TGNO4 Transp. Gas del Norte

[Tecnicalpro]

CÓMO SORTEAR LA FALTA DE FINANCIAMIENTO
Un nuevo plan de incentivos, la clave para destrabar la construcción del gasoducto

Con un esquema similar al utilizado por el RenovAr, Energía prepara una licitación para desarrollar gas local con el doble objetivo de reemplazar GNL importado y asegurar volúmenes de gas para las ampliaciones del sistema de gasoductos. Cómo jugará Cammesa.

Con el riesgo país nuevamente en la banda de los 700 puntos, la ampliación del sistema de transporte de gas —una de las prioridades de Gustavo Lopetegui— es una tarea enmarañada con exiguas probabilidades de éxito. Conseguir en este contexto financiamiento internacional para solventar obras por 1000 o 1500 millones de dólares en el país será muy complejo, advierten los empresarios del sector petrolero.

¿Cuál es la estrategia del secretario de Energía para intentar viabilizar en esta coyuntura adversa la construcción de un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén hasta Rosario o concretar la ampliación de ductos ya existentes?

La alternativa que están bosquejando los técnicos del Ministerio de Hacienda consiste en atar la licitación de obras de transporte de gas al lanzamiento de un nuevo plan de incentivos a la producción del hidrocarburo que estará específicamente acotado al incremento de la oferta de gas durante los meses de invierno para reemplazar importaciones de Gas Natural Licuado (GNL). Esa cuenta se llevó el año pasado unos US$ 1200 millones, según datos oficiales.

¿Por qué Lopetegui quiere vincular las dos licitaciones, cuyos borradores iniciales se conocerá a fin de mes?
Porque para garantizar el sentido técnico y económico de la ampliación del sistema de transporte es condición sine qua non asegurar los volúmenes adicionales del fluido para utilizar esa capacidad adicional. De nada sirve tender un caño nuevo si, una vez construido, no hay gas para transportar hasta el área metropolitana.

¿Cuál es, entonces, el plan para que las petroleras inviertan en nuevos desarrollos de gas justo en un momento en que el precio parece haberse amesetado porque la recuperación de la producción generó excedentes de oferta de verano que presionan a la baja del valor del hidrocarburo?
La respuesta: garantizándoles a las productoras que percibirán durante determinada cantidad de tiempo un precio competitivo del gas atado a la cotización del GNL.
El razonamiento de Lopetegui es el siguiente: en lugar de gastar dólares para importar gas por barco durante los cuatro o cinco meses de frío, es preferible desembolsar pesos equivalentes a la divisa norteamericana en el mercado interno para incentivar la producción de gas. “Que además de generar puestos de trabajo y el desarrollo de la economía, impacta también en la recaudación porque las petroleras pagan un 35% de Ganancias e Ingresos Brutos a las provincias”, precisó a EconoJournal un funcionario del área energética.

Lo que sostienen algunas petroleras como YPF es que si el Estado paga un precio internacional del gas por los meses de invierno, ese dinero es suficiente para repagar el desarrollo de nuevos campos gasíferos a una tasa de retorno adecuada. “Con un precio de 7 u 8 dólares sería rentable perforar pozos que sólo estén operativos cinco meses del año. Se repagarían con una TIR (tasa interna de retorno) adecuada”, señaló el director de Gas de una petrolera.

¿En qué tipo de licitación están pensando los funcionarios de Energía? En un esquema similar al que utilizó el programa RenovAr, que incentivó la instalación de centrales de generación de energías renovables. El Estado licitará determinado volumen de producción de gas. Si decide construir un nuevo gasoducto deberá conseguir una oferta de entre 20 y 30 millones de metros cúbicos de gas por día del fluido. Si opta por impulsar ampliaciones puntuales en tuberías ya instaladas —una alternativa que está en estudio—, se contentará con algo menos.
En términos simplificados, las petroleras ofrecerán determinados volúmenes de gas a un precio a su elección. El Ejecutivo adjudicará las que ofrezcan precios más bajos del gas. En los úotimos tres años varias petroleras propusieron a Energía esquemas parecidos, pero nunca se cristalizaron en iniciativas concretas.
En Energía piensan a la licitación en clave de reactivación de los proyectos de inversión de gas que no fueron aprobados bajo el paraguas de la resolución 46. Restan todavía definir múltiples aspectos de la licitación. Entre ellos qué rol jugará el Estado como consolidador de la nueva oferta de gas.

