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Argentina subirá las tarifas de energía eléctrica y gas en un 20% para reducir su déficit fiscal

Argentina autorizó un alza en las tarifas de la electricidad y el gas a partir de 2022, informaron el miércoles una fuente del Gobierno y medios locales, con el fin de reducir los subsidios públicos que han incrementado el déficit fiscal del país en años recientes.

Los subsidios a los servicios públicos son uno de los mayores gastos del Estado argentino, que tras años de recesión actualmente renegocia una deuda de unos 45,000 millones de dólares con el Fondo Monetario Internacional (FMI). La reducción del déficit es uno de los requerimientos del organismo.

Las tarifas de la electricidad y el gas subirán entre 17% y 20% para la mayoría de los usuarios desde comienzo de 2022, señaló una fuente del Gobierno, confirmando la información publicada previamente por los periódicos Clarín, Página 12 y La Nación.

La cifra, igualmente, es inferior a la pauta de inflación prevista para el año próximo por analistas, cercana al 50% anual.

Los usuarios de mayor poder adquisitivo -cerca de 500,000- perderían la totalidad de los subsidios que actualmente tienen las tarifas, lo que podría elevar su valor hasta un 70%, según cálculos de los medios.

Ningún portavoz oficial respondió inmediatamente a las consultas de Reuters.

Edenor y Edesur son las principales distribuidoras privadas de electricidad del país, mientras que Metrogas es la mayor de gas.

 

 

 

Fuente: https://www.eleconomista.com.mx/economia/Argentina-subira-las-tarifas-de-energia-electrica-y-gas-para-reducir-su-deficit-fiscal-20211229-0016.html

 

 

 

 

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Las facturas de gas deberán incluir un código QR para agilizar los pagos

Las distribuidoras de gas por redes de todo el país deberán incluir en sus facturas un código QR, que habilite a los usuarios el pago del servicio a través de billeteras virtuales, con el fin de agilizar el trámite. Así lo estableció el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), a través de la Resolución 293/2021, publicada este jueves en el Boletín Oficial.

“Establecer que las Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de gas por redes deberán incorporar en cada comprobante electrónico de la Liquidación de Servicio Público que emita, la identificación de un código de respuesta rápida QR interoperable, que habilite el acceso para su pago a través de billeteras virtuales”, según el texto oficial.

Ese código, de acuerdo con lo dispuesto, deberá contener información del comprobante en cuestión y de la prestadora, y al proceder a su escaneo, permitirá al usuario realizar el pago, en forma presencial o remota, con los medios de pago que opera la prestadora.

Asimismo, el acceso deberá permitir el pago a través de los canales propios de la licenciataria, como así también de sistemas de pago de servicios operados por terceros, aclaró el ENARGAS. Y subrayó que “bajo ningún concepto” los usuarios deberán abonar un cargo adicional por la utilización del código QR.

Según el organismo, el pago con QR permitirá agilizar los pagos, “lo que seguramente se traducirá en una menor movilización de usuarios para realizar pagos en forma presencial ya sea en oficinas comerciales de las prestadoras como en oficinas de cobro tercerizadas”.

El ente recaudador justificó esta medida al señalar que “en los últimos años, se observa que las prácticas comerciales se han modificado, producto de los avances tecnológicos, el crecimiento en el número de usuarios y los cambios en la relación cliente-empresa”. Además, indicó que si bien algunas prestadoras cuentan, por ejemplo, con aplicaciones en telefonía móvil, oficinas virtuales, páginas web, entre otros, “no todas han realizado avances en la materia“.

Con relación al pago de las facturas, el Enargas aseguró que la operatoria de cajas en las oficinas comerciales de las distribuidoras “comenzó a complejizarse y el avance de nuevas tecnologías aplicadas a los procesos de cobranzas, la implementación de los medios de pago electrónico, y la consecuente ampliación de la oferta de medios de pago, las llevaron a reestructurar los procesos de cobro”.

El futuro de Metrogas

 

A pesar de haber reducido considerablemente sus pérdidas durante los primeros seis meses del año, la fuerte incertidumbre financiera que pesa sobre Metrogas podría generar dudas sobre la capacidad de la empresa para continuar sus operaciones.

La advertencia surge de un informe elaborado por el directorio de la mayor distribuidora de gas de la Argentina que le brinda servicios a más de 2,5 millones de clientes dentro de Capital Federal y el conurbano bonaerense.

Se trata de una reseña incluida en el balance semestral correspondiente al primer semestre del 2021 que la compañía, que hoy es propiedad de la petrolera estatal YPF, acaba de enviar a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires que revela pérdidas por $4.706 millones contra los $11.361 millones que también perdió en igual período del 2020.

La disminución de las ventas de gas a residenciales, a industrias, comercio y GNC de un 29,6% respecto del mismo período del ejercicio anterior explican en parte los resultados. Sin embargo, una reducción de los costos de operación del 27,2% y una ganancia respecto del período anterior en los resultados financieros netos, explican el resto. Es decir que, a pesar de la caída en las ventas, que impacta directamente en la caja, queda en claro el esfuerzo realizado por el equipo de gestión en este lapso para seguir con el objetivo de ordenar la compañía.

De todos modos, la evaluadora Deloitte, que auditó el balance, también coincide con el escenario negativo descripto por Metrogas sobre la existencia de una incertidumbre importante que puede generar dudas significativas sobre la capacidad de la sociedad para continuar como empresa en funcionamiento.

