Un nuevo escenario tras el acuerdo de YPF con Chevron y el anuncio de una inversión de U$S 1000 millones en Tierra Del Fuego. Consultados por Tiempo Argentino, indicaron que en la parte santacruceña de la Cuenca Austral se encuentran yacimientos convencionales que podrían aportar más de 2 millones de metros cúbicos diarios en muy poco tiempo.
Los dos anuncios de nuevas inversiones en exploración y explotación de gas natural, el de YPF con Chevron y el de Total Austral con otras firmas asociadas, pusieron de relieve la pregunta acerca de cuál es el potencial gasífero del país y a qué ritmo puede ser extraído, en la medida en que la búsqueda del autoabastecimiento gasífero –e hidrocarburífero en general– es uno de los objetivos declarados de la política energética del gobierno y, al mismo tiempo, una necesidad económica concreta: en los primeros nueve meses del año, las importaciones de combustibles y lubricantes consignadas por el Indec sumaban U$S 9640 millones.
La Argentina posee cinco cuencas hidrocarburíferas productivas y una veintena más que actualmente son improductivas y, de hecho, están muy poco exploradas, incluidas las que se encuentran bajo el mar. De todas ellas, la que aparece con mayor potencial para comenzar a producir en el menor tiempo posible es la Austral. Se trata de un área que abarca casi todo el centro y sur de la provincia de Santa Cruz y se extiende hasta la isla de Tierra Del Fuego y el mar circundante. La Argentina la comparte con Chile, que la denomina De Magallanes. En esta Cuenca, sobre el mar frente a la ciudad de Río Grande, en Tierra Del Fuego, se encuentran los yacimientos Carina y Pléyade en los que la firma francesa Total Austral y sus socias Wintershall y Pan American Energy comprometieron invertir U$S 1000 millones para incrementar la producción de gas en 6 millones de metros cúbicos por día (m3/d) para el tercer trimestre de 2015, un plazo bastante breve para los tiempos de la industria petrolera.
Esa Cuenca produce actualmente casi 30 millones de m3/d, con lo que el conglomerado Total-Wintershall-PAE aportará un 20% más.
Para Víctor Bronstein, director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys), "en la actualidad, la Cuenca Austral concentra la mayor cantidad de recursos de gas explotables en el corto plazo".
El consultor Eduardo Barreiro, director de la Society of Petroleum Engineers, es de la misma idea. "La Cuenca Austral es productiva en muchos puntos, tiene un gran potencial para incrementar su producción."
Ahora bien, ambos especialistas coinciden en que para el desarrollo pleno de la Cuenca Austral se debe dar respuesta antes a una serie de desafíos, desde el valor del gas extraído hasta la solución de conflictos gremiales y el cumplimiento de los compromisos de inversión por parte de las empresas.
Bronstein señaló que "el anuncio de Total y sus socios es muy positivo y requiere de plazos menores para concretarse los desarrollos de YPF y Chevron. Lo de Vaca Muerta va a ser más lento."
En ese sentido, agregó que "se trata de recursos convencionales y son reservas que ya estaban descubiertas y que Total no desarrollaba porque no le cerraban los números por los elevados costos. El acuerdo avanza porque el precio que ha ofrecido el gobierno nacional es tentador y hace que justifique la inversión para desarrollar el gas."
De esta forma, la inversión de Total-Wintershall-PAE es una consecuencia concreta del nuevo precio de gas fijado por el gobierno nacional a principios de este año a través del denominado "Programa de estímulo a la inyección excedente de gas", que estableció un valor de 7,5 dólares por cada millón de BTU (MBTU, una unidad de medida del gas que se comercializa al por mayor) de gas nuevo mientras que el valor del gas "viejo" (el que se extrajo en 2012) se mantiene en 2,5 dólares el MBTU.
YPF, Total, PAE, Wintershall, la china Sinopec, Roch, Sipetrol –la filial nacional de la estatal chilena Enap–, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Crown Point, Desarrollos Ganaderos y Petroleros y Cepsa San Enrique son las petroleras que ya firmaron su adhesión al Plan Gas, como se lo conoce al programa en la industria.
Para las firmas, la adhesión no es gratuita, ya que si no cumplen con los compromisos reciben fuertes penalidades a partir de la cláusula deliver or pay que implica que el nuevo gas no inyectado a las redes de gasoductos deberá ser importado por la petrolera al precio que paga el país por el gas natural licuado importado (GNL), que oscila en torno de los 17 dólares el MBTU.
No obstante esta cláusula, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que preside el viceministro de Economía, Axel Kicillof, ha recibido una docena de proyectos para desarrollo de nuevo gas.
Bronstein indicó que "estos nuevos desarrollos pueden llegar a reducir el déficit de gas actual, pero es difícil evaluar cuándo, porque si bien aumenta la producción, también crece la demanda, o sea que hay que ir evaluando cómo se dan estas variables." No obstante, consideró que "este precio de 7,5 dólares por millón de BTU hace que las empresas traten de invertir".
