Comercialización Profesional de Energía

Tag: comercializador de gas natural

Información de Mercado

Tecpetrol hizo subir la producción de gas

Según el último relevamiento divulgado por el Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi la producción de petróleo aumentó 3,5% en febrero pasado, con respecto al mismo mes del año anterior, y 3,1% en el acumulado de los últimos 12 meses. En tanto la de gas lo hizo en 7,9%, mes contra mes y 5,6% en forma anual. Sin embargo para el IAE, los aumentos para el petróleo y el gas se deben a los subsidios para el no convencional y habrá que ver cómo siguen las inversiones este año. El Gobierno se vio obligado a recortar el programa de subsidios debido a la crisis económica.

En el informe del IAE destacaron que descontada la producción de Tecpetrol en Fortín de Piedra, la producción de gas natural acumulada en 12 meses cae 1,2%. Además desde el IAE aclararon que “este dato es de particular importancia ya que la producción no convencional de Tecpetrol en Fortín de Piedra es beneficiaria de los subsidios otorgados por el plan de estímulos a la producción no convencional (resolución 46/2017), que recientemente ha tenido un revés por parte del Gobierno”.

 

Captura.PNG11

Según el IAE, “el aporte de la petrolera del Grupo Techint, ha sido clave para el aumento en la producción gasífera. La empresa que más gas aporta a la producción total de gas natural es Tecpetrol. En particular, a partir del desarrollo del yacimiento no convencional Fortín de Piedra donde extrae 85% del gas que produce. En los últimos doce meses a febrero de 2019 la producción anual de gas natural de la compañía en el yacimiento se incrementó 880% aportando 3.449 millones de m3 sobre un total de 47.442 (7,2% del total)”.

Desde el IAE, también explicaron que “dentro de la producción no convencional el aporte de Tecpetrol a partir del yacimiento, que representa 27% del total del gas no convencional, se muestra como determinante al momento de evaluar las tasas de crecimiento anuales”.

 

Gas no convencional

Con respecto al impacto sobre el total del gas no convencional, desde el IAE explicaron que “la producción la misma creció 42,8% anual mientras que descontando la producción de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra (3.449 millones de m3 acumulados en doce meses), la producción no convencional crece 18,2% anual. Como se muestra, ésta se presenta como determinante para analizar el desempeño de la producción de gas natural”.

Por tal motivo, alertaron “el hecho de que la producción convencional esté declinando anualmentey que la producción total en ausencia del aporte de Tecpetrol en Fortín de Piedra también sea decreciente en los datos anuales, podría estar implicando que la producción de gas natural en Argentina no puede desarrollarse sin un esquema de fuertes subsidios la producción y/o el descubrimiento de nuevos yacimientos convencionales cuya puesta en producción compense la caída productiva”.

Con respecto al gas, desde el IAE recordaron que “la producción convencional (63% de la producción total) seredujo8,4% enlosúltimosdoce meses mientras que la producción no convencional, liderada aún por el tight gas, se incrementó 42,8% representando el 37,1% del total”.

Por su parte, respecto al petróleo, señalaron que “en febrero de 2018 la producción petrolera mensual fue la más baja desde 1998. La producción de petróleo convencional (86% de la producción total) se redujo 1,8% en los últimos 12 meses mientras que la producción no convencional, liderada por el shale oil, se incrementó 52,4%”.

Desde el IAE, que preside Jorge Lapeña han venido alertando por las caídas en la producción de hidrocarburos y de las últimas dos décadas y haber apostado todo al no convencional de Vaca Muerta.

 

Fuente: https://www.eleconomista.com.ar/2019-04-tecpetrol-hizo-subir-la-produccion-de-gas/

 

 

 

consumo-energia-argentina
Información de Mercado

Energia. Record de Consumo para Sabado

El Ministerio de Planificación Federal informó que a las 20:55 se registró un nuevo récord de demanda de energía para un sábado de invierno, al alcanzar el consumo un pico de de 21.219 megavatios, como consecuencia de bajas temperaturas que se registran en todo el país.

consumo-energia-argentina

La marca anterior era del sábado 26 de julio de 2014, cuando a las 20.50 la potencia requerida había sido 20.540 megavatios.

Cabe destacar que el sistema opera con normalidad y con una reserva de energía de más de 4.500 megavatios.

