Los precios internacionales son un incentivo para la producción de hidrocarburos nacionales, que en junio continuó creciendo
El nuevo Reporte de Energía, que elabora el Instituto de Energía de la Universidad Austral, destaca el tanto el crecimiento de las producciones de gas y de crudo, así como también el crecimiento sostenido de las exportaciones: "ambas muy superiores a la del año pasado".
Además de analizar los datos técnicos, Roberto Carnicer, su director, brinda su mirada sobre la quita de subsidios en las tarifas. “Es un paso hacia la transparencia de los costos de la energía a los consumidores finales, aunque la segmentación es complicada y poco clara”, expresa.
La proximidad del otoño europeo y el fantasma de un posible corte de suministro total por parte de Rusia generan una expectativa de precios de gas cada vez más altos. La última edición del Reporte Energético, que elabora el Instituto de Energía de la Universidad Austral, remarca que los altos precios del gas internacional afectarán la importación de GNL para lo que resta del invierno argentino.
Sobre ello, Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la UA, sugiere que, ante el escenario internacional de precios extraordinariamente altos de gas natural, “la importación de Gas Oil es más conveniente que el GNL para abastecer a las centrales térmicas”.
Por otro lado, el académico de la Austral destaca como buenas noticias: la producción de gas y la de crudo siguen creciendo “gracias a la producción no convencional, que en gas alcanzó los 140 MMm3d mientras que crudo fue de 580 kbd. El informe detalla que las exportaciones de gas -en lo que va del año- fueron en promedio de los 6 MMm3/d, y en crudo continúan creciendo sostenidamente, ambas muy superiores a la del año pasado”.
“Los precios internacionales representan una oportunidad y un incentivo para la producción de hidrocarburos nacionales”, sostiene Carnicer, pero advierte: “Para lograr el auto abastecimiento requerimos no solo del primer tramo de gasoducto NK, sino el segundo tramo que debiera encararse a la brevedad”.
Con respecto los valores de los precios internacionales en detalle, Carnicer explica que “los precios en Europa -como consecuencia de que el corte técnico de gas de tres días de duración. programado para fin de agosto por Gazprom hacia Alemania d se pudiera transformar en permanente- han generado precios de gas de 77 usd/MMbtu en Europa, 10 u$d/MMbtu (Henry HUB USA) y 60 u$d/MMbtu en JKM (Japan Korea Marker). Por su parte, el crudo, con un precio Brent de 100 u$d/bbl, aunque es alto, no ha crecido en los niveles del gas natural licuefaccionado (GNL); por lo que los precios de Gas Oil están inferiores al GNL”.
A nivel nacional, el especialista del Instituto de Energía, expone que el precio para el mercado residencial y para las centrales térmicas está acordado a valores de 4.2 a 4.3 usd/MMbtu por el plan Gas.Ar. “El mercado industrial está liberado, pero, aunque los precios internacionales han afectado el precio doméstico, nunca es del nivel de precios de Europa o Asia, está en un promedio de 6 y 8 usd/MMbtu más cercanos a Henry Hub”, añade. Es importante remarcar que a dólar oficial.
Quita de subsidios y Déficit Comercial Energético
Respecto de la quita de subsidios a las tarifas de gas, Carnicer expresa que se trata de “un paso hacia la transparencia de los costos de la energía a los consumidores finales, aunque la segmentación es complicada y poco clara”.
En el informe se detalla que el déficit comercial energético, producto de los altos precios internacionales de Gas Natural y GO, superó ya los 6.000 millones de dólares en lo que va del año. En junio, por ejemplo, fue próximo a los 2.000 millones de dólares. “Esto demuestra la urgencia de, en primer lugar, la quita de subsidios ante el crecimiento del déficit de la balanza energética; segundo, la generación de las condiciones adecuadas para concretar las obras de infraestructuras para incrementar la producción para abastecer el mercado doméstico y de exportación”, sostiene Carnicer y agrega: “La participación del sector privado en condiciones económicas estables, claras y perdurables en el tiempo es el vehículo más adecuado para desarrollar estas obras”.
En junio 2022, expresa el informe, se alcanzaron los 140 MMm3/d de gas de los cuales 79 MMm3/d fueron no convencional, representando el 59% de la producción total. Mientras que en crudo fueron 580 kbd, siendo el 42% de no convencional.
Finalmente, con respecto a incentivos a la producción comenta que “la aplicación del DNU 277, de mayo pasado, y su decreto de implementación que creó el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo (RADPIP) y el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (RADPIGN), de aplicación a empresas que operan en las cuencas hidrocarburíferas y a otras que podrán sumarse como socias, tuvo sensación de poco”, remarca Carnicer. “Asegurar condiciones adecuadas para la exportación, solucionar la injusta doble tasa de cambio y el acceso a las divisas son temas imprescindibles para el desarrollo del sector”, concluye el director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.
No hay comentarios.:
Publicar un comentario