ya cuenta con su empresa de energía

Mon, 04 Jan 2021 00:02:01 -0300

El gobierno de La Pampa sancionó a fines de diciembre la Ley de Soberanía Energética recientemente y aprobó en asamblea extraordinaria de PAMPetrol Sapem, la modificación estatutaria que permite transformarla en una empresa de energía.

La política pública en materia energética presentada por el gobernador Sergio Ziliotto con el Plan Energético Provincial apunta a la autarquía energética, produciendo la energía que se consume en la Provincia, a menor costo, principalmente a partir de fuentes renovables, aprovechando los recursos energéticos y planificando su explotación de una manera más sustentable.

Este horizonte supone acciones a corto, mediano y largo plazo y principalmente la transformación de Pampetrol Sapem, en una empresa de energía, que atraerá inversiones públicas y privadas, vinculándose con distintos actores en la generación de energías renovables, aportando crecimiento y trabajo en la Provincia.

“Estamos emprendiendo un nuevo camino un hecho histórico, un cambio de paradigma que inició el gobernador cuando presentó el Plan Estratégico de Energía y se sancionó la reciente ley Nº 3285. En este camino Pampetrol es protagonista, como sostiene el gobernador somos la nave insignia y como tal nos vamos a comportar durante los próximos 20 años teniendo en el horizonte la autarquía energética, priorizando nuestros recursos y el crecimiento regional”, sostuvo María Roveda, presidenta de PAMPetrol Sapem. a la Agencia Provincial de Noticias.

Durante la Asamblea Extraordinaria realizada bajo la modalidad virtual se aprobó la modificación del artículo 5º del Estatuto Social respecto al “objeto” de la empresa, permitiendo la reconversión de Pampetrol y la posibilidad de la empresa de intervenir en actividades relacionadas a la energía, teniendo como principal fin la ejecución de la política energética de la Provincia.

La medida acompaña las acciones que desde el Gobierno provincial se vienen desarrollando desde la sanción de la ley para promover un nuevo paradigma en términos energéticos.

Cabe recordar que recientemente el gobernador Sergio Ziliotto presentó un proyecto de ley para modificar el estatuto de Pampetrol e incluir en la empresa y en el directorio a la Federación Pampeana de Cooperativas (FEPAMCO), convencido de la necesidad de potenciar la alianza estratégica de todos los actores protagonistas en el proceso de crecimiento y diversificación de la matriz productiva pampeana y la distribución de la renta a favor de las y los pampeanos.

“Es un gran desafío para la empresa pero no estamos solos, sino acompañados por el Estado, el sector cooperativo, los municipios, los generadores privados. Juntos vamos hacer de La Pampa una provincia que genera y no sólo consume energía. Vamos a contribuir con la economía local, la producción, la generación de empleo y el mejoramiento de la calidad de vida de las y los pampeanos”, finalizó Roveda.