Una de las alternativas que se baraja es que IEASA (ex Enarsa) o Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), funcionen como los nuevos tomadores (o compradores) de la producción de gas que se adjudique a las petroleras. La posibilidad que preferirían en Energía es que sean las generadoras eléctricas quienes salgan a contratar el gas, pero en los hechos no parece una alternativa viable en los tiempos que maneja el gobierno.


La lección de Bolivia

El gobierno tiene en contra la fragilidad de la macroeconomía, que nuevamente parece estar frente a un stress cambiario y complica el financiamiento; el año electoral, que atenta contra la gestión, y el escaso tiempo para diseñar una licitación consistente. A favor, la gestión del área energética parece ofrecer por primera vez durante el gobierno de Cambiemos una potente cohesión interna. Aunque él mismo acepte públicamente que no tiene formación en el área energética, Lopetegui maneja una botonera que sus antecesores en el cargo —Juan José Aranguren y Javier Iguacel— no poseían.

El ex vicejefe de Gabinete está a golpe de teléfono del presidente Mauricio Macri. La validación de iniciativas es más sencilla. Al mismo tiempo, construyó una relación positiva en materia de gestión con el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne. Sus enfoques y capacidad de resolución parecen estar alineados. Las internas que en el pasado esmerilaron la gestión energética del gobierno se disiparon o, al menos, atenuaron significativamente.

El equipo de Lopetegui es acotado, pero está encima de los asuntos prioritarios e intenta dar respuestas en tiempo y forma. La interacción con organismos autárquicos como el Enargas también funciona en una atmósfera menos densa que hasta hace algunos meses.

El pragmatismo con que el gobierno resolvió el conflicto por el gas con Bolivia da cuenta del estilo de gestión del secretario de Energía. Hasta principios de enero las negociaciones con el gobierno de Evo Morales estaban estancadas. Prácticamente no había diálogo. Existían chances reales de que el diferendo por el contrato de importación de gas termine en un arbitraje internacionales.

Una vez en funciones, Lopetegui y sus asesores dieron pasos concretos para descomprimir esa situación. Invitaron a funcionarios bolivianos a Buenos Aires para retomar la senda de conversaciones por canales más amistosos. Y tras una negociación express entre técnicos de ambos países lograron firmar en poco más de un mes una adenda al contrato de importación que medianamente dejó satisfechos a ambos países.

[Viruela]

Arriba de 68 hay vida. Por ahora creo que fue una oportunidad los que compraron debajo de ese precio.
Veremos como sigue la joda en el merval.

TGNO 68.5

[Tecnicalpro]

$ 68,50
$ 1,00 + (1,48 %)

Operados $ $ 17.776.356,90

Sostienen los $68,00

[Gabyconso]

igual feo feo..todo..

No tanto. Aumento mucho el Volumen manejado en el Merval, 1500 palos, eso es buena señal.

[ljoeo]

igual feo feo..todo..

[Gabyconso]

Alta manejada...jaja

No la quieren abajo

[brianjordan]

safamos aunque el cierre no es ese, logre comprar con 1 poco de cagaso a 65.5 xq tengo bastante y x las dudas me desprendi de algo a 67.5 xd

[ljoeo]

appaa +

[gustavito]

Sin ser para nada un experto en el tema. Me parece que una modificacion que potencie los actuales gasoductos seria mas beneficioso para la empresa. La viavilidad la tendria que explicar un experto.

[Gabyconso]

Qué fea vela (hasta ahora). Veremos a la tarde qué pasa.

La misma vela en varias...hasta el mervalucho, rechazo total a los 37,5K...

[brianjordan]

horrible vela hasta el momento si... como la dan vuelta, no la dejan correr nunca

[Tecnicalpro]

AR$ 66,40
-1,62% (AR$ -1,10)
Puntas de Compra
3608 x AR$ 66,200
1000 x AR$ 66,100
3554 x AR$ 66,000
306 x AR$ 65,300
7 x AR$ 65,200
Puntas de Venta
AR$ 66,400 x 20
AR$ 66,500 x 1050
AR$ 66,600 x 402
AR$ 66,700 x 996
AR$ 66,900 x 587

Operados $ 5.573.301,20

[Pocoyo]

Qué fea vela (hasta ahora). Veremos a la tarde qué pasa.