Información de Mercado

Gas No Convencional: breve Sintesis

Entrando en mayor detalle sobre la cuenca Neuquina, YPF ha sido el productor con mayor crecimiento, superando el 15% con respecto al año anterior. La participación de Estado Argentino en la empresa ha producido un cambio radical en los niveles de producción, los cantidad de pozos en exploración y los niveles agregados de oferta. En los siguientes gráfico detallamos la evolución del crecimiento de la producción YPF y los yacimientos con mayor crecimiento.

crecimiento-produccion-gas

pozos-gas-mayor-produccion

Entre los yacimientos de mayor crecimiento y en producción, se destacan Cupen Mahuida (gas no convencional, formación Las Lajas de Tight Gas), Sierra Barrosa (gas no convencional), Rincón del Mangrullo y el Orejano con gran potencial para producción de Shale gas para los próximos años.

Gracias a los proyectos mencionados, y desarrollos previos realizados por Apache Argentina (hoy Yacimientos del Sur), Total (Aguada Pichana) y Petrobras, entre otros, la producción de gas no convencional supera los 10 MMm3/día.

A continuación el detalle de la proporción del gas convencional vs. el gas no convencional junto a los volumenes de Tight Gas y Shale.

tight-sand

Información de Mercado

Informe de Gas Natural

En el siguiente informe le mostraremos la evolución de la disponibilidad de gas natural, incluyendo dentro del análisis, la producción local y las importaciones.

Los datos información a continuación sobre datos publicados de organismos oficiales y procesados para su mejor comprensión.

En términos macros se observa desde el año 2011, un incremento de la disponibilidad de gas natural del 8.7% producto de la mayor oferta de gas de Bolivia y GNL. Si bien el incremento de la disponibilidad de gas acompaño el crecimiento vegetativo de los últimos años de la demanda, los costos de estos volúmenes incrementales superan los 10 US$/MMBTU mientras que la producción local se ubica próxima a los 3.00 US$/MMBTU.

A continuación se muestra la tabla los volúmenes por cuenca, las importaciones y los totales de disponibilidad, y producción local.

comercializacion-gas-natural-produccion3

Como hemos mencionado anteriormente la oferta total creció en los últimos años, pero solamente producto de incremento significativo de las importaciones. Este resultado de mayor disponibilidad, se ha logrado aún con fuertes reducciones en la producción nacional de gas.

Con el control de YPF por parte del gobierno, se observa desde fines del 2013, que los volúmenes de producción local comienzan a dar señales alentadoras, con incrementos en la producción.
Si bien el tiempo transcurrido es corto, los volúmenes de YPF ha empujado fuertemente la disponibilidad de gas en la cuenca Neuquina.

A continuación los resultados x empresa, según la información estadística de Secretaría de Energía donde se observa una producción superior para la cuenca Neuquina.

produccióndegasNQN

El incremento promedio de inyección de los meses mencionados supera los 3.5 MMm3/día pero al observar los volúmenes agregados esta diferencia es mucho menor por la menor producción de la cuenca Austral y la Norte.

Los resultados para el periodo Noviembre-Marzo de las 3 cuencas se detallan a continuación.

produccióndegasargentina

Es notable la reversión del proceso de caída de la producción del 6% en el año 2013, a niveles de crecimiento del orden 1% en los últimos 5 meses registrados.

Los desafíos del sector son muy grandes y el desarrollo energético será clave para reducir los términos de intercambio comercial de divisas. Las primeras señales están, pero los incrementos de oferta deberán ser mayores para poder acompañar el crecimiento y reducir los requerimientos.

