En ese plan los precios del gas nuevo serán convenidos con libertad entre las petroleras productoras y sus compradores del hidrocarburo. La resolución de Gas Plus III comenzó a circular.

El titular de Energía, Daniel Cameron, tiene confianza en que las iniciativas de exploración que están en marcha en el subsector gasífero puedan retomar un curso ascendente. El Plan Gas Plus III, que reconocerá mayores precios para el hidrocarburo en la boca de pozo, “posibilitará” el lanzamiento de cincuenta proyectos, que sumarán inversiones por un total de u$s3.500 millones.


Una de las promesas más interesante que dejó el desarrollo de la XXIV Conferencia Mundial de Gas fue la noticia del abordaje de la formación geológica Springhill del área Vega Pléyade, para la cual el Estado pondrá en juego la resolución 660 del Plan Gas Plus III, cuyos detalles e incentivos de precios todavía no fueron publicados en el Boletín Oficial.

Esas iniciativas a las que dio luz verde el Ministerio de Planificación ayudarán a elevar sustancialmente el nivel de reservas de gas, que hasta el presente abastece el 52,46% de la matriz energética primaria. Esa participación, que resulta más alta que lo que sería deseable, está en camino de acortarse por los planes que están en marcha en las áreas nuclear y la hidroelectricidad.


En lo inmediato el Consorcio Cuenca Marina Austral cuya UTE integrada por Total Austral (37,5%), Wintershall (37,5%) y PanAmerican Energy (25%) se transformó en el primer productor de gas del país, además de haberse anotado el liderazgo de poner en 1989 en producción dos plataformas marinas en el yacimiento Hidra, se apresta en pocos meses a poner en plena producción los yacimientos Carina y Aries cuyo desarrollo offshore se completó en el 2006.


La entrada en explotación de carina y Aries se alcanzará a partir de la finalización en abril del 2010 de las obras del gasoducto submarino transmagallánico que está ejecutándose.
Con el estímulo de las señales de precios que emergen a partir del Plan Gas Plus III, Total y sus socios de Cuenca Marina Austral se aprestan a lanzar al desarrollo de las reservas que contendría el yacimiento Vega Pléyade que, tal como ocurre en otros horizontes productivos identificados a una profundidad de entre 1.500 a 1.700 metros en el lecho marino de las costas de Tierra del Fuego, podría ponerse en producción en tres o cuatro años.


Finalmente en aguas de la Cuenca Golfo San Jorge, en bloques ubicados frente a las costas del norte de Santa Cruz y sur del Chubut, PanAmerican Energy en sociedad con Fomicruz y Petrominera, contrató los servicios del buque “Western Patriot” para el tendido de una campaña de sísmica 3D que culminará en el primer semestre del 2010.
Esas tareas apuntan a verificar que la zona productiva continental de Golfo San Jorge tiene prolongación sobre la plataforma submarina aledaña.

Lanzan el Plan Gas Plus III con una mejora en precios en boca de pozo

El Gobierno busca estimular la producción de complejas reservas. El proyecto de resolución en preparación autoriza el reconocimiento de u$s5 para el millón de BTU. Así trascendió en la 24º Conferencia Mundial de Gas.

Aunque en la inauguración de la 24º Conferencia Mundial de Gas no se hizo presente ningún funcionario del Gobierno nacional, ya que el tradicional corte de cintas corrió por cuenta del titular del comité organizador de ese evento –el argentino Eduardo Ojea Quintana–, en las deliberaciones se logró constatar una atmósfera de flexibilización para los negocios que se avizoran para ese sector en los próximos años en el ámbito local.

Ayer trascendió en ese evento que ya se encuentra en fase de elaboración un proyecto de resolución de la Secretaría de Energía que abrirá paso al Plan Gas Plus III, cuyos precios de provisión y compra de ese hidrocarburo podrán dirimirse con entera libertad entre las partes. Es decir que las compañías petroleras y los grandes usuarios podrán cerrar los contratos de sus transacciones de gas bajo parámetros económicos más acordes con los costos de explotación de ese hidrocarburo y por ende en forma más satisfactoria para la obtención de una rentabilidad apropiada.

Esa decisión del Gobierno prevé anticipar la puesta en explotación de reservas que estaban a la espera del reconocimiento de mejores remuneraciones que las que hasta hoy se retribuyen en el mercado interno. A título de ejemplo de los contratos que ya comenzaron a ver la luz puede citarse el acuerdo suscripto entre Apache Argentina con el Grupo Pampa Energía, cuyo precio se definió entre las partes sobre la base de un valor de u$s5 el millón de BTU (unidad calórica británica equivalente a 26,32 metros cúbicos de 9.600 kilocalorías).