[MJS1977]

Lo más importante de la nota que pegó Tecnicalpro para TGN es esto:
"La novedad de las últimas dos semanas es que desde el Enargas y también algunos colaboradores de Lopetegui plantearon al secretario analizar qué es más conveniente:
Si construir desde cero un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén (sería el cuarto desde esa cuenca y el primero en instalarse desde 1988)
o si, en cambio, es preferible realizar mejoras puntuales en gasoductos existentes (agregar compresión o loops en distintos tramos). El ente regulador y la Subsecretaría de Hidrocarburos, que dirige Carlos Casares, avanzarán en los próximos días con las evaluaciones técnicas para despejar esa incógnita."

[Tecnicalpro]

Hoy, 09:47
Vaca Muerta
Gas: Definen licitación para sumar capacidad de transporte desde Neuquén

Por pedido del Presidente, la Secretaría de Energía trabaja contrarreloj para presentar a finesde febrero el borrador de la licitación para construir un nuevo gasoducto troncal. El Plan B que contempla Lopetegui. El rol de de Techint y los cambios con relación a la idea original de Iguacel.

El presidente Mauricio Macri tiene una obsesión en materia energética: poder anunciar en los próximos tres meses la construcción de un nuevo gasoducto troncal desde la cuenca Neuquina. Es, sin duda, la obra más importante que tiene por delante la Argentina hasta 2020. La ampliación de la capacidad de transporte es un paso obligatorio para dejar de pagar una factura millonaria por el gas importado que llega en el invierno. La compra de GNL para la terminal regasificadora de Escobar costará este año cerca de US$ 1200 millones.

Si algo dejó el claro la discusión por la resolución 46/2017 del entonces Ministerio de Energía, que creó un programa de estímulo (a través de subsidios directos del Tesoro) a la producción no convencional de gas, es que la Argentina está en condiciones de extraer el hidrocarburo a precios competitivos. Ya no de US$ 7 por millón de BTU como contempla el plan de incentivos para 2019, sino en valores cercanos a los 5 dólares.

En el mercado petrolero señalan que pozos como los que perforó Tecpetrol en Fortín de Piedra —su campo de shale gas en Vaca Muerta— se repagan, con una tasa de retorno adecuada, con un precio cercano a los 4,50 dólares. Son pozos que a la petrolera de Techint le cuestan unos US$ 12 millones y arrancan con una producción inicial que en algunos casos superan los 450.000 metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas. Tecpetrol obtuvo excelentes resultados en ese reservorio, pero otras petroleras también perforaron pozos que están muy por encima de los que se perforaban en Vaca Muerta hasta hace dos años. Pan American Energy (PAE), por ejemplo, colocó en 2018 pozos horizontales en Aguada Pichana Oeste (APO) que producen más de 320.000 m3/día de shale gas.

La perforamance de los últimos desarrollos de gas en Neuquén —y también en la cuenca Austral, donde empresas como CGC apostaron con buenos resultados a la explotación de tight gas— permitió actualizar algunos casilleros de la ecuación económica del desarrollo de gas en la Argentina. Hasta fines de 2016 la mayoría de las petroleras reparaba en que los nuevos proyectos de gas requerían precios cercanos a los US$ 6 por MMBTU para ser rentables. Hoy, esas mismas empresas reconocen que un precio de mercado cercano a los 5 dólares, la inversión también se repaga. Este año el precio promedio del gas en el mercado rondará, probablemente, los US$ 4,50 si se contempla el precio que pagan hogares, grandes industrias y centrales de generación.

Es decir, la opción de reemplazar el gas importado —que, como reconoció a EconoJournal un alto funcionario del gabinete económico, obliga a gastar dólares que hoy la Argentina no tiene y ni siquiera tributa impuestos en la Argentina— se presenta, a priori, como viable desde lo técnico (el recurso existe) y lo económico (se puede explotar de forma rentable).

Por qué es importante

El impedimiento es la falta de capacidad de transporte para llevar el hidrocarburo desde el yacimiento hasta los centros urbanos.

“El gas está y somos capaces de extraerlo a valores competitivos, con precios de 5 dólares o incluso menos”, reconoció el presidente de una petrolera. No sólo por el potencial de Vaca Muerta, sino también por el aporte de campos de tight gas (arenas compactas de baja permeabilidad) y incluso desde yacimientos maduros que se podrían explotarse con mayor eficiencia.

YPF, por caso, ralentizó la extracción de tight gas de proyectos como Lajas y Río Neuquén (un área que comparte con Pampa Energía y Petrobras Brasil) porque hoy no existe capacidad de transporte disponible para inyectar más gas desde Neuquén. La petrolera controlada por el Estado incluso debió cerrar pozos por unos 800 millones de metros cúbicos de gas en 2018 por falta de mercado. “Fue una de las consecuencias distorsivas de la resolución 46, que permitió que el gas no convencional subsidiado (más caro para el Estado) desplazara a gas viejo mucho más barato”, explicaron allegados a la compañía que preside Miguel Gutiérrez.