Ing. Diego Rebissoni
Socio Gerente
Latin Energy Group SRL

Información de Mercado

PAE, muy cerca de comprar activos de Petrobras en Neuquen

Fuente: El Inversor

PAE, muy cerca de comprar activos de Petrobras en Neuquén

Tras cancelar a último momento la venta del 51% de su paquete accionario al empresario Cristobal López, Petrobras está cerca de reactivar su disposición de desinvertir en la Argentina. Lo hará, sin embargo, con una nueva estrategia: en lugar de desprenderse de un porcentaje del conjunto de sus activos en el país, como estaba previsto en la anterior tratativa con Oil, negociará con cada comprador la venta por separado de los distintos activos de la compañía. Bajo esa premisa, está muy cerca de transferir a Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del país, el área Río Neuquén, ubicada en la provincia homónima, muy cerca de la capital. Así lo confirmaron a El Inversor Online una fuente privada y un funcionario provincial al tanto de la operación. Río Neuquén tiene una oferta mayoritariamente gasífera, aunque no integra el lote de los bloques más productivos de Petrobras. En junio de este año, aportó 120 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo y 850.000 m3/d de gas, según datos del IAPG. Sí es una de las áreas con mayor potencial en cuanto a la explotación no convencional de hidrocarburos. Petrobras perforó allí dos pozos exploratorios en la formación Vaca Muerta para evaluar el rendimiento del campo. Para los hermanos Carlos y Alejandro Bulgheroni, que a través de Bridas Holding -están asociadas en partes iguales con la china Cnooc- controlan el 40% del paquete accionario de PAE (el 60% restante está en manos de BP), Río Neuquén tiene un valor estratégico dado que está emplazada inmediatamente al sur de Lindero Atravesado, el único campo de la petrolera en la cuenca Neuquina. La sinergia entre ambas áreas permitirá robustecer la operatoria de PAE en el distrito gobernado por Jorge Sapag, uno de los objetivos de los Bulgheroni para la próxima década. Consolidada en el Golfo San Jorge a partir de la explotación de Cerro Dragón, el mayor campo petrolífero de la Argentina, PAE apuesta ahora a incrementar su participación en Neuquén a fin de asegurar a futuro el acceso a Vaca Muerta, señalada en la industria como uno de los mayores yacimientos no convencionales del planeta. Carlos y Alejandro Bulgheroni Carlos y Alejandro Bulgheroni Con ese lema, designó a Juan Martín Bugheroni, hijo de Alejandro, al frente de la unidad de No Convencionales de PAE. El joven ingeniero, que se formó profesionalmente en EE.UU., donde estudió de primera mano el fenomenal desarrollo del shale gas y shale oil, volvió al país a fines de 2011 para abocarse al estudio de oportunidades en Vaca Muerta. “El acuerdo con Petrobras para adquirir Río Neuquén (que está ubicado a 30 Km de Neuquén capital) está muy avanzado. Restan definir detalles pero la operación se concretará en los próximos meses“, expresaron fuentes cercanas a la base de Petrobras en Neuquén. Desde la gobernación de Sapag también manifestaron estar al tanto de la jugada, aunque advirtieron que la negociación se está definiendo en Buenos Aires con el aval del Gobierno nacional. Aún así, antes de oficializar la venta, Petrobras debe negociar con la gobernación de Río Negro la prórroga por 10 años de la concesión de Río Neuquén, dado que una pequeña fracción del bloque se extiende hasta esa provincia. “Río Neuquén es un bloque emplazado en una zona casi rural, muy cerca de Centenario (de Pluspetrol). Es clave que el operador realice un trabajo en conjunto constante con los superficiarios”, precisó un colaborador de Sapag.-

panamerican-energy

Información de Mercado

Vitol reduce las entregas de GNL

Articulo publicado en Clarin el 30-06-2013

Los cortes de gas a las industrias, que arrancaron a principios de junio con los primeros días de frío, se prolongarán hasta septiembre por los problemas que se registran con el suministro del combustible importado a la planta regasificadora de Escobar.

Gas natural licuado

La trader Vitol –que tiene adjudicada la provisión del 30% del volumen de GNL (gas natural licuado) que demanda Escobar– sólo pudo cumplir con la mitad de las entregas que tenía comprometidas en mayo y junio y todo indica que en julio tampoco podría traer todos los barcos pactados.

Los menores ingresos de GNL impactarán directamente en las grandes industrias que ya tienen un abastecimiento limitado por razones estacionales.

De acuerdo con los cálculos que manejan especialistas energéticos, las industrias que necesitan un promedio de 45 millones de metros cúbicos diarios afrontarán hasta septiembre un nivel de restricciones de gas que rondará entre los 10 y 15 millones m3 diarios. Si aparece una ola de frío polar, esa poda en el suministro podría extenderse hasta los 30 millones.

Actuando como intermediaria de Enarsa, la reestatizada YPF que maneja Miguel Galuccio le había adjudicado a Vitol el 30 % de las cargas importadas de GNL de 2013 que fueron programadas para la terminal regasificadora de Escobar.

