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Plan Gas: análisis de una política pública clave para el sector

Se analiza el contenido y alcance de las nuevas rondas del Plan Gas.Ar 2020-2024 que extenderá los compromisos de producción hasta fines del año 2028. Virtudes y desafíos de una “política de Estado” que se consolida y pone en valor los recursos de Vaca Muerta y otras cuencas productivas.

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El Plan Gas.Ar, que ahora tendrá dos nuevas rondas entre el invierno 2023 y fines de 2028.

La Secretaría de Energía reglamentó hoy el DNU 730/2022[1] al publicar la resolución 770/2022que convoca a subastas competitivas para llenar el gasoducto NK, extender los compromisos de inyección por 4 años más, agregar volúmenes para los picos de demanda de invierno e intentar revertir el declino de las cuencas austral y noroeste.

Además, en otra resolución se convoca a una nueva Audiencia Pública para traspasar el precio del gas en boca de pozo (mayorista o PIST) a la demanda, independientemente de la segmentación.

En sus 11 anexos la norma en cuestión convoca a las siguientes rondas:

I.- En cuenca Neuquina:

  • Ronda 4.1 para extender (sin subasta) entre enero’25/dic’28 los 100 MMm3/d de las Rondas #1 (sin adicionales de invierno) y #3 adjudicadas en 2020/21.
    • Ronda 4.2 dividida en 4 segmentos:
      • Gas Plano Julio (GPJ): incrementar el volumen base en hasta 11 millones entre julio’23/dic’28.
      • Gas Plano Enero (GPE): incrementar el volumen base en hasta 3 millones entre enero’24/dic’28.
      • Gas de Pico 2024 (GP4): incrementar volumen de invierno en hasta 7 millones entre 1°/5 y 30/9 de los años 2024/2028.
      • Gas de Pico 2025 (GP5): incrementar volumen de invierno en hasta 7 millones entre 1°/5 y 30/9 de los años 2025/2028.
    • Los volúmenes de la Ronda 4.1 serán adquiridos por Distribuidoras, CAMMESA y/o ENARSA; y los de la Ronda 4.2 solo por ENARSA.
    • El precio para las extensiones de la Ronda 4.1 será igual o inferior al de la Ronda #1 (prom. 3,53 USD/MMBTU).
    • El precio para la Ronda 4.2 será:
      • GPJ y GPE: inferior o igual a 4,0 USD/MMBTU.
      • GP4 y GP5: inferior o igual a 6,9 USD/MMBTU.

II.- En cuencas Austral y Noroeste:

  • Ronda 5.1 para extender los compromisos con ofertas en Chubut y Santa Cruz de la Ronda #1.
    • Ronda 5.2 para gas incremental en cuencas Austral y NOA, y extender allí los compromisos de la Ronda #1.
    • En ambos casos, entre enero’25/dic’28.
    • Los volúmenes de Ronda 5.1 permiten un declino frente a la Ronda #1: 85%, 70%, 55% y 40% para 2025/2028, respectivamente. Se habilita que en 2025 sea del 80% en algún caso.
    • El precio de la Ronda 5.1 será igual o inferior al de la Ronda #1.
    • El precio de la Ronda 5.2 queda librado a negociación entre las partes.
    • Se prevé la presentación de un plan de actividad incremental.
    • Los volúmenes de la Ronda 5 serán adquiridos por CAMMESA y/o ENARSA.
    • Tanto para Ronda 4 y 5, los precios se ajustan por los factores estacionales: 0.82 en verano y 1.25 en invierno.
    • En todos los casos la presentación de ofertas es el 6/12 y la adjudicación el 16/12. Salvo para la Ronda 5.1, que se extiende hasta el 30/4/2023.

III.- La Subsecretaría de Hidrocarburos seguirá implementando la “Mesa de Trabajo de Valor Agregado Nacional” para colaborativamente propender al crecimiento sostenido de la cadena de valor de la industria.

IV.- Asimismo, la SEN convoca, por medio de la Res. 771/22 a una Audiencia Pública para evaluar el passthrough del precio a la demanda (precio mayorista sin segmentación). Tendrá lugar el 6/12 y será la 3° desde dic’19 para este segmento. Hoy la demanda residencial afronta solo un 40% del precio del gas en PIST.

Observaciones:

  1. No se agrega el 30% de gas adicional que las Rondas #1 y #3 asignaban al segmento industrial; ahora queda a decisión de cada empresa ofertarlo o no. Luce como un retroceso para un sector que quedará más desprotegido ante precios internacionales exorbitantes.
  2. El precio para adicionales de invierno, cercano a 7 dólares, parece elevado pero encuentra razonabilidad en la escasez estacional y los valores globales de GNL.
  3. La no fijación de un tope al precio para gas incremental en cuencas con declino luce arriesgado pero entendible vis-a-vis import parity.
  4. Se innova con la habilitación de ofertas con declino, aunque se les exige un plan de actividad incremental con proyecciones (no compromiso) de producción base e incremental.

Conclusión:

Con estas nuevas rondas se consolida un “sistema” que da previsibilidad a la industria, resiliencia a la demanda y certeza al Fisco. Se afianza un precio en torno a 3,5 dólares como la referencia para todo el gas local de base; y se logra un desacople significativo con respecto a los valores de importación de invierno (en torno a 7 dólares frente a 30/40 de GNL y GO para 2022/23). También se sigue reforzando la confianza de los clientes chilenos y, finalmente, se garantiza que el gas de Vaca Muerta siga teniendo un horizonte tal que habilite en algún momento proyectos de exportación de GNL.

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