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Importaciones: Entorno internacional muy favorable!

Resulta esencial mencionar la evolución de las importaciones de gas de Bolivia y las de Gas Natural Licuado (GNL), los cuales han sido los motores de sustitución de la caída de producción local de gas natural y han compensado parcialmente las necesidades de la demanda del sector.

Como hemos mencionado en otros informes, en el año 2013 en lo que a importaciones se refiere, parece observarse un techo a los volúmenes importados producto de topes en la logística y, desde luego, mayor producción nacional de gas que permite morigerar las necesidades de producto.

En el primer gráfico se muestra la evolución de las importaciones de GNL y en el segundo chart, la misma información para la inyección media desde Bolivia.

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Se observa en los gráficos previos, que la importación Bolivia y de GNL retrocede ligeramente para el año 2015 luego de 6 años de crecimiento a ritmo exponencial.

Las menores importaciones responden a varios motivos, entre los cuales destacamos:
 Mayor producción nacional de gas natural.
 Imposibilidad logística de Escobar de incrementar volúmenes en el invierno.
 Cuidado intensivo de la reservas monetarias.
 Moderadas temperaturas del invierno 2014 y lo que va del 2015.

Considerando la imposibilidad logística de tener mayores niveles de GNL en el periodo de mayor necesidad, y las perspectivas de crecimiento de gas natural nacional para el corto plazo, creemos que las importaciones se mantendrán estables en el corto plazo, sin incrementos significativos. Por otra parte las mismas tampoco se reducirán significativamente dado que gran parte de año están sustituyendo combustibles alternativos, como el Gas Oil o el GLP, los cuáles son más costosos que la importación de ambos productos (GNL y Bolivia).

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Regalias por Inversión YPF logra acuerdos de largo plazo

La Subsecretaría de Energía y Minería , concedió la explotación de petróleo convencional denominada “Chachahuen Sur” a las empresas YPF S.A., Ketsal S.A, del grupo Vila Manzano Kilwer S.A., también del grupo Vila Manzano y Energía Mendocina S.A, del Estado.

La concesión es por 25 años a partir del día siguiente a la publicación de la norma en el Boletín Oficial, según consigna el Gobierno de Mendoza.

Fuente los Andes: Podes ver la nota en el siguiente link Click Aqui!

Los derechos de los concesionarios se distribuyen de la siguiente manera: YPF S.A. el 70% de los derechos, Ketsal S.A. el 10%, Kilwer S.A., el 10% y Energía Mendocina S.A., el 10%.

La resolución del Ministerio de Infraestructura y Energía fue publicada el lunes 28 de octubre en el Boletín Oficial. A partir de ese momento, la empresa tiene 180 días para presentar el plano de mensura definitivo y las certificaciones de Declaración de Impacto Ambiental correspondientes.

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Asimismo y desde el momento en que quedó definitivamente conformada la solicitud de comercialidad, las empresas concesionarias tienen 90 días corridos para presentar ante la Subsecretaría de Energía y Minería el plan de inversiones y desarrollo propuesto para la nueva concesión de explotación.

Esta sociedad deberá pagar el 23% de regalías, porcentaje que casi duplica el monto histórico de regalía y que aún se abona en otras concesiones de explotación.

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Petrobras puso a la venta activos en Argentina.

Apremiada por deudas superiores a los US$ 90.000 millones, Petrobras decidió vender los activos de su subsidiaria en Argentina (Petrobras Argentina – PESA). Cuando esto se concrete, la brasilea terminará con su salida del país, después de 13 años de presencia en el mercado local.

Fuente: Clarin. Entrar Aqui.

En este escenario, YPF planea hacer una oferta por los activos de PESA, luego de recibir una invitación de la compañía, aseguraron a Bloomberg dos fuentes cercanas a la negociación.

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La petrolera estatal, que participó en intentos anteriores de comprar activos de Petrobras en el país, y otros productores de petróleo fueron invitados a ofertar hasta el 15 de julio, según esas fuentes.