Dudas que el Gobierno debería tener en cuenta para evitar la profundización de una crisis que la compañía viene soportando ya desde hace varios años, mayormente debido al eterno congelamiento de las tarifas en un contexto de país inflaciionario e inestable.

En la Nota 3.1 del balance financiero consolidado condensado intermedio, Metrogas detalla los impactos negativos en su liquidez, posición financiera y resultados entre enero y junio pasados generados por lo que sus ejecutivos consideran “una actualización tarifaria por debajo del incremento general de precios de la economía y de los costos de la sociedad”.

En este caso, las críticas se orientan al aumento tarifario del 6% que el Gobierno permitió aplicar a las facturas de gas desde junio pasado, luego de dos años de congelamiento de precios.

Se trata de retoques que para los clientes de Metrogas, el recargo en la factura será de unos $145 mensuales para un cliente promedio, con facturas promedio que pasarán a abonar $1.786 anual, con un pico de $2.622 durante los meses de invierno y unos $1.188 durante el resto del año.

La empresa había solicitado aumentos considerablemente mayores durante la audiencia pública convocada por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) en abril pasado sobre la base de un atraso tarifario de dos años y cuyo congelamiento no acompañó la evolución de la inflación en ese período.

Por eso, y siempre según el directorio de la compañía, el futuro de las finanzas y las operaciones de Metrogas seguirá comprometido “en la medida que no se obtenga una adecuada recomposición tarifaria o se implementen otros mecanismos que permitan equilibrar su situación de liquidez y su posición financiera”.

De hecho, del balance semestral también se desprende que la empresa posee un capital de trabajo negativo mayor a los $13.613 millones que aumenta la incertidumbre y las dudas “significativas” sobre la capacidad de la distribuidora “para continuar como empresa en funcionamiento”, tal cual se describe el propio informe de la compañía.

Se asegura también que mientras la tarifa se mantenga en valores constantes, “esto continuará impactando negativamente en la sociedad, disminuyendo el flujo de ingresos y empeorando la actual situación económico-financiera”.

El directorio de la distribuidora pide también tener en cuenta el contexto macro económico que atraviesa el país con respecto a la capacidad de pago del sector público; las posibilidades de obtener financiamiento; incremento de la inflación que afecta el crecimiento; controles de precios; incertidumbre sobre al marco regulatorio aplicable al sector; restricciones a la adquisición y transferencia de divisas al exterior; cepos a las importaciones y exportaciones y creación de nuevos impuestos a las ventas al exterior de determinados productos o el incremento de las alícuotas vigentes.

“La situación económica del país tiene impacto, no sólo en los consumos de los distintos usuarios, sino que también implica la variación de la coyuntura respecto a la situación imperante al momento del dictado de la Resolución ENARGAS Nº 4.356/2017 vinculados a la revisión tarifaria integral que autorizó el ex presidente Mauricio Macri y que fue anulada por el actual gobierno que encabeza Alberto Fernández.

“La sociedad se encuentra activamente realizando las gestiones necesarias para la obtención de un ajuste de la tarifa que permita recomponer el margen de distribución, pero la posibilidad de continuar como una empresa en marcha depende en gran medida de la aprobación por parte del Gobierno Nacional de incrementos tarifarios y de la conclusión del proceso de renegociación de la RTI establecida por el Decreto N° 1.020/2020, asi como de la refinanciación de las deudas financieras, factores que no dependen exclusivamente del directorio”, advierte el informe de gestión.

Refinanciación y deuda

 

Otro fantasma que pesa sobre la liquidez de Metrogas se vincula a su deuda financiera. En especial a la que está denominada en dólares y que está expuesta a las variaciones en el tipo de cambio.

De acuerdo al informe de la compañía, cualquier movimiento no previsto o abrupto del dólar “resulta en cambios significativos en los montos necesarios para ser aplicados al pago de servicios de deuda, afectando de tal manera los resultados y la condición financiera”. El mismo impacto deriva de las altas tasas de interés o el aumento de la inflación que incrementan los costos de operación.

“En virtud de lo expuesto, el directorio monitorea permanentemente la evolución de las variables económico-financieras y el impacto de la Ley de Solidaridad, y las normas derivadas de ella, para adoptar medidas tendientes a disminuir los impactos negativos sobre la sociedad y su consecuente reflejo en los estados financieros de períodos futuros”, sostiene el documento a modo de conclusión.

Como mecanismo de protección ante un escenario que pueda empeorar en el futuro, Metrogas comenzó, en diciembre del año pasado, a pagar la mayor parte de la deuda por los acuerdos con los productores de gas contraída durante el 2019, además de iniciar negociaciones para saldar el pasivo generado por el gas entregado en junio, julio y agosto del 2020. A esta altura, la empresa pudo ya acordar con el 70% de los productores, cancelando varios de esos vencimientos de deuda.

Con respecto a su deuda bancaria, Metrogas también puso en marcha un proceso de negociación, el 23 de abril pasado, con los bancos ICBC; Itaú Argentina y el Itaú Unibanco Nassau Branch para refinanciar la totalidad del capital de deudas bancarias cuyo vencimiento operaba en 2021, así como una reducción del costo financiero y la carga de intereses.

Por caso, acordó capitalizar los intereses que vencían en febrero y marzo de este año que abonará en marzo y abril del 2024, devengando intereses hasta su cancelación, a la nueva tasa acordada BADLAR corregida por bancos con devolución