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“La intervención discrecional y los precios políticos llevaron a explotar lo que estaba en producción sin la debida reposición de reservas (varias bombillas en el mismo mate)”, señala.

La demanda de gas natural argentina creció un 2.32% en 2016 respecto a 2015. El aumento del consumo fue dispar: el sector residencial consumió más que el año anterior (4.22%) y el sector industrial menos (-3.86%). Hubo más gas disponible para usinas que aumentaron su consumo un 7.02% respecto al 2015. En volúmenes promedio el año que pasó se consumieron entre gas local e importado 133.1 millones de metros cúbicos día (103 correspondieron a la inyección local).

La demanda creció, pero también creció el suministro de origen nacional. Sin embargo, en los primeros meses del corriente año el crecimiento de la demanda de gas se ha estancado (cuestiones climáticas e incidencia de la recomposición tarifaria), pero también se ha estancado la oferta (vencen este año planes plus para la producción convencional y están pendientes inversiones comprometidas en gas no convencional).

Es importante consolidar la tendencia al crecimiento de la producción de gas natural y reducir la dependencia del suministro importado. El año pasado cayó la importación de gas por barco
(-6.39%) y la importación de Bolivia (-4.13%). Hubo por primera vez importaciones de volúmenes reducidos desde Chile que se repetirán este año.

El suministro doméstico inyectado al sistema de transporte creció porque venía creciendo la producción de gas nacional. Ya había crecido un 4% la producción en el 2015, y en el 2016 creció un 4.9%. Si se despejan algunas incertidumbres asociadas a los precios del gas convencional, la producción nacional va a seguir creciendo y, en poco tiempo, de las restricciones de oferta pasaremos a la búsqueda de oportunidades para la demanda.

La recuperación productiva nacional se explica principalmente por el comportamiento de la cuenca Austral y de la cuenca Neuquina. El mayor aporte productivo del sur está relacionado al desarrollo de un yacimiento convencional off shore (Vega Pléyade). La recuperación de la producción neuquina viene del aporte de nueva producción no convencional (tight y shale gas).

Una primera lectura de los datos físicos puede sugerir que aunque el gran potencial de recursos gasíferos está entre los no convencionales (el 77% de los recursos de Vaca Muerta son gasíferos) no hay que descartar sorpresas en la geología relacionadas a nuevos yacimientos convencionales.

La batalla del gas para desarrollar nuestro potencial y volver a tener abundancia y precios competitivos debe explorar todas las opciones y privilegiar los prospectos que maximicen la apropiación de renta a captar y a distribuir. Para ello es fundamental que las compañías que invierten y asumen riesgos tengan señales de largo plazo en los dos determinantes clave de la renta: los precios y los costos.

El gas natural todavía no tiene un precio de referencia internacional. Cuando los flujos de gas por barco (GNL) se intensifiquen habrá un mercado internacionalizado y allí surgirán referencias internacionales para el gas como las que hoy existen en el mercado petrolero. Si la Argentina desarrolla su potencial puede interactuar en ese mercado global del gas que se viene con compras y ventas; pero, por el momento, como importadora, es tomadora de los precios del gas importado o de los precios de los combustibles que lo sustituyen.

La oferta local fue estimulada con precios que remuneran la producción incremental, pero, en promedio ponderado (gas nuevo y viejo), recibe alrededor de 5.10 dólares por millón de BTU (por debajo del costo del GNL regasificado). Ya se definió un horizonte de precios decrecientes para estimular la producción de Vaca Muerta (converge a 6 dólares en el 2020) y hay planes de contractualizar la oferta y de avanzar en una liberación gradual de precios donde compitan las distintas cuencas. El reto mayor está en los costos. Allí se trabaja en acuerdos de productividad para reducirlos y estimular inversiones.

Y es de la recuperación del gas desde donde vendrá el empuje de la recuperación petrolera. La producción petrolera viene cayendo desde 1998 y este año tendrá una caída pico de entre el 7 y el 8%. La caída sistemática de la producción petrolera durante tantos se debe a la baja exploración petrolera a su vez relacionada con la política errática de precios que tuvo el sector a partir de la implantación de retenciones a la exportación y el divorcio con las referencias de precios internacionales.

La intervención discrecional y los precios políticos llevaron a explotar lo que estaba en producción sin la debida reposición de reservas (varias bombillas en el mismo mate). La baja exploración y la baja tasa de recuperación de reservas in situ consumieron el stock de reservas probadas y afectaron los niveles productivos. Cuando los precios internacionales cayeron, el “barril criollo” intentó palear la caída e incentivar producción.

Hoy el barril medanito cotiza 55 dólares (en 3 años bajo un 30%) y el gobierno ha explicitado la intención de acoplar los precios internos a los internacionales. Con referencias internacionales de precios de las que seremos tomadores (y que preanuncian un barril de entre 50 y 60 dólares) no hay otra que trabajar en productividad y costos, de manera que la actividad asegure renta a apropiar y a repartir para estimular inversiones.

En las cuencas maduras es posible reducir la declinación mejorando la recuperación asistida. La producción de petróleo no convencional se beneficiará de las instalaciones, infraestructura y curva de aprendizaje del gas no convencional. Esto reducirá costos y sumará nuevos desarrollos productivos de shale oil. Si ganamos la batalla del gas natural tenemos grandes posibilidades de reactivar la producción petrolera.

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