Luego de verse envuelta en el mayor escándalo de corrupción de Brasil, Petrobras está recortando las inversiones y vendiendo activos para focalizarse en exploración y producción. La petrolera apunta a vender US$ 15.100 millones en activos entre este año y el próximo.

Como las leyes antimonopolio impedirían que YPF compre algunos de los activos de Petrobras, como la cadena de estaciones de servicio y refinerías, podría buscar un socio o comprar y vender algunos activos.

Entre los activos más interesantes se encuentra el yacimiento convencional Sierra Chata en Neuquén, que también tiene un gran potencial en petróleo de esquisto.

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Tarifas y Precios de gas Natural.

Tarifas y Precios de gas Natural. El trampolín Residencial

Respecto a los costos de gas natural incluidos en la tarifa del segmento Residencial, se puede ver un fuerte impacto en el año 2014, el cual se refiere a la readecuación tarifaria a partir del 1ro de Abril, incluyendo fuertes aumentos en los precios de gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte y con pleno impacto desde el mes de agosto. El costo determinado en el gráfico precedente se refiere al promedio de todas las categorías del segmento Residencial (R1 a R3-4), considerando que no se producen ahorros en el consumo respecto al año 2013.

El sector industrial, único segmento en el que los precios de gas están desregulados, muestra un incremento interanual relativamente constante, promedio para las distintas cuencas de abastecimiento, y generado fundamentalmente por la caída en la producción total, disminuyendo la disponibilidad de gas para dicho sector.

Los precios del sector de GNC se readecuaron en el año 2012, mostrando un fuerte incremento, el cual fue de más del 300% en pesos. Posteriormente, con las variaciones del tipo de cambio, este incremento se fue reduciendo en USD.

El precio de gas del sector de generación de energía eléctrica no ha sufrido modificaciones en los últimos años y se ubica para la cuenca Neuquina en 2.68 US$/MMBTU.

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En el gráfico precedente se puede ver las distintas categorías de consumo Residencial. Estas categorías fueron determinadas en base a su consumo y a las zonas de ubicación. Hay zonas que han perdido el subsidio en el precio de gas.
A modo de la comparación entre las distintas categorías, la tarifa del segmento R3-4 está pagando además del costo sin subsidio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, un Cargo por la importación de gas natural de Bolivia y del LNG, el cual también no está subsidiado.
El segmento R1 paga precios de gas natural y Cargo por importación fuertemente subsidiados.

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Deficil del Sector Gasifero. Se domestica la fiera

El déficit del Sector: Se domestica la fiera.

Recordando el comienzo y la generación de los déficits en el sector eléctrico y gasífero, el sector de generación, fue el pionero en su creación y gestación, donde su crecimiento fue exponencial desde el año 2008 al año 2012, pasando de 800 MMUSD a 6000 MMUSD en ese periodo, para luego manteniéndose estable.

A partir del año 2011, el déficit gasífero comenzó a escalar a tasas exponenciales, producto de los incrementos en los volúmenes de importaciones y los mayores precios del GNL y el gas de Bolivia. La mayor disponibilidad de gas importado, permitió estancar el déficit eléctrico y contener el incremento de utilización de combustibles alternativos para generar energía eléctrica.

A continuación mostramos la evolución histórica del déficit gasífero en Millones de dólares.

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Entrando en los detalles de la generación de déficit, las importaciones de GNL y Gas de Bolivia componen los egresos, los cuales se realizaron en promedios a 18 US$/MMBTU y 10.3 US$/MMBTU respectivamente. Estos precios que no son compensados por los consumidores de gas natural, los cuales en todos los casos pagan precios inferiores, dependiendo de la categoría.
Dentro de los ingresos se considero la recaudación del Decreto 2067 y 1982, las asignaciones de gas importado a Generación eléctrica (paga 2.68 US$/MMBTU), ventas a Industriales, asignaciones de GUI / PUI (13.29 US$/MMBTU y 7.5 US$/MMBTU), y asignaciones al residencial de baja recaudación.