El inicio del contrato ya fue problemático: en enero, la empresa no pudo entregar los 1,8 millones de BTU (la unidad de medida) que estaban en juego.

Según un informe reservado que manejan los funcionarios de Enarsa –que responden al ministro de Planificación, Julio De Vido–, Vitol solo cumplió en tiempo y forma los suministros externos de GNL de febrero, marzo y abril.

En mayo, la trader tenía que haber traído unos 3,2 millones de BTU. Pero sólo pudo movilizar hasta Escobar el buque “Gemini”, que el día 23 de ese mes descargó 1,38 millones de BTU. De esa manera, el faltante de ese mes fue de 1,82 millones de BTU.

En junio –según los datos internos que maneja Walter Fagyas, el nuevo gerente de Operaciones de Enarsa–, en lugar de 3,2 millones de BTU, Vitol proveyó 1,89 millones con el buque “Taurus” que ingresó el día 13. En este caso, el “default” fue de 1,31 millones de BTU.

Y, para julio, la empresa sólo ha confirmado el arribo del buque “Capricorn” con 1,82 millones de BTU, con lo cual acumularía otro agujero de 1,38 millones.

Los incumplimientos de Vitol recrudecieron la disputa interna que afecta a Enarsa y que está trabando la designación del nuevo presidente que debe remplazar a Exequiel Espinoza, quien renunció a principios de mayo.

Los directores alineados con De Vido y Fagyas quieren ejecutar las garantías del contrato firmado con Vitol.

En cambio, Juan José Carbajales –el “camporista” que ocupa la vicepresidencia de Enarsa y que defiende a los gerentes de YPF que recomendaron a Vitol– se opone a aplicar sanciones, a la espera de que la empresa consiga transferirle los suministros en juego a otro proveedor.

Fuente Clarin: http://www.clarin.com/politica/falta-importado-cortes-industrias-septiembre_0_947305327.html

Información de Mercado

Fuerte alza en el precio del gas para las industrias que no acepten cortes

Para justificar la medida, el Enargas señaló que busca dar “una clara señal” a los productores de gas, que cobran mucho menos que el valor importado
Por Pablo Fernández Blanco | LA NACION.

El déficit de gas que atraviesa desde hace años la Argentina llevó al Gobierno a emitir nuevas disposiciones para regular el mercado, que se suman a la maraña de resoluciones con las que el kirchnerismo intervino en el funcionamiento del negocio heredado de los años 90.

En medio de tecnicismos y una prosa de tan difícil comprensión que hasta los ejecutivos avezados en la lectura de normas oficiales tuvieron problemas para comprender, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), a cargo de Antonio Pronsato, dispuso un fuerte aumento en el precio del gas para un grupo de industrias.

La decisión quedó plasmada en diversas notas que llegaron a las empresas transportadoras y distribuidoras de gas a principios de la semana pasada. En ellas, el organismo fija nuevos precios para las industrias que no tengan contratos de gas pactados de antemano para sus consumos. La beneficiada por esos ajustes será Enarsa, la empresa estatal de energía que se encarga de cubrir el déficit de la oferta local mediante crecientes importaciones de gas, de Bolivia, y de gas licuado (LNG), que llega por barco. Pese al ajuste, la compañía seguirá perdiendo dinero en esas transacciones, debido a que los precios de las compras al exterior seguirán siendo más altos que los que cobra a sus clientes.

El alza más grande lo sufrirán las industrias que reciban el denominado gas de última instancia (GUI), una de las definiciones que creó el Gobierno en el marco de la crisis energética. El nuevo valor será de US$ 13,29 por millón de BTU (la unidad de medida), casi tres veces más que los US$ 5,07 que había fijado una resolución de 2011.

El ente regulador considera que hay “clientes sin contratos de compra de gas o con contratos de compra insuficientes para cubrir su demanda habitual”, que “no muestran iniciativa para respaldar sus consumos con contratos”. Luego de un plazo que debe fijar el organismo, las empresas en esa situación comenzarán a pagar el gas -que habitualmente pone Enarsa- al valor del GUI. El Gobierno pidió un listado a las gasíferas para establecer cuáles son esas compañías.

