Como sucede todos los años, comenzado el verano y producto de mayores temperaturas, se reciente la demanda de Gas Natural al prácticamente desaparecer su gran demandante estacional, el usuario Residencial. Sumado al ya conocido efecto que tiene el usuario Residencial por sobre la demanda en meses de verano, este año complica aun mas la situación del mercado la recesión económica, que afecta la demanda industrial tanto de Gas Natural como de Energía Eléctrica.
Se espera que conjunto la llegada de las altas temperaturas las Usinas vuelvan a tomar volúmenes de Gas Natural en torno a los 55 MMm3/Día, por lo que se espera que si la importación desde Bolivia continua en torno a los volúmenes actuales los productores puedan recuperar parte de los 15 MMm3/Día perdidos desde Agosto a la fecha.
Consumo Residencial y de Generación
Como puede apreciarse, el consumo por parte de las Usinas presento una caída sistemática desde el mes de Agosto hasta Noviembre, producto de las temperaturas templadas (Temperaturas altas hacia fines del invierno y bajas a principios del verano) totalizando aproximadamente 13 MMm3/Día, los cuales fueron absorbidos parte por una menor importación desde Bolivia, y por una caída en la producción Nacional.
Se espera que de cara a Diciembre la recuperación del segmento presente un alza en torno a los 10 MMm3/Día, ubicándose en un promedio de 55 MMm3/Día (Producto de las altas temperaturas), y continúe en torno a los valores antes mencionados durante el transcurso del verano.
De mantenerse la importación desde Bolivia en torno a valores actuales, dicho delta sera captado por los productores nacionales, permitiendoles recuperar parte del volumen perdido.
La demanda Residencial presenta un comportamiento característico, con una marcada estacionalidad, llegando a consumir 60 MMm3/Día en los meses de invierno para luego demandar en torno a los 10 MMm3/Día en los meses de verano.
Gran parte de dicha caída en el consumo se ve reflejada en las importaciones, que llegaron a 50 MMm3/Día en los meses de invierno y se ubican hoy en torno a los 9 MMm3/Dia.
Industria
Con un excelente comienzo de año, la industria llego a consumir 40 MMm3/Día para el mes de Marzo, pero luego, producto principalmente de la caída en la actividad económica, su consumo se vio reducido a valores actuales del orden de los 33 MMm3/Día, lo que acumula una caída del orden de los 7 MMm3/Día para el segmento industrial.
Producción e Importación
La importación de Gas Natural para este 2018 comenzó en valores muy similares a los de años anteriores, con importaciones de Gas de Bolivia en torno a los 20 MMm3/Día y con picos de hasta 55 MMm3/Día en meses de Invierno. Lo que despierta particular interés, teniendo en cuenta los datos de Demanda analizados previamente, es la importación de Gas de Bolivia para los meses de Verano:
La importación desde Bolivia se encuentra en los niveles mas bajos desde que entro en vigencia el acuerdo. Priorizando la producción nacional, y conjunto con la caída de demanda, se fue reduciendo el volumen de Gas importado del país vecino.
Producción
La producción ha aumentado notablemente frente al año 2017, alcanzando un pico de 120 MMm3/Día para el mes de Julio, pero luego se produce una notable caída producto principalmente de la falta de Demanda. La combinación de la caída de demanda por parte de los usuarios residenciales, por el aumento de temperatura en los últimos meses del invierno, y luego, por las bajas temperaturas a comienzos del verano (lo cual afecta sensiblemente al consumo de Gas Natural por parte de los generadores de Energía Eléctrica) demuestra que el sistema debería recuperar para el mes de Diciembre 10 MMm3/Día (Destinados a generación), lo cual haría retornar la producción a niveles similares a los de principios de 2018.
La disminución del precio del Petróleo produjo en el corto plazo un importantísimo alivio a las arcas del gobierno.
Las importaciones de combustibles se redujeron en un 57 % en el primer tercio del 2015, comparado con el mismo periodo del 2014, según información de la Secretaria de Energia de la Nación.