Las perspectivas estables en materias de importaciones junto a la baja en los precios de referencia internacionales de los combustibles alternativos (integran la fórmula del precio en el contrato con Bolivia) y el menor costo de los barcos de GNL, dan un perspectiva favorable para el año entrante, con expectativas de reducciones parciales en los déficits gasíferos, por menores costos, suponiendo el mismo nivel de importaciones.

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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.

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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.

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El fenómeno YPF en Gas Natural

Entrando en mayor detalle sobre la cuenca, 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.

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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.
Para completar la sección de Oferta Gasífera mencionamos también que la cuenca Austral ha dejado de ser el impulsor de la mayor disponibilidad de gas natural a nivel local, abandonando ese rol desde el año 2013, donde luego de 4 años consecutivos de crecimiento comenzó una lenta reducción de volúmenes por depletamientos naturales y problemas operativos en pozos irrecuperables.

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Oferta de GAS NATURAL: Una luz en el camino para el corto y mediano plazo

El mercado de gas natural en argentina, transita un claro punto de inflexión, donde luego de 6 años consecutivos de caídas en su producción ha logrado frenar la reducción en la oferta local gracias a nuevas perforaciones de gas no convencional y aceleración de pozos existentes.
En el año 2014, se proyecta un incremento del orden de 0.5 MMm3/día como promedio anual de de inyección comparado con el año 2013. En el grafico continuo, mostramos los volúmenes mencionados y podemos observar cómo se revierte la tendencia decreciente observada para el periodo 2007-2013.

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En el gráfico previo, el volumen consolidado incluye un reducción en la entregas desde la cuenca Austral, producto de la campaña de perforación que comenzó en Octubre de 2014. Sin esta reducción, el volumen proyectado para el 2014 sería aún mayor frente al 2013.

La cuenca que ha producido el shock en la oferta de gas natural en el año 2014, ha sido la cuenca Neuquina, luego de consecutivas reducciones en su producción. Esta tendencia decreciente ser revirtió completamente, creciendo casi 3 MMm3/día en promedio, lo que representa un incremento 5.8%. A continuación el gráfico de su evolución en MMm3/día promedio.

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Para completar la sección de Oferta Gasífera mencionamos también que la cuenca Austral ha dejado de ser el impulsor de la mayor disponibilidad de gas natural a nivel local, abandonando ese rol desde el año 2013, donde luego de 4 años consecutivos de crecimiento comenzó una lenta reducción de volúmenes por depletamientos naturales y problemas operativos en pozos irrecuperables.

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En el ultimo gráfico se muestra la cuenca norte, donde la caída impactante de la misma lleva reducir la producción a casi un tercio de los niveles del año 2008. En los volúmenes macro, el peso de la cuenca norte a perdido relevancia por su baja incidencia. A nivel regional, esta cuenca ha sido compensada por mayores importaciones de gas natural proveniente de Bolivia.

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Bajan los precios de las importaciones de GAS!

A partir del 2007 Argentina comenzó a importar gas natural, para poder acompañar el crecimiento de la demanda, como una medida transitoria hasta lograr el autoabastecimiento energético dado por el gran potencial que argentina tiene en los recursos no convencionales.

El contexto mundial, en materia de GNL leda buenas noticias a Argentina porque EEUU, está aumentando significativamente su producción de gas y petróleo no convencional al punto de que plantas licuefacción que iban a ser importadoras a mediados del 2015 serán exportadoras. En un año tendríamos la posibilidad de aprovechar la abundancia de GNL, con pronósticos de precios en descenso en la cuenca del Atlántico.

Actualmente el GNL es mucho más económico que el gasoil y el fueloil que lo reemplazan en la generación eléctrica.
Los precios de los embarques con entrega en julio cayeron a cerca de 13,60 dólares por millón de unidades térmicas británicas desde alrededor de 19 dólares a inicios de año.