Otras empresas sufrirán el mismo problema en los días más fríos del año. Cuando las temperaturas bajan, el Gobierno ordena cortes en el suministro a las industrias. Pero algunas no le hacen caso y consumen por encima del nivel permitido. En ese caso, también pagarán a valor del GUI.

Además, las industrias que reciban gas del denominado proveedor de última instancia (PUI) pagarán a partir de ahora US$ 7,5 por millón de BTU, el precio máximo establecido por el Gobierno para la producción nacional.

Las notas remitidas a las empresas la semana pasada hacen referencia a términos que los funcionarios kirchneristas no suelen utilizar en público. Hablan, por ejemplo, de enviar “una clara señal” de precios a los productores de gas, que cobran por el insumo mucho menos de lo que el Gobierno paga por la importación.

También se refiere a que la “inyección de gas nacional resultó insuficiente para abastecer a la demanda prioritaria [hogares] durante el invierno pasado”.

La saga de notas entre el Enargas, Enarsa y la Secretaría de Energía, a cargo de Daniel Cameron, encierra una paradoja: llevan la firma de un ex funcionario (Exequiel Espinosa, hoy ex presidente de Enarsa) y un interventor con mandato vencido (Pronsato, el hombre de confianza de Julio De Vido, cuya designación venció hace algunas semanas).

comercializador-gas-natural3

Fuente: La Nacion

comercializador-gas-natural
Información de Mercado

Categorias de Consumo de gas Natural industrial?¿Usted no tiene cortes, porque?

De acuerdo a la regulación del Mercado de Gas Natural, las industrias se encuadran en categorías en base el nivel de consumos que presentan.

Las categorías de consumos industriales que deben contratar el suministro de gas natural en boca de pozo en forma directa con Comercializadores y/o Productores son:

a.- Grandes Usuarios FD / FT: esta categoría se caracteriza por ser un servicio de transporte y/o distribución firme, donde el usuario paga un cargo por Reserva de Capacidad, mas cargos variables por transporte y distribución, los cuales están en función del consumo real registrados. Se caracterizan por presentar consumos superiores a los 10.000 m3/día.
Esta categoría de cliente hasta el año 2006 se caracterizaba por la firmeza de su abastecimiento. A partir de tal año y como consecuencia de la paralización de las inversiones asociadas al transporte troncal, se instalaron “ventanas” de corte invernal con el objeto de asegurar el suministro de la demanda residencial, la cual es ininterrumpible por definición.

comercializador-gas-natural

b.- Grandes Usuarios ID / IT: esta categoría es interrumpible por definición, y se refiere a industrias cuyos consumos deben ser superiores a los 3.000.000 m3/anuales. La industrias enmarcadas en esta categoría solo pagan cargos variables de transporte y/o distribución en base a los consumos registrados. No pagan cargos fijos, pero están sujetos a restricciones invernales sin ningún tipo de tope, o sea que cortable en todo momento, ante la necesidad del sistema.

c.- Servicio General P3: las industrias categorizadas como P3, y es aquí donde nos queremos detener a fin de mencionar las grandes ventajas que tiene respecto a las categorías mencionadas anteriormente, son industrias cuyo consumo es inferior a los valores de las categorías mencionadas en los puntos anteriores y superior a los 180.000 m3 anuales, de acuerdo a lo establecido en la Res S.E. Nro. 2020/2005 (esta resolución establece que los consumo P inferiores a los 180.000 m3 anuales deben ser abastecidos en forma directa por la Distribuidora zonal).

El servicio P3 tiene la particularidad de ser no restringible ante los aumentos de demanda residenciales en los momentos mas álgidos del invierno.

Este tipo de clientes, así como los Servicios mencionados anteriormente, tienen el mismo grado de libertad en la contratación de su abastecimiento de gas en boca de pozo, estando en condiciones de contratar el mismo con cualquier Comercializador, pudiendo ser éste un Comercializador distinto al que opera en la zona del Distribuidor en la que se encuentre ubicado el usuario.

No existe obligatoriedad en estar atado a un Comercializador en particular, lo que implica que el usuario está en condiciones de buscar la mejor alternativa económica para su suministro en boca de pozo, sin que esto repercuta en alguna restricción en el servicio de transporte y/o gas, ya que regulatoriamente está totalmente amparado.

cortes-gas-natural
Información de Mercado

Cortes de Gas Natural. Comenzaron las restricciones

Volvieron los cortes de gas a las empresas, con los primeros fríos.
Fuente: Lanacion.

