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  lunes | 06-11-2017 | 21:26 | Tiempo de lectura 02:30 (501 palabras)
Vaca Muerta: amplían incentivos para aumentar la producción

Se reconocerán precios diferenciales también para las concesiones que ya están en etapa "de desarrollo", además de las que aún están en fase "piloto".

El Gobierno Nacional dio otro paso para incentivar la producción de gas natural no convencional en Vaca Muerta al reconocer precios diferenciales también para las concesiones que ya están en etapa "de desarrollo", además de las que aún están en fase "piloto".

La resolución 419-E del ministerio de Energía, publicada días atrás en el Boletín Oficial, justificó la ampliación del programa al señalar que "resulta también de interés" incrementar la producción de los reservorios no convencionales "que ya se encuentran en la etapa de desarrollo".

La alemana Wintershall, la estadounidense ExxonMobil, la malaya Petronas y la anglo-holandesa Shell (estas dos últimas junto con YPF), entre otras, desarrollan planes piloto de entre 7 y 30 pozos con inversiones que van de US$ 100 millones a US$ 300 millones, consigna la nota de la agencia Télam.

El incentivo apuntó originalmente a acelerar las etapas de desarrollo a plazos de hasta 35 años, en los que deberán invertirse entre US$ 7.000 y US$ 10.000 millones, según los cálculos del gobierno neuquino.

Además de las empresas mencionadas participan en fases de piloto o de desarrollo la francesa Total, la estadounidense Chevron y las nacionales Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía.

El "Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales" fue creado en marzo, mediante la resolución 46, para "acelerar el paso" desde la etapa inicial hasta la siguiente.

En caso de que la empresa adherida al programa no alcance el nivel de producción previsto, "deberá reintegrar los montos de compensación recibidos", actualizados con un interés equivalente a la tasa activa promedio del Banco Nación para operaciones de descuentos comerciales.

La Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos evaluará, antes del 31 de diciembre cada año, la necesidad de solicitar un seguro de caución para garantizar ese reintegro, en función del grado de cumplimiento de la producción esperada presentado por la empresa.

Como se recordará, el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionale fue creado por el Ministerio de Energía y Minería en marzo pasado, mediante la resolución 46, con miras a “acelerar el paso” desde la etapa inicial hasta la siguiente.

El incentivo a las empresas titulares de concesiones de explotación, ubicadas en la cuenca neuquina consiste en un precio mínimo decreciente, que parte de US$ 7,5 el millón de BTU (unidad térmica británica) para 2018 y desciende a US$ 7 al año siguiente; bajará a US$ 6,5 en 2020; y concluirá; en US$ 6, para el año calendario 2021.

La extensión del programa, según argumenta la resolución que firma el ministro Juan José Aranguren, obedeció a que las concesiones en etapa de desarrollo “requieren inversiones comparables” con las correspondientes a los proyectos piloto para incrementar la producción respecto de la actual.
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