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Lo peor del costo eléctrico ya pasó! Ahora comienza la baja.

En este informe mensual sobre precios de energía informamos a los grandes consumidores, GUMAS y GUMES, que en el mes de Julio, se produjo una disminución del precio monómico de la energía con respecto a Junio, alcanzando los 609 $/MWh, contra los 638 $/MWh del record del mes de junio.

La templadas temperaturas, y la mejor hidraulicidad ayudaron a que Julio haya reducido los sobrecostos transitorios de despacho y por ende los costos de energía se hayan reducido levemente. Asimismo, los datos de Agosto también son alentadores, dado que la mayor disponibilidad de gas para generación eléctrica, producto del bajo consumo de gas por parte del residencial, redujeron la utilización de combustibles como el Gas Oil ayudando a reducir el SCTD.

A continuación el gráfico de los precios mensuales.

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Desde luego, que los precios del més se mantienen muy por encima de los costos del 2013, producto de efecto devaluación sobre el TC oficial, el cuál impacta directamente sobre los sobrecostos.

En el próximo gráfico mostramos la evolución del precio monómico en $/MWh y en US$/MWH desde el 2004 e incluimos una proyección para el cierre 2014.

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Independientemente de los aumentos sufridos en Pesos en el 2014, los cuales superan el 45%, es notable como los precios en dólares se ubican muy por debajo de las referencia internacionales y mucho más aún con respecto a algunos países vecinos como chile, donde los precio superan los 100 US$/MWh.

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La industria se podra beneficiar del aumento de la factura de gas al residencial?

La industria se podrá beneficiar del aumento de la factura de gas al residencial?

Los consumidores residenciales comenzaron a recibir sus facturas de gas con el aumento de tarifas y retiro de subsidios anunciados por el Gobierno en el mes de marzo. Los nuevos precios, según la categoría de consumidor, implican subas que van desde 100% hasta más de 300%, luego de varios años sin ajustes para el sector residencial. El encarecimiento del servicio fue calculado para los hogares que no lograron retraer su consumo de gas respecto del bimestre anterior.

A modo de ejemplo y con valoraciones promedio, los clientes de categoría R1 -aquellos que consumen hasta 500 m3 por año (área metropolitana) y que representan cerca del 60% de los usuarios- pasaron de pagar $ 142 anuales a $ 290 por año; lo que significa un gasto de $ 48 por bimestre y un salto de 104%. El promedio de suba para la categoría R2 “aquellos que consumen de 500 a 1.000 m3 al año” fue de 202%: pasó de pagar anualmente $ 340 en marzo a $ 1.030 este mes, lo que se traduce en unos $ 170 en el bimestre. Y para los residenciales de categoría R3, que consumen más de 1.000 m3 por año y se dividen a su vez en 4 tipos, pasaron de gastar en promedio para el rango más alto $ 2.400 anuales a $ 10.084, representando costos de $ 1.600 en su factura y una suba de 320%. Los nuevos precios no se aplicaron a aquellos usuarios que lograron ahorrar. Y es que según los establecido por la resolución 226 de la Secretaría de Energía, los usuarios que reduzcan un 20% de su demanda no tendrán ningún aumento (seguirán recibiendo la totalidad de los subsidios), los que bajen su consumo entre un 5% y un 20% recibirán una suba intermedia, y a los que ahorren menos de un 5% se les aplicará un alza plena.

Ahora bien, sabemos que en los inviernos la mayor cantidad del das disponible, ya sea de producción nacional o importaciones (Bolivia o LNG) tiene su destino en consumo residencial, GNC, generación (para asegurar la demanda de energía eléctrica del residencial) y el saldo se lo permiten utilizar a la industria. Como en las empresas distribuidoras aún no están los números sobre la cantidad de clientes residenciales que demandaron menos consumo de gas, pero aseguran que se registró un mayor ahorro en los clientes de menores ingresos, no podemos asegurar en cuanto va a ayudar a la industria este menor consumo/ahorro del residencial, pero todo indica que el numero es significativo.