El Comité de Emergencia decidió avanzar en restricciones a la industria para garantizar el suministro a hogares; afectarían a unas 300 compañías.

La llegada de las bajas temperaturas trajo aparejadas restricciones en el suministro de gas para las industrias, un clásico argentino que se vive todos los inviernos desde 2004.

Ayer por la tarde se reunió por primera vez en el año el denominado Comité de Emergencia, que atiende las cuestiones vinculadas con la oferta de gas cuando el insumo no alcanza para todos los consumidores. El pequeño cónclave, que a partir de ahora se llevará a cabo todos los miércoles en el edificio porteño de las transportadoras TGN y TGS, contó con la presencia de directivos del sector privado y funcionarios de Enargas, el ente que regula al sector y conduce Antonio Pronsato. Acordaron avanzar en restricciones al sector productivo para garantizar el suministro a los hogares, siempre que se mantenga el frío que dispara el consumo residencial.

Hoy, las empresas que integran el sector gasífero intentarán reducir el consumo de las industrias en 9 millones de metros cúbicos, un 21% de la demanda habitual de ese sector. Y tratarán de estirar hasta los 10 millones de m3 el corte a las fábricas a partir de mañana. Hacia el fin de semana, consideran que podría mejorar la oferta.

as candidatas a sufrir los perjuicios más serios son las empresas de mayor tamaño, como las siderúrgicas Acindar, Siderar y Siderca; las petroquímicas Profertil, Dow y Mega, y las automotrices Ford, Volkswagen y General Motors, entre otras. Pero las restricciones afectarán, de todas maneras, a un universo mayor de compañías de mediana y pequeña escala en todo el país. Según estimaciones privadas, por lo menos 300 empresas deberán restringir sus consumos.

Ayer por la tarde, las distribuidoras Metrogas y Gas Natural Fenosa (ex Gas Ban) comenzaron a implementar la decisión del Comité de Emergencia mediante el envío de notas a sus clientes más importantes con la orden de disminuir el consumo, confirmaron en el sector privado. Camuzzi, que presta el mismo servicio en la zona sur de la provincia de Buenos Aires y parte de la Patagonia, haría lo mismo.

En una de esas empresas sostuvieron que el pedido al sector productivo consiste en que disminuya el consumo entre 15 y 20%, sin que eso implique parar sus plantas.

De acuerdo con los miembros del comité, hoy se decidirán mayores restricciones a la industria, aunque no llegarían a los niveles de corte que se registraron en los peores años de la crisis energética.

En una de las principales industrias del país reconocieron a LA NACION que comenzaron a implementar ayer restricciones en el consumo de su planta industrial a pedido de quienes administran el sistema.

La duración y crudeza de los cortes dependerán, como todos los años, del clima. El pronóstico indica que las bajas temperaturas durarán hasta el fin de semana, por lo que las restricciones en el suministro de gas se extenderían por un período similar. En los días más fríos, el uso de gas por parte de los usuarios residenciales, que ronda el 11% de la demanda, crece exponencialmente. Dado que el producto no alcanza para todos, otros consumidores deben resignar una porción de su consumo para atender a los hogares.

La industria, que de acuerdo con el Enargas se lleva más del 30% de la demanda del producto, es uno de los primeros eslabones en ceder su parte.

cortes-gas-natural

cortes-gas-natural

En una línea similar se ubica el sector de generación eléctrica (las centrales térmicas usan gas para producir electricidad), que consume un 47% del fluido. Las restricciones en ese sector, si bien son menos visibles, implican una mayor erogación del Estado en subsidios, dado que la falta de gas se suple con combustibles líquidos, mucho más onerosos.

Aunque los cortes crispan el ánimo de los empresarios, uno de ellos reconoció bajo pedido de reserva que las condiciones este año son mejores que las de 2012, por dos motivos: la industria consume menos y el Gobierno sumó oferta mediante la importación de gas.

Una década después del inicio de los cortes de gas durante el invierno, las empresas adquirieron una gimnasia apropiada para las restricciones. Utilizan la época de restricciones para hacer mantenimiento de plantas o usan combustibles alternativos, más caros, si no quieren perder producción. Saben, en última instancia, que la extensión de los cortes y, por lo tanto, de sus quebrantos económicos, depende más del clima que de la planificación energética.

