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El recorte fiscal llega a la producción gasífera – Energía&Negocios
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El recorte fiscal llega a la producción gasífera

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Se confirma que no habrá nuevos operadores bajo el paraguas de la Resolución 46 que beneficiaba a la producción de hidrocarburos no convencionales. Para algunos operadores, la medida pone en peligro nuevas inversiones

El ministro de Energía, Javier Iguacel, empezó a tomar decisiones que modificaron algunas políticas tomadas por su antecesor, Juan José Aranguren. La medida más importante, que anunció a fin de julio el ex ejecutivo de Pluspetrol, es por las restricciones fiscales el Estado Nacional que ya no otorgará más subsidios a los nuevos proyectos de producción no convencional de gas, con lo que pone en peligro las multimillonarias inversiones que deberían desembolsarse en Neuquén.

En una visita a la formación no convencional Vaca Muerta, en donde recorrió instalaciones de la empresa Vista Oil & Gas, que tiene como titular al ex presidente de YPF, Miguel Galuccio, el ex director de Vialidad Nacional aseguró que el precio diferencial para el gas otorgado por la Resolución 46/2017 ya está dando los resultados esperados y que no será necesario seguir pagando los US$ 7,50 por millón de BTU (con sendero descendente hasta US$ 6 por millón de BTU hasta fines de 2021) para nuevos proyectos de gas. La única empresa que aprovechó ese precio para realmente mejorar sus cifras de producción fue Tecpetrol, del grupo Techint, con sus operaciones en Fortín de Piedra. Según fuentes del mercado hay otros 18 proyectos que obtuvieron este beneficio y 6 estaban en espera.

A pesar de que el Gobierno repite siempre que se deben “respetar los contratos”, una condición vital e ineludible para fomentar la inversión privada y, en consecuencia, aumentar la producción energética, el achique en los subsidios para el gas (estimados en $ 26.000 millones para 2018) marca una nueva marcha atrás en la política.

El fuerte recorte fiscal que debe hacer el Gobierno también amenaza otros proyectos que acercarían a la Argentina a la “seguridad energética”, tal el concepto que quería lograr Aranguren. La reactivación de las relaciones diplomáticas y comerciales con Estados Unidos, junto a una necesaria baja del gasto público, resultó en la suspensión indefinida de la construcción de dos centrales nucleares financiadas por China, e innumerables demoras en las dos represas hidroeléctricas de Santa Cruz, heredadas del kirchnerismo. Empresarios privados alemanes, por su parte, iban a financiar la represa hidroeléctrica Chihuido en Neuquén, otro proyecto cancelado por el ajuste.

No obstante ello, el Gobierno es optimista con lo que le espera al país en el área energética. Fuentes oficiales contaron que en todo 2018 habrá una suma de US$ 10.000 millones de inversiones energéticas, el área que más dólares atrae el país. Toda esta nueva oferta desembocará en que el gas de Bolivia no sea más necesario a partir de este verano, mientras que en el invierno de 2021 ya no se tengan que comprar más cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para afrontar los picos de demanda. “Queremos convertirnos en exportadores netos de energía”, comentan cerca de la Casa Rosada.

Por primera vez, en el Gobierno se atreven a hablar de “abundancia” y ya piensan en función de cómo administrarla. Por supuesto, suena a disparate hablarlo en presente, mientras todavía siguen llegando barcos con GNL a los puertos de Escobar y Bahía Blanca, y Chile continúa enviando gas que no se produce en el otro lado de la Cordillera sino que se importa de Trinidad y Tobago. Pero aún así, la visión de largo plazo es exportar gas a Chile sin compromisos de reimportación y renegociar el contrato con Bolivia (que se extiende hasta 2026). Asimismo, en los últimos días de julio hubo que cortarle el gas natural a la industria (que lo reemplazó con combustibles como gasoil o fuel oil, más caros) y peligró el abastecimiento de Gas Natural Comprimido (GNC) en algunas ciudades del interior del país.

Por la sobreoferta de gas que imaginan en los despachos oficiales, el precio local estará en menos de US$ 5 por millón de BTU, un valor que incluso ayudará a bajar los costos de generar electricidad (por la gran dependencia de las centrales térmicas), hoy en US$ 74,8 por MWh.

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