Asimismo, el gobierno mejoró su propuesta a mediados de julio pasado, cuando decidió anticipar a las petroleras que comprometieron nueva producción de gas el 75% del valor del mismo, para lo cual destinó 2871 millones de pesos este año.
Si los precios acompañan, ¿que falta para que la inversion llegue a la Cuenca Austral? "Ahí las condiciones políticas hacen difícil el desarrollo del potencial que tiene la Cuenca en materia de gas. Además, hay internas sindicales que hacen que las empresas no quieran ir, les cuesta conseguir equipos de perforación que vayan a trabajar a la región sur de Santa Cruz", enumeró Bronstein. "Se está perdiendo la oportunidad de desarrollar una cuenca que tiene una potencia de gas interesante. Ahí está Petrobras como la empresa más importante, que no se sabe si se queda o se va, están en una especie de stand by", agregó. "Con el desarrollo de la cuenca se podría aumentar en 2 millones de metros cúbicos diarios la producción de gas. Hay que conseguir más inversores, pero son los primeros pasos", concluyó.
En tanto, Barreiro indicó que "la Cuenca Austral es productiva en muchos puntos, el problema es el costo de producción. Cualquier pozo que se quiera desarrollar va a tener que llevar equipos desde Comodoro Rivadavia, a unos 1000 kilómetros de distancia. A las empresas chicas les resulta muy caro producir allí. Hay que tener en cuenta que los costos de transportar un equipo pueden ser hasta 15 veces más elevados que en la Cuenca Neuquina. Se necesita, entonces, escalas de producción, es decir, tener los fondos como para perforar cien pozos."
El camino de las petroleras que operan en Santa Cruz debe atravesar las dificultades que agrega la difícil relación política entre la gobernación y el gobierno nacional, plasmadas en las diferencias entre los compromisos asumidos con el Plan Gas nacional, de un lado, y los contraídos con Río Gallegos por la renovación de las concesiones petroleras, por el otro. Por caso, días atrás, la firma Roch se comprometió ante el titular del Instituto de Energía de Santa Cruz, Juan Ferreiro, a la perforación de cinco pozos en zonas en las que se sabe que hay gas a fin de cumplir con su parte del acuerdo de prórroga de las concesiones que posee en esa provincia. Pero esas inversiones no habían sido incluidas en el plan nacional. "Esas son algunas de las diferencias que aún hay que saldar", dijo un ejecutivo de una consultora que prefirió el anonimato.
En definitiva, la Cuenca Austral aparece como la más promisoria a la hora de analizar las posibilidades de incrementar la producción de gas en poco tiempo. Se deberan superar los desafíos técnicos, financieros y políticos para lograrlo.
Fuente: Tiempo Argentino
Los dos anuncios de nuevas inversiones en exploración y explotación de gas natural, el de YPF con Chevron y el de Total Austral con otras firmas asociadas, pusieron de relieve la pregunta acerca de cuál es el potencial gasífero del país y a qué ritmo puede ser extraído, en la medida en que la búsqueda del autoabastecimiento gasífero –e hidrocarburífero en general– es uno de los objetivos declarados de la política energética del gobierno y, al mismo tiempo, una necesidad económica concreta: en los primeros nueve meses del año, las importaciones de combustibles y lubricantes consignadas por el Indec sumaban U$S 9640 millones.
La Argentina posee cinco cuencas hidrocarburíferas productivas y una veintena más que actualmente son improductivas y, de hecho, están muy poco exploradas, incluidas las que se encuentran bajo el mar. De todas ellas, la que aparece con mayor potencial para comenzar a producir en el menor tiempo posible es la Austral. Se trata de un área que abarca casi todo el centro y sur de la provincia de Santa Cruz y se extiende hasta la isla de Tierra Del Fuego y el mar circundante. La Argentina la comparte con Chile, que la denomina De Magallanes. En esta Cuenca, sobre el mar frente a la ciudad de Río Grande, en Tierra Del Fuego, se encuentran los yacimientos Carina y Pléyade en los que la firma francesa Total Austral y sus socias Wintershall y Pan American Energy comprometieron invertir U$S 1000 millones para incrementar la producción de gas en 6 millones de metros cúbicos por día (m3/d) para el tercer trimestre de 2015, un plazo bastante breve para los tiempos de la industria petrolera.
Esa Cuenca produce actualmente casi 30 millones de m3/d, con lo que el conglomerado Total-Wintershall-PAE aportará un 20% más.
Para Víctor Bronstein, director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys), "en la actualidad, la Cuenca Austral concentra la mayor cantidad de recursos de gas explotables en el corto plazo".
El consultor Eduardo Barreiro, director de la Society of Petroleum Engineers, es de la misma idea. "La Cuenca Austral es productiva en muchos puntos, tiene un gran potencial para incrementar su producción."
Ahora bien, ambos especialistas coinciden en que para el desarrollo pleno de la Cuenca Austral se debe dar respuesta antes a una serie de desafíos, desde el valor del gas extraído hasta la solución de conflictos gremiales y el cumplimiento de los compromisos de inversión por parte de las empresas.