Esta liberación de gas para la industria, todavía no tuvo su mayor impacto porque que la mayoría de los aumentos todavía no se vio reflejado, como consecuencia de que el frío aún no llegó con toda su potencia y posiblemente nunca lo haga en el 2014. “Es importante remarcar que muchas subas llegarán en los próximos meses, porque hasta el momento el invierno no fue tan frío y aunque la demanda continúa en alza, el sistema está operando con normalidad”.

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Liberan parcialmente los cortes de gas natural a los clientes industriales

Estimados, la siguiente información es relevante para los grandes consumidores de gas natural que estaban afrontando restricciones severas desde la segunda quincena de junio. Reiteramos que este email está destinado a los clientes llamados FD, firme distribución/firme de terceros que tienen entre 50 y 70 días de corte al año durante el periodo invernal.

Desde el día de ayer se han comenzado a moderar las restricciones en la mayor parte del país, pasando desde consumos cero o mínimo técnico a 50-75% de la reserva de capacidad. Se espera que esta condición se mantenga al menos una semana por las benévolas temperaturas proyectadas.

Considerando los días de cortes acumulados para el 2014, próximos a los 30-35 días, estimamos que el 2014 cerrará con un piso de 60 días de cortes. Es importante reiterarles que en el mes de septiembre se realizaran los trabajos programados de la campaña de gas en la cuenca austral, donde las restricciones se prevén similares a las de cualquier mes invernal.

Cualquier duda estamos a disposición.
Ing. Diego Rebissoni

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Semana de Restricciones de Gas. Conclusiones del inverno 2013

En la semana del 12 de Agosto, nuevamente la industria con servicios firmes y los servicios interrumpibles afrontan las últimas restricciones del invierno 2013. Si bien los datos finales aún no están disponibles, y todavía falta avanzar sobre el mes de septiembre, el invierno 2013 se ha comportado con restricciones similares al año 2012, con la diferencia que los usuarios han tenido que ser más cuidadosos con los desbalances o el NO acatamiento de los cortes, debido a los cambios regulatorios.

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En una medida racional, tomada por el ENARGAS (Ente Nacional Regulador del GAS), se modificaron los costos del gas natural para aquellos consumidores que no reduzcan el suministro cuando reciben un pedido de corte. El precio del gas del ultima instancia (GUI) paso de 5.071 US$/MMBTU a 13.29 US$/MMBTU) Esto ha llevado a los usuarios a respetar efectivamente las solicitudes de corte, permitiendo al sistema operar con mayor previsibilidad.

Podemos concluir que este invierno, al igual que el 2012, posiciona a la industria firme con 50/60 días de corte equivalentes y 110 días para la industria interrumpible. Esta clara operación, con la nueva resolución del ENARGAS, hace clave y vital la contratación de transporte firme para quienes no puedan detener la planta u deban sustituir por combustibles alternativos, como el fuel oil y el gas oil.

Para los próximos años, la oferta de gas natural será un vector clave para estimar la disponibilidad de gas, pero la operación actual permite mejorar la calidad de provisión reduciendo sus costos. A continuación les dejamos un acceso a un reporte anual sobre oferta de gas natural.

Autor: Ingeniero Diego Rebissoni, Socio Gerente de Latin Energy Group

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Combustibles en el Mercado Electrico

A continuación se muestra la evolución histórica de los consumos de combustibles para generar energía eléctrica en el mercado mayorista. Desde el año 1993, se muestra el consumo de Gas Oil (miles de m3), el consumo de Fuel Oil ( miles de Ton) y el consumo de gas natural en MMm3 día.

Como observarán en el siguiente gráfico, es notable como la utilización de gas natural (linea amarilla) muestra una caída hasta el 2010, para luego comenzar un camino ascendente hasta alcanzar un promedio de 37 MMm3/día en el 2013. Esta mayor disponibilidad es producto de las mayores importaciones de GNL y Gas Natural desde Bolivia, como así también una politica mas orientada a cuidad divisas.