El principal motor del ahorro fue el gas natural licuado (GNL), que es el gas que Argentina importa mediante buques en las terminales de Escobar y Bahía Blanca.
Actualmente el costo del gas es 7 USD/MMBTu, lo que representa la mitad del valor que tenía en el 2014.
Por otro lado el impacto en la caída de las importaciones no solo se basa en el precio, el volumen de las importaciones de GNL también fue inferior al del primer trimestre del 2014, este cuatrimestre fueron 1,18 millones de metros cúbicos de LNG, la mitad que el año pasado.
Las importaciones de gas de Bolivia se redujeron un 25 % en el volumen frente al 2014.
Dependiendo de la ruta seleccionada, el consumidor industrial con servicios firmes (Grandes Usuarios FD y Clientes P3) afrontará incrementos que van desde el 20% al 40% en los cargos unitarios de transporte.
Realizando un simulación en la factura, el impacto no supera el 5% en el monto final, dado que los cargos de transporte tienen una incidencia muy baja en el total de la factura.
Los fideicomisos, los cargos de distribución y el cargo de importaciones no ha sufrido ningún ajuste y permiten licuar el aumento mencionado.
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.
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.
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.
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.
Quiere pagarles más a las petroleras a cambio de inversiones que permitan disminuir las importaciones; no está definido quién absorberá las subas
Por Pablo Fernández Blanco Fuente: Lanacion.com
Link http://www.lanacion.com.ar/1525148-el-gobierno-estudia-opciones-para-aumentar-el-precio-del-gas-que-se-produce-en-el-pais
En la convicción de que las importaciones de combustibles son el talón de Aquiles de las cuentas públicas, el Gobierno abrió una línea de trabajo para analizar alternativas que le permitan aumentar los precios del gas que reciben las productoras del recurso y, de esa manera, estimular un incremento en la oferta local, que fue en caída durante el kirchnerismo.
La voluntad política para llevar a cabo un movimiento de ese tipo fue confirmada a LA NACION tanto en despachos públicos como en privados.
La semana pasada hubo en la Casa Rosada una pequeña cumbre entre la presidenta Cristina Kirchner; el viceministro de Economía, Axel Kicillof, y el presidente de YPF, Miguel Galuccio, para trabajar en esa línea. El ingeniero no sólo fue en su carácter de técnico, sino como parte interesada. La empresa que representa tiene un 23% de la oferta local y sufre en carne propia el retraso en los precios. Necesita un incremento para dotar de recursos a la compañía y solventar una parte de los US$ 37.200 millones que tiene previsto invertir en los próximos cinco años.
El miércoles, Juan Garoby, director de Recursos No Convencionales de la petrolera y hombre cercano a Galuccio, difundió el mensaje entre un grupo de empresarios petroleros. “Hay conversaciones en distintos niveles para lograr otras condiciones [de precios del gas]”, explicó, durante un almuerzo en elHotel Panamericano, donde se desarrolló un seminario denominado “La Recuperación del Autoabastecimiento Energético”. Irónicamente, el encuentro terminó antes de tiempo por el apagón de luz que colapsó ese día a la ciudad.
Las alternativas se barajan en la Comisión de Planificación y Coordinación del Plan de Inversiones Hidrocarburíferas, que conduce Kicillof e integran el secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno, y el de Energía, Daniel Cameron. El principal objetivo es reducir la salida de dólares para pagar importaciones. Por esa puerta se irán este año U$S 12.000 millones, de acuerdo con estimaciones privadas.
Hasta ahora no hay un acuerdo. Según las líneas de trabajo que están en pie, las alternativas contemplan elevar por encima de los 3 dólares el millón de BTU el precio de la producción actual de gas, y llevar hasta un piso de US$ 6 los valores de la futura oferta proveniente de recursos no convencionales, como los que están en la muy publicitada formación Vaca Muerta, en el subsuelo neuquino. De esa manera, aumentaría el precio promedio que reciben las empresas, que deberían comprometer mayores inversiones para acceder a esos valores.