Bronstein señaló que "el anuncio de Total y sus socios es muy positivo y requiere de plazos menores para concretarse los desarrollos de YPF y Chevron. Lo de Vaca Muerta va a ser más lento."
En ese sentido, agregó que "se trata de recursos convencionales y son reservas que ya estaban descubiertas y que Total no desarrollaba porque no le cerraban los números por los elevados costos. El acuerdo avanza porque el precio que ha ofrecido el gobierno nacional es tentador y hace que justifique la inversión para desarrollar el gas."
De esta forma, la inversión de Total-Wintershall-PAE es una consecuencia concreta del nuevo precio de gas fijado por el gobierno nacional a principios de este año a través del denominado "Programa de estímulo a la inyección excedente de gas", que estableció un valor de 7,5 dólares por cada millón de BTU (MBTU, una unidad de medida del gas que se comercializa al por mayor) de gas nuevo mientras que el valor del gas "viejo" (el que se extrajo en 2012) se mantiene en 2,5 dólares el MBTU.
YPF, Total, PAE, Wintershall, la china Sinopec, Roch, Sipetrol –la filial nacional de la estatal chilena Enap–, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Crown Point, Desarrollos Ganaderos y Petroleros y Cepsa San Enrique son las petroleras que ya firmaron su adhesión al Plan Gas, como se lo conoce al programa en la industria.
Para las firmas, la adhesión no es gratuita, ya que si no cumplen con los compromisos reciben fuertes penalidades a partir de la cláusula deliver or pay que implica que el nuevo gas no inyectado a las redes de gasoductos deberá ser importado por la petrolera al precio que paga el país por el gas natural licuado importado (GNL), que oscila en torno de los 17 dólares el MBTU.
No obstante esta cláusula, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que preside el viceministro de Economía, Axel Kicillof, ha recibido una docena de proyectos para desarrollo de nuevo gas.
Bronstein indicó que "estos nuevos desarrollos pueden llegar a reducir el déficit de gas actual, pero es difícil evaluar cuándo, porque si bien aumenta la producción, también crece la demanda, o sea que hay que ir evaluando cómo se dan estas variables." No obstante, consideró que "este precio de 7,5 dólares por millón de BTU hace que las empresas traten de invertir".
Asimismo, el gobierno mejoró su propuesta a mediados de julio pasado, cuando decidió anticipar a las petroleras que comprometieron nueva producción de gas el 75% del valor del mismo, para lo cual destinó 2871 millones de pesos este año.
Si los precios acompañan, ¿que falta para que la inversion llegue a la Cuenca Austral? "Ahí las condiciones políticas hacen difícil el desarrollo del potencial que tiene la Cuenca en materia de gas. Además, hay internas sindicales que hacen que las empresas no quieran ir, les cuesta conseguir equipos de perforación que vayan a trabajar a la región sur de Santa Cruz", enumeró Bronstein. "Se está perdiendo la oportunidad de desarrollar una cuenca que tiene una potencia de gas interesante. Ahí está Petrobras como la empresa más importante, que no se sabe si se queda o se va, están en una especie de stand by", agregó. "Con el desarrollo de la cuenca se podría aumentar en 2 millones de metros cúbicos diarios la producción de gas. Hay que conseguir más inversores, pero son los primeros pasos", concluyó.
En tanto, Barreiro indicó que "la Cuenca Austral es productiva en muchos puntos, el problema es el costo de producción. Cualquier pozo que se quiera desarrollar va a tener que llevar equipos desde Comodoro Rivadavia, a unos 1000 kilómetros de distancia. A las empresas chicas les resulta muy caro producir allí. Hay que tener en cuenta que los costos de transportar un equipo pueden ser hasta 15 veces más elevados que en la Cuenca Neuquina. Se necesita, entonces, escalas de producción, es decir, tener los fondos como para perforar cien pozos."
El camino de las petroleras que operan en Santa Cruz debe atravesar las dificultades que agrega la difícil relación política entre la gobernación y el gobierno nacional, plasmadas en las diferencias entre los compromisos asumidos con el Plan Gas nacional, de un lado, y los contraídos con Río Gallegos por la renovación de las concesiones petroleras, por el otro. Por caso, días atrás, la firma Roch se comprometió ante el titular del Instituto de Energía de Santa Cruz, Juan Ferreiro, a la perforación de cinco pozos en zonas en las que se sabe que hay gas a fin de cumplir con su parte del acuerdo de prórroga de las concesiones que posee en esa provincia. Pero esas inversiones no habían sido incluidas en el plan nacional. "Esas son algunas de las diferencias que aún hay que saldar", dijo un ejecutivo de una consultora que prefirió el anonimato.
En definitiva, la Cuenca Austral aparece como la más promisoria a la hora de analizar las posibilidades de incrementar la producción de gas en poco tiempo. Se deberan superar los desafíos técnicos, financieros y políticos para lograrlo.
Fuente: Tiempo Argentino
No hay comentarios :
Publicar un comentario
Comentarios con Insultos o Agravios personales no serán publicados.