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YPF. Aumenta su produccion notablemente

Entrando en mayor detalle sobre la cuenca, YPF ha sido el productor con mayor crecimiento tanto para el 2014 como para lo que llevamos del 2015, superando el 15% con respecto al mismo mes del año anterior. La participación de Estado Argentino en la empresa ha producido un cambio radical en los niveles de producción, las cantidades de pozos en exploración y los niveles agregados de oferta. En los siguientes gráficos detallamos la evolución del crecimiento mensual de la producción de YPF y su producción mensual para los años 2011-2015.

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Si comparamos el volumen inyectado en el 2015 versus el 2013, observamos un crecimiento de la producción del 25% en promedio.
Entre los yacimientos de mayor crecimiento 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 y Tight gas para los próximos años.

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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 estimamos que supere los 20 MMm3/día para el 2015, teniendo en cuenta un crecimiento cauteloso para los últimos meses del corriente año.

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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.

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Disponibilidad de Gas Natural. Las importaciones aumentan las oferta por 2 ano consecutivo.

Ya próximos a la finalización del 2012, podemos destacar como aspecto positivo, que por segundo año consecutivo la oferta total de gas ha sido mayor en aproximadamente un 3.6% sobre sobre el volumen total, aproximándose a 4 MMm3/día adicionales con respecto al 2011.
A continuación se muestra la cantidad de gas expresada en promedios diarios (MMm3/día) por cuenca considerando las importaciones. La verdadera estrella del crecimiento ha sido el aumento de las importaciones de gas boliviano a una tasa de crecimiento superior al 40%.

Hoy todos los esfuerzos se concentran en detener la caída de la producción nacional de gas, sobre todo en las cuenca Neuquina donde niveles de producción se han reducido significativamente en los últimos años.

A continuación se muestra el detalle mensual de las importaciones de gas y GNL, donde se observa que los niveles de gas natural licuado se ubican en niveles similares al 2011 para los últimos meses por los menores requerimientos internos por menor demanda industrial.

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Autor: Ingeniero Diego Rebissoni. Director Energía y Mercados

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Fuerte caida del consumo de Gas Natural en el sector Industrial

El Enargas ha publicado recientemente los datos de consumo de gas natural para los diferentes consumidores del sistema. Observando la evolución de la demanda industrial, la misma muestra una caída en promedio 2 MMm3/día comparándola contra el año 2011. En términos porcentuales esta caída representa el 6% y se ha acentuado notablemente en el mes de septiembre. Consultados algunos actores del sistema, estos bajos consumos se mantuvieron en el mes de octubre y más aún en los primeros días de noviembre. El segmento de generación eléctrica logrado capturar esa disponibilidad adicional de gas bajando los costos de operación del sistema mediante sustitución de combustibles alternativos.

La política de cuidados de divisas será clave para la disponibilidad del sector industrial durante los meses de verano.