Por eso, el gobierno quiere ahora apurar la construcción de un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén o, en su defecto, impulsar un paquete de obras que permitan ampliar los caños existentes.

Detalles

El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, quiere publicar a fines de febrero el borrador de la licitación para tender una nueva tubería hasta Rosario para abastecer al anillo del área metropolitana. El marco regulatorio otorga a empresas y otros actores involucrados un plazo de 40 días para que presenten comentarios y propuestas sobre el texto original.
La meta del gobierno es estar en condiciones de lanzar formalmente la licitación a fines de abril.
La novedad de las últimas dos semanas es que desde el Enargas y también algunos colaboradores de Lopetegui plantearon al secretario analizar qué es más conveniente:
Si construir desde cero un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén (sería el cuarto desde esa cuenca y el primero en instalarse desde 1988)
o si, en cambio, es preferible realizar mejoras puntuales en gasoductos existentes (agregar compresión o loops en distintos tramos). El ente regulador y la Subsecretaría de Hidrocarburos, que dirige Carlos Casares, avanzarán en los próximos días con las evaluaciones técnicas para despejar esa incógnita.

Escollos

El principal escollo que deberá sortear el gobierno para traccionar el proyecto es el financiero. Con el riesgo país orillando los 700 puntos, la endeblez cambiaria aún vigente y en la antesala de una elección presidencial, será complicado conseguir crédito internacional para la Argentina para una obra que costará más de US$ 1500 millones.
Hasta su salida del cargo, el ex secretario de Energía, Javier Iguacel, tenía avanzadas negociaciones con Tecpetrol para que el grupo Techint se encargue, por su cuenta, de construir el gasoducto Neuquén-Rosario bajo el paraguas de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos). Tecpetrol iba a solicitar al Ejecutivo autorización para tender un nuevo caño que sería declarado como un gasoducto de captación o gathering. El grupo Techint estaba dispuesto a solventar el proyecto con equity y financiamiento propio. Existía incluso un acuerdo con TGN y TGS para crear, en la práctica, una nueva transportista que se encargaría de la operación y mantenimiento del caño. Techint quería iniciar las obras de construcción en marzo para que la primera etapa del gasoducto esté operativo para el invierno de 2020. Pero la discusión por la adecuación de la resolución 46 parece haber enterrado esos planes.

Los mismos de siempre

Pese a todo, el gobierno confía en que, más allá de la endeblez macroeconómica, logrará traccionar inversiones de la mano de empresas con accionistas locales. Esa lista conforma un quinteto inicial de compañías: YPF, Pan American Energy (PAE), liderada por Marcos Bulgheroni, Pampa Energía (que controla Petrolera Pampa, su brazo petrolero, y tiene participación en TGS junto con el grupo Sielecki y los Werthein), Techint (con Tecpetrol y TGN) y Pluspetrol, la tercera petrolera privada del país.

Regulación

Lopetegui se inclina hoy por impulsar la obra según los parámetros de la Ley 24.076 (del Gas), aunque abogados de Hacienda deben terminar de analizar a fondo los antecedentes legales del proyecto.
La posición del secretario de Energía está en línea con el dictamente del Enargas y de asesores del Ministerio de Hacienda, que se oponían a que un gasoducto troncal que atravesará cuatro provincias y tendrá más de 1200 kilómetros de extensión pueda ser declarado como un caño de captación.
Lo complejo —al margen del escaso financiamiento disponible para el país— es cómo asegurar la oferta de gas para una cañería de gran porte que, según el diseño original del proyecto, transportaría unos 30 MMm3/día de gas.

¿Qué petroleras garantizarán la producción para justificar el gasoducto?

Hasta el mes pasado, Tecpetrol estaba dispuesto a asumir esa responsabilidad y cubrir una cuota importante de la capacidad de transporte adicional con el gas que extrae desde Vaca Muerta. Hoy, eso no está tan claro.
Lopetegui apunta a linkear la licitación para ampliar el sistema de transporte de gas con un nuevo plan de incentivos cuyo objetivo estará delimitado a reemplazar el gas importado que llega por barco en formato de GNL. El borrador de esa iniciativa también se dará a conocer en las próximas dos semanas.

Fuente Econojurnal