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ENERGÍA

GNL argentino: La norma para aumentar la competencia

Liberarán la capacidad de regasificación para aumentar la competencia entre petroleras

ENERNEWS/ADN Sur

El Ministerio de Energía y Minería de Argentina implementará en las próximas semanas un mecanismo temporario para poner a disposición de terceros la capacidad de regasificación, con miras a “promover una mayor competencia tanto en el upstream (producción) como en el downstream (comercialización) de la cadena de valor del gas natural”.

En ese sentido, la cartera puso a consideración de los actores sectoriales el proyecto de Regulación Económica del GNL, que apunta además a “garantizar la seguridad del abastecimiento de gas en el país, al diversificar las fuentes de suministro”.

La intención es “garantizar el uso eficiente de la infraestructura y prevenir comportamientos estratégicos de bloqueo de capacidad”, según el documento que el Ministerio publicó hoy en su página de internet.

En ese sentido se consideró “necesario facilitar la existencia de un mercado secundario de capacidad, donde el titular de la capacidad primaria pueda negociar libremente la cesión del derecho de su uso a un tercero”.

El objetivo de la regulación es “la libre negociación de la capacidad”, señala el documento elaborado por las subsecretarías de Exploración y Producción, y de Escenarios y Evaluación de Proyectos.

Ese nuevo marco debería estar acompañado de “un mecanismo de reasignación forzosa de la capacidad, en caso de que algún usuario no informe al operador de la planta de GNL, con un plazo determinado de antelación a la fecha de cierre del slot correspondiente para el uso de la capacidad”.

“Con esta estructura se procura impedir que un usuario bloquee por motivos estratégicos el ingreso de gas natural al sistema de transporte”, sostiene el proyecto.

El documento recuerda que tras la crisis de los años 2001-2002 el país volvió a convertirse en un importador neto de gas natural, en un primer momento para cubrir los picos estacionales de consumo en invierno, aunque a partir de 2007 las importaciones “se volvieron parte estructural del abastecimiento”.

Eso se debió “a la creciente divergencia existente entre una demanda creciente, con propensión al sobreconsumo por la presencia de subsidios, y el declino en la producción local de gas natural, debido a la insuficiencia de inversiones, en un contexto de distorsiones de precios”.

Las dos terminales de recepción de GNL de Argentina están ubicadas en Bahía Blanca y Escobar, ambas en la provincia de Buenos Aires. Las terminales se construyeron después de que el país se convirtió en un importador neto de gas a fines de la década de 2000, después de concluir una década como exportador regional constante.

El esfuerzo para permitir que el sector privado use los terminales de regasificación se alinea con una campaña más amplia del gobierno para abrir el sector energético altamente regulado y permitir que los generadores de energía compren su propio combustible.

En el apogeo de los meses de invierno en el hemisferio sur, las centrales térmicas a menudo tienen que quemar diesel más caro porque el gobierno prioriza el suministro de gas natural para uso residencial, donde el combustible se usa para calefacción.

En los últimos cinco años, Argentina importó entre 20% y 25% de su consumo de gas natural, y alrededor de 50% a 55% de esas importaciones correspondió a GNL, según el Ministerio de Energía. El país también importa gas de gasoducto desde Bolivia y recientemente comenzó a importar GNL regasificado en Chile durante los períodos de mayor demanda.

El año pasado, Enarsa descartó los planes preliminares para construir una tercera terminal de GNL, optando por buscar la expansión de la capacidad en una de sus terminales existentes.

La administración también promueve la exploración no convencional de gas como una forma de reducir las importaciones a través de un programa de subsidios.

El Presidente de Argentina Mauricio Macri dijo en 2016 que su objetivo era terminar con las compras de GNL en "cinco o seis años" en función del rico potencial de gas no convencional que posee el país.

En los últimos cinco años, puntualiza el documento, el país importó entre 20 y 25% de su consumo de gas natural, mientras 50-55% de esas importaciones provinieron de la regasificación de Gas Natural Licuado (GNL o LNG según sus siglas en inglés).

“Diferentes escenarios posibles de demanda y producción local indican que las importaciones continuarán siendo una fuente estructural de la oferta de gas natural, al menos en el corto plazo”, agrega la propuesta de regulación.