Ambas cifras se ubican en un estudiado equilibrio. Están por encima, por ejemplo, de los US$ 2,5 que recibe en promedio un productor de la Cuenca Neuquina, pero, a la vez, por debajo de los US$ 10,75 que desembolsa el país para importar gas de Bolivia en este trimestre.
Además de YPF, las principales productoras del hidrocarburo son Total, Pan American Energy y Petrobras. Ejecutivos de esas empresas se reunieron con Kicillof el último viernes de octubre y les envió un mensaje claro: la prioridad en materia energética es equilibrar las cuentas públicas mediante mayor producción de gas.
QUIÉN PAGA LA CUENTA
Lo que más le cuesta definir al viceministro es quién se hará cargo del incremento en la factura, algo que siempre resultó complejo para los funcionarios kirchneristas.
Una de las alternativas es segmentar la demanda y cargar con los mayores costos a sectores beneficiados con los bajos precios en los últimos años, como la industria. Tampoco se descartan ajustes para los segmentos de mayor consumo, que en el Gobierno relacionan con la clase media esquiva al kirchnerismo.
Otra alternativa en análisis es instrumentar los mejores ingresos para las petroleras a través de pagos de Cammesa, la compañía administradora del mercado eléctrico que se encarga de comprar el gas que consumen las centrales térmicas.
Moreno había acercado una idea propia a la mesa de discusión: crear una herramienta que permita trasladar hacia la producción de gas parte de la renta del petróleo, el producto más redituable, que hoy está por encima de la demanda local. Esa alternativa perdió terreno en los últimos 10 días.
El equipo de Kicillof pensó también en concederles más precio a las petroleras, pero endosarles la cuenta de importación con el objetivo de estimular su producción en el país. Las empresas se mostraron en contra de un plan de ese estilo.
El economista dio una muestra de sus intenciones en agosto: decidió un ajuste del 300% en el precio del gas mayorista que se destina a las estaciones de GNC, la primera decisión de la comisión. “El aumento reportará a las empresas una rentabilidad de $ 900 millones, y a las provincias, $ 119 millones”, justificó la Presidenta cuando anunció la decisión. También remarcó que esos fondos debían destinarse a aumentar la producción local.
Pese al incremento, Kicillof ordenó a las bocas de expendio no trasladar las subas hasta que la comisión se expidiera. Los estacioneros, por supuesto, no le hicieron caso y anticiparon los ajustes.
Las discusiones por los precios seguirán esta semana. En la agenda del viceministro está marcada una cita que promete ser productiva: se reunirá con Oscar Vicente, un petrolero con 45 años de experiencia en el mercado que preside la Cámara de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (CEPH) y suele comunicar sin matices la voz de las empresas.
REPSOL TIENE UN 11% DE YPF
Repsol ejecutó un 5,38% de acciones de YPF que el grupo Petersen (propiedad de la familia Eskenazi) había puesto en garantía por un préstamo que le concedió la petrolera española. De esa manera, la firma ibérica, que sufrió la expropiación de un 51% de sus acciones en YPF en abril, suma más de un 11% en la petrolera local. La ejecución de las acciones por parte Repsol ocurre debido a la falta de pago de un crédito de 1500 millones de euros que le había otorgado al grupo Petersen para comprar un 25% de YPF.
La compañía española, que fue duramente criticada por el Gobierno luego de la toma de control de YPF, se convirtió así en uno de los principales socios del Estado en la empresa y recibirá parte de los dividendos que distribuirá la petrolera argentina..
En mayo de cada año, la industria consumidora de gas natural renuevan gran parte de los contratos a termino. A continuación brindamos los precios para el segmento industrial y para el segmento comercializador extraídos desde la pagina del MEGSA.
Desde Energía y Mercados seguimos permanentemente los indicadores de precios de las industria para poder asistir profesionalmente a nuestros clientes. Realizamos desde la pagina del Mercado Electrónico de gas seguimiento de los volúmenes marginal y relevamos algunos contratos para evaluar la dispersión de precios.
Creemos que la industria debe pagar un precio justo y la mejor manera de realizarlo es manteniéndonos permanentemente actualizados, manteniendo relaciones con productores, comercializadores y con las estadísticas disponibles.