CAMBIO DE PLANES

La escasez de gas obligó a la nacionalizada YPF a suspender las exportaciones de gas a Chile, que había retomado en marzo tras cinco años sin vender el hidrocarburo al país vecino.

La petrolera había alcanzado un acuerdo con la filial chilena de Methanex, una de las plantas productoras de metanol (un combustible) más grandes del planeta, para venderle gas y que ésta le devuelva metanol.

Se trata de un combustible que la empresa utiliza, entre otras cosas, para producir biocombustibles. YPF tiene una planta en Plaza Huincul (Neuquén), pero necesita más producto para complementar su oferta doméstica.

De acuerdo con la información que envió la petrolera que conduce Miguel Galuccio a la SEC (el ente regulador bursátil de Estados Unidos), hasta fines de abril la compañía estaba cumpliendo “holgadamente con sus compromisos”. Pero la llegada del frío y los problemas en la oferta local obligaron a suspender las exportaciones a Chile poco después de su reanudación.

Link a Lanacion: http://www.lanacion.com.ar/1582392-volvieron-los-cortes-de-gas-a-las-empresas-con-los-primeros-frios

Informacion, Información de Mercado

Central Roca vuelve a aportar energia al MEM

La Central Roca vuelve a aportar energía al sistema interconectadao con una inversión de $280 millones.

La Central Térmica comenzó a aportar 125 Mw de potencia al Sistema Interconectado Nacional, tras la recuperación del generador que estaba fuera de servicio desde enero de 2009, lo que demandó una inversión de 280 millones de pesos.

La nueva puesta en marcha de la central rionegrina de General Roca fue encaberzada por la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, quien inauguró las obras mediante una videconferencia en el marco de la presentación “Plan Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación: Argentina Innovadora 2020”.

albanesi-central-roca

La empresa Albanesi invirtió 280 millones de pesos en la reparación del turbogenerador General Electric y en las obras de infraestructura, por lo que la inauguración de hoy dará lugar a que la central vuelva a aportar su energía al SIN.

Albanesi adquirió los activos de la Central que estaba fuera de servicio desde febrero de 2009 por una falla grave producida en la turbina que afectó también al generador.

La planta producirá 125 Mw con una unidad de generación en ciclo abierto, y en una segunda etapa se procederá al cierre del ciclo, que permitirá elevar la potencia a 180 Mw.

Con esta puesta en marcha, el grupo empresarial rosarino, que ya es titular de otras seis centrales en el país, se posiciona en el mercado de la generación eléctrica con una capacidad cercana a los 1.000 MW.

Informacion, Información de Mercado

Programa de Estimulo a la Inyeccion Excedente de Gas Natural Res 1 – 2013

Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural

A continuación un resumen de las principales implicancias del nuevo decreto.

Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural A continuación un resumen de las principales implicancias de la nueva Resolución. Sus artículos contemplan un cálculo para cada productor una producción base (posiblemente la producción 2012) con una declinación anual, y todo lo que el productor que produzca por encima de ese volumen en términos mensuales, se remunerado por el gobierno nacional con la diferencia entre el precio 7.5 US$/MMBTU y el precio de venta medio recibido.

Este acuerdo establece que cuando el productor produzca menos de esa producción base, se le cobrará una multa. si el productor beneficiario no llega al compromiso pactado, sobre ese “faltante” de gas se va a tener que abonar una multa equivalente a la diferencia entre el precio de importación de gas y el precio promedio de venta, haciendo que la multa sea bastante mayor que el premio en el unitario.

Para la estimación de la producción base, la cúal contemplaría un coeficiente de declinación natural , no hay detalles en la presente resolución pero se los valores mencionados rondan el 5%, el cúal será incorporado a la producción base y manteniendo los niveles actuales, el productor que acepte su participación observaría un incremento de precios por el 5% de su producción.

Los impactos en los costos industriales no estan claros, pero esta cuenta generará un déficit por el spread de precio que afronta el gobierno, el cual deberá ser compensado por menores exportaciones. Si eso no sucede, posiblemente forme parte en el futuro de un cargo a la demanda.

A continuación podrás descargar el decreto completo.

Asesor Electrico