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Los potenciales acuerdos de gas natural pueden aportar mayor disponibilidad al sistema eléctrico reduciendo los consumos de Gas Oil, el cúal es en su mayoría importado.

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Demanda de Gas Natural. Se recompone el consumo Industrial

Se muestra a continuación la demanda de energía eléctrica para GUMAS y GUMES, de fuentes oficiales de Cammesa y el consumo de gas natural para la industrias (fuente Enargas). los valores mostrados se expresan en crecimiento porcentual vs, el mismo mes del año anterior.

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Como se observa en el siguiente gráfico, los niveles de reducción de consumo, con respecto al año 2012, son prácticamente neutros. Para Mayo 2013, los grandes usuarios de electricidad, demandaron -1.57% en comparación a Mayo 2012, y en el segmento de gas para el mes de Abril ese valor se ubica en -0.5%, mostrando un cambio de tendencia con respecto a los primeros meses del 2013.

Si analizamos las diferencias con el los indicadores del nivel de Actividad (EMAE(PBI) ABRIL +7.00% y EMI (estimados industrial) MAYO +5.2%) se observa el mismo cambio de tendencia, pero sin llegar a valor positivos como se enunciaron previamente.

La información procesada nos muestra un cambio de tendencia, pero aún sin alcanzar valores de crecimiento.

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Acuerdo YPF Chevron para producir petroleo No Convencional

YPF en una alianza con la petrolera estadounidense Chevron invertirá 1.500 millones de dólares en el yacimiento patagónico Vaca Muerta.

Fuente: La Voz

La petrolera asumió ese compromiso el miércoles con la firma estadounidense en Buenos Aires.
Vaca Muerta es un yacimiento de petróleo y gas no convencionales (shale oil y shale gas) situado en Neuquén, en el suroeste argentino, cuyo descubrimiento fue anunciado en diciembre de 2010.
Según YPF, en ese lugar tiene 37 pozos perforados, 27 pozos completados y 10 en espera de terminación.
Convenio. Este es el primer acuerdo estratégico de YPF con un socio de gran envergadura desde su expropiación en abril de 2012 a la petrolera española Repsol.

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Desde su estatización, YPF estaba a la búsqueda de socios que quieran invertir en la compañía para aumentar producción de hidrocarburos y reducir las importaciones que le costaron al país unos 10.000 millones de dólares anuales.
Ambas compañías sellarían el acuerdo definitivo en julio.
Producción. YPF es la principal productora de hidrocarburos de Argentina con una participación que supera el 35% del mercado local de petróleo y gas. Posee en el país tres refinerías y una red de más de 1.500 gasolineras.
Chevron es una de las compañías integradas de energía más importantes del mundo, con operaciones en todos los continentes.

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Gas Natural. Reducida oferta local

Analizando los datos se inyección disponible al sistema de transporte se observa un aumento general gracias a la mayor importación del Gas Natural Licuado y Gas de Bolivia.
A continuación se muestra la variación total de gas por punto de aporte (cuencas e importaciones) mes a mes y su comparación total con respecto a 2012. Todos los valores son expresados en millones de metros cúbicos por día.

En conclusión la oferta aumento un 3%, lo que representa algo mas de 3 MMm3/día, pero sin analizamos la producción de las cuencas argentinas, el resultado es un caída general de 1 MMm3/día. La tendencia decreciente parece continuar pero se observan retracciones inferiores a los años previos. En los últimos 6 años la caída de producción de gas natural anual fue de mas de 3 MMm3/día mientras que en el 2012 fue de 1 MMm3/día.

A continuación la evolución de produccion local de gas natural para tres cuencas productivas mas importantes.

Para el 2013, se espera que los volúmenes locales mantengan la tendencia decreciente y la oferta general total tenga un crecimiento inferior al 3% producto de un menor crecimiento en la importaciones. La baja demanda industrial ayuda a requerir menores importaciones para este año.