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Impuesto a las grandes fortunas: el 25% se destinará a la producción de gas a través de YPF

El proyecto de Ley para crear un impuesto extraordinario a las grandes fortunas, que fue presentado hoy en la Cámara de Diputados por el oficialismo, contempla en el artículo 7 que el 25% de lo que se recaude se destinará a la reactivar la producción de gas a través de YPF, la petrolera que controla el Estado. En rigor, el texto establece que el dinero se inyectará en la empresa estatal IEASA (ex Enarsa) que deberá utilizar el dinero para extraer gas en proyectos desarrollados únicamente con YPF

De las proyecciones oficiales se desprenden que IEASA-YPF tendrá un cheque disponible por 75.000 millones de pesos (unos US$ 1000 millones al tipo de cambio oficial) para invertir en los yacimientos locales. El documento justifica la medida en la necesidad de revertir la caída de la producción de gas natural.

El aporte surgirá de un gravamen que va del 2% al 3,5% que alcanza a alrededor de 12.000 personas con un patrimonio superior a los 200 millones de pesos.

El proyecto señala que lo recaudado será aplicado: “un 25% a programas de exploración, desarrollo y producción de gas natural, actividad que resulta de interés público nacional, a través de Integración Energética Argentina S.A. la cual viabilizará dichos proyectos proponiendo y acordando con YPF S.A. en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución de los proyectos”.

Además, agrega: “queda establecido que Integración Energética Argentina S.A. deberá reinvertir las utilidades provenientes de los mencionados proyectos, en nuevos proyectos de gas natural durante un plazo no inferior a diez años a contar desde el inicio de vigencia del presente régimen”.

Explicación

En los fundamentos del proyecto presentado hoy se establece “asignar fondos a programas de exploración, desarrollo y producción de gas natural a través de IEASA conjuntamente con YPF en forma exclusiva, y con la obligación de reinvertir las utilidades provenientes de los mencionados proyectos”. “Esta asignación se establece teniendo en cuenta la tendencia de reducción de inyección de gas natural registrada, lo que requiere la realización de inversiones en desarrollos de gas que contribuyan al logro del autoabastecimiento en el corto, mediano y largo plazo”, añade el texto.

Además, agrega: “cabe señalar que a partir del precio promedio de los últimos cinco años del Gas Natural Licuado importado por IEASA, se advierte que si los fondos necesarios para atender el costo de las importaciones de gas natural licuado y su regasificación en el sistema se destinaran a inversiones en desarrollos de gas natural en el territorio de la República Argentina, con la misma cantidad de fondos aplicados se obtendrían casi 8 veces más gas natural en el sistema, con el beneficio consecuente para la balanza de pagos y para la dinamización de la economía argentina, con motivo del aumento de la generación de trabajo local atribuible a estas inversiones y el aumento en la recaudación de tributos provinciales y nacionales”.

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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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Produccion de gas y petroleo en Aumento

La producción interanual de petróleo y gas del país continuó creciendo durante abril pasado, traccionada principalmente por la petrolera de bandera YPF, cuya producción de gas creció respecto de la del mismo mes del año pasado 18,4% y la de petróleo lo hizo en un 9,7%, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación.

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En tanto que la producción de gas natural del conjunto de la industria totalizó en abril pasado los 3.515,7 millones de metros cúbicos (m3) contra 3.256 de abril de 2014, lo que arroja un alza de 8%, mientras que la producción de crudo para el mismo mes para la totalidad de las industrias sumó 2.635.330 metros cúbicos contra 2.538.306 del año pasado, lo que implica una suba de 3,8 por ciento.

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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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Gas Natural Se desplazan los mantenimientos de Gas Natural para Agosto

Con motivos de la campaña de perforación de gas natural programada para los primeros días de Junio, se esperaban fuertes cortes para el sector industrial. Si bien la campaña apunta a mayor oferta de gas natural en el mediano plazo, durante las operaciones las restricción de oferta es significativa para el sistema. El cronograma original de tareas era el siguiente:

 

Junio: del 06 al 09 y del 14 al 20.

Julio: del 01 al 02.

Agosto: del 01 al 02 y del 24 al 31.

Septiembre: del 16 al 17.

Octubre: el 22.

Noviembre: del 09 al 16.

Diciembre: del 01al 02.

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El ENARGAS ha solicitado posponer los trabajos hasta el mes de Agosto y en los próximos días se informará en cronograma de trabajo. La industria deberá estar atenta al periodo mencionado para contar con los recursos alternativos (Fuel Oil, Gas Oil, IFO) para abastecer a su proceso productivo durante los días de restricciones.

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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.-

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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.

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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.

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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.