La capacidad de importación de gas natural, así, “continuará jugando un rol importante en el abastecimiento de la demanda interna, aún cuando la utilización de dicha capacidad pueda verse reducida por el aumento de la producción local”.

“Estas plantas fueron estructuradas con un modelo de gestión cerrado, que no contemplaba la posibilidad de que terceros utilicen parte de la capacidad de regasificación”, describe el documento.

Bajo el modelo actual, que se busca modificar, la compañía con capital mayoritario estatal YPF opera, mantiene y gestiona las plantas por encargo de la también estatal Enarsa, que comercializa el gas empaquetado con el servicio de regasificación en el mercado regulado, con facultades sobre el despacho de gas a diferentes sectores.


 

EL DECRETO DEL  MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA

Resolución 12-E/2018

Ciudad de Buenos Aires, 20/01/2018

VISTO el Expediente N° EX-2017-03016580-APN-DDYME#MEM y la Resolución N° 46 del 2 de marzo de 2017, modificada por la Resolución N° 419 del 1 de noviembre de 2017, ambas del registro del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, y

CONSIDERANDO:

Que la Ley N° 17.319 establece en su artículo 2° que las actividades relativas a la explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos se desarrollarán conforme a las disposiciones de dicha ley y las reglamentaciones que dicte el PODER EJECUTIVO NACIONAL, quien tiene a su cargo fijar la política nacional con respecto a tales actividades, teniendo como objetivo principal satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad, conforme a lo establecido en su artículo 3°.

Que, a su vez, la Ley Nº 26.741 determina que el PODER EJECUTIVO NACIONAL, en su calidad de autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas conducentes al logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.

Que mediante la Resolución N° 46 del 2 de marzo de 2017 de este Ministerio se creó el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” (en adelante el “Programa”), con miras a acelerar el paso de la etapa piloto a la etapa de desarrollo de las concesiones de explotación correspondientes.

Que en dicho acto se estableció que podrán adherir al Programa las empresas titulares de concesiones de explotación ubicadas en la Cuenca Neuquina, que cuenten con un plan de inversión específico para su participación en aquel, aprobado por la Autoridad de Aplicación Provincial, y que cuente con la conformidad del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, a través de la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS.

Que en función de los análisis realizados por este Ministerio, corresponde efectuar las modificaciones pertinentes al Programa a los efectos de hacer aplicables los incentivos allí previstos a las concesiones adyacentes que sean operadas de manera unificada y cumplan con las demás condiciones que se establecen en la presente.

Que, asimismo, las empresas interesadas en participar del Programa han sufrido algunas demoras en la tramitación y aprobación de sus planes de inversión específicos, lo que requiere adecuar la fecha de pago de la primera compensación bajo el Programa y, correlativamente, efectuar las correspondientes revisiones relacionadas con el Pago Provisorio Inicial.

Que la DIRECCIÓN GENERAL DE ASUNTOS JURÍDICOS del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA ha tomado la intervención que le compete.

Que la presente medida se dicta en ejercicio de las facultades conferidas por el artículo 23 nonies de la Ley de Ministerios (Texto Ordenado por el Decreto Nº 438 del 12 de marzo de 1992) y sus modificaciones, y el artículo 3° del Decreto N° 272 de fecha 29 de diciembre de 2015.

Por ello,

EL MINISTRO DE ENERGÍA Y MINERÍA

RESUELVE:

ARTÍCULO 1°.- Sustitúyese la definición de “Concesión/es Incluida/s” prevista en el punto “I. Definiciones” del ANEXO a la Resolución N° 46 del 2 de marzo de 2017 de este Ministerio -sustituido por el artículo 1° de la Resolución N° 419 del 1 de noviembre de 2017 de este Ministerio- por la siguiente:

“Concesión/es Incluida/s: son aquellas concesiones que producen Gas No Convencional, ubicadas en la Cuenca Neuquina, que cuenten con un plan de inversión específico para su participación en el presente Programa, aprobado por la Autoridad de Aplicación Provincial, con la conformidad de la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS para ser incluidas en el Programa. El cumplimiento del referido plan será verificado en forma semestral por la Autoridad de Aplicación Provincial, quien efectuará el control y certificación de inversiones previstas, informando a la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS aquellas Concesiones Incluidas que hubieran incumplido dichas inversiones, a los fines de su baja del Programa. A solicitud de las empresas participantes en las respectivas concesiones, la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS podrá considerar como una única Concesión Incluida a aquellas concesiones que, durante la vigencia del Programa, cumplan con todas y cada una de las siguientes condiciones conjuntas: (A) que sean adyacentes; (B) que cuenten con un plan de inversión aplicable en común a dichas concesiones; (C) que sean operadas en forma conjunta utilizando, sustancialmente, las mismas instalaciones de superficie; y (D) que: (i) las empresas integrantes del consorcio titular de dichas concesiones tengan, en todas las concesiones involucradas los mismos porcentajes de participación; y (ii) durante la vigencia del Programa, toda cesión de un porcentaje de participación en el consorcio titular de alguna de las concesiones integrantes de la Concesión Incluida se efectúe de manera conjunta y simultánea con la cesión de idéntico porcentaje de participación en todas las concesiones integrantes de dicha Concesión Incluida”.

ARTÍCULO 2°.- Sustitúyese el último párrafo del punto “II. Adhesión al Programa” del ANEXO a la Resolución N° 46/2017 de este Ministerio -sustituido por el artículo 1° de la Resolución N° 419/2017 de este Ministerio- por el siguiente:

“Con excepción de lo previsto en el Punto III del presente Anexo (COMIENZO ANTICIPADO EMPRESAS PLAN GAS II), la primera Compensación por Producción Incluida bajo el presente Programa será: (i) para las solicitudes de adhesión al Programa presentadas hasta el 31 de enero de 2018 la correspondiente al mes de enero de 2018; y (ii) para las solicitudes de adhesión al Programa presentadas con posterioridad al 31 de enero de 2018, la correspondiente al mes en que la empresa haya presentado la solicitud de inclusión al Programa”.

ARTÍCULO 3°.- Sustitúyese el apartado 10 del punto “I. Definiciones” del ANEXO a la Resolución N° 46/2017 de este Ministerio -sustituido por el artículo 1° de la Resolución N° 419/2017 de este Ministerio- por el siguiente:

“10. Pago Provisorio Inicial: es el pago equivalente al OCHENTA Y CINCO POR CIENTO (85%) de la Compensación calculada en base a las proyecciones informadas por la empresa, para los meses comprendidos entre: (i) (a) enero 2018, para las solicitudes de adhesión al Programa presentadas hasta el 31 de enero de 2018; o (i) (b) la correspondiente al mes en el que la empresa haya presentado la solicitud de inclusión al Programa, para las solicitudes de adhesión al Programa presentadas con posterioridad al 31 de enero de 2018; y (ii) el mes de inclusión de la empresa al Programa. En el caso de inclusión de nuevas concesiones el período a considerar será el que va desde el mes de presentación de la solicitud de incorporación al Programa de una nueva concesión y el de la incorporación de dicha nueva concesión como Concesión Incluida. Todo ello sin perjuicio de lo previsto en el último párrafo del Punto II del presente Anexo. A los efectos del cálculo de este Pago Provisorio Inicial, la SRH realizará una estimación del Precio Efectivo”.

ARTÍCULO 4°.- Sustitúyese el primer párrafo del punto “V.I. PAGO PROVISORIO INICIAL” del ANEXO a la Resolución N° 46/2017 de este Ministerio -sustituido por el artículo 1° de la Resolución N° 419/2017 de este Ministerio- por el siguiente:

“La SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS emitirá una orden de pago correspondiente al Pago Provisorio Inicial antes del último día hábil del mes siguiente a (i) (a) la inclusión de la empresa en el Programa; o (i) (b) febrero 2018, lo que fuera más tarde; o (ii) la incorporación al Programa de una nueva Concesión Incluida”.

ARTÍCULO 5°.- Comuníquese, publíquese, dése a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese. — Juan José Aranguren.

e. 23/01/2018 N° 3645/18 v. 23/01/2018

 

Fecha de publicación 23/01/2018

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