Ese gas será utilizado por Pampa Energía para la alimentación de un ciclo combinado en vías de montaje en su central Termoeléctrica Loma La Lata, donde está sumándose una turbina de 187 MW cuya producción se comercializará bajo el Programa de Energía Plus. El precio fijado entre proveedores y compradores dentro del Plan Gas Plus III triplicaría los valores promedio de u$s1,60 por millón de BTU a los que todavía se remunera el gas en la boca del pozo. Ese mayor precio del Gas Plus III reportaría un estímulo formidable para el laboreo de yacimientos de gran complejidad, como son los contenidos en arenas compactas. Según comentarios efectuados hace poco tiempo por el titular de Energía, Daniel Cameron, los yacimientos gasíferos contenidos en arenas compactas podrían aportar unos 25 millones de m3 diarios adicionales a los 135 millones de m3 que actualmente se extraen en el país, siempre diariamente.

Existe la visión entre muchos empresarios petroleros que el gas que se comercializa en el sector industrial y para consumo de usinas podría –cerca del 70% de la producción del país fuera de la época invernal– en etapas progresivas, ir aproximándose a un precio de comercialización “casi similar” al importado desde Bolivia. Aunque los aumentos tarifarios vigentes desde fines del 2008 para ese hidrocarburo llegaron a un universo de casi dos millones de usuarios residenciales que registran altos consumos, quedaron al margen de registrar toda variación en sus facturaciones casi 4.500.000 casas de familia abastecidas por redes.

Con el Plan Gas Plus III el Gobierno busca extremar los estímulos económicos para lograr mayores inversiones en la búsqueda de nuevas reservas de gas. Ayer el vicepresidente del directorio de la estatal Gazprom, Alexey Miller, sostuvo que “el siglo XXI va a ser el siglo del gas natural”. Es pos de esa estrategia, Miller explicó que la columna vertebral del negocio gasífero “es contar con la mayor cantidad de contratos a largo plazo” entre productores y consumidores. Gazprom tiene comprometida en Europa una provisión de 3 trillones de m3 de gas natural. En vaga referencia a la región dijo que se mantienen acuerdos de cooperación con Venezuela y Bolivia.

BRUFAU PREVÉ QUE EL GAS NO CRECERÁ EN DEMASÍA

El presidente de RepsolYPF, Antonio Brufau, explicó ayer en la Conferencia Mundial de Gas que sesiona en esta capital que “ante las circunstancias volátiles y complejas que planteó la crisis financiera global”, los precios del petróleo se redujeron en forma notable aunque actualmente las cotizaciones del gas “no se recuperaron como las del crudo”. En su diagnóstico sobre ese sector opinó que la participación del gas en la matriz energética primaria mundial se mantendrá hacia el 2030 en un porcentaje similar al actual, que es del 22%, lo que atribuyó a los esfuerzos de racionalización y usos tecnológicamente más eficientes que están en vías de concretarse.

Sin hacer acotación alguna sobre el mercado nacional, el directivo barcelonés expresó que “existen en todo el mundo reservas comerciales de gas para 60 años a un consumo como el actual y que el precio que tiene ese hidrocarburo va a medirse más que nada por consideraciones geopolíticas, pero también por el rol creciente de crecimiento que exhibe el GNL”. Brufau comentó sobre ese commodity que a su entender “va haber exceso de oferta de GNL”, lo que planteará para los productores una situación de operación de sus trenes de licuefacción por debajo de su potencial operativo, lo que obligará a flexibilizar los precios en función de sus destinos de comercialización. DE TGS GASODUCTO SUBMARINO EN MARCHA

En la 24º Conferencia Mundial de Gas el director de Asuntos Regulatorios de TGS, Daniel Perrone, confirmó que en pocos días hará su arribo al país una de las embarcaciones que se abocará al tendido del nuevo ducto submarino de 37 km de extensión por instalarse sobre la boca atlántica del Estrecho de Magallanes. Ese ducto hará factible la inyección al continente de un volumen adicional de gas que llegará, en una etapa final, a 17 millones de metros cúbicos diarios provenientes de campos marinos explotados por el consorcio Cuenca Marina Austral (Total, Wintershall y Pan American Energy) y por otras petroleras activas en Tierra del Fuego. La obra en marcha demandará una inversión ubicada en u$s250 millones y haría posible, entre otros beneficios, acotar las importaciones de gas que tienen lugar desde Bolivia o bajo la modalidad de GNL. Ese gasoducto submarino estaría en servicio para mayo de 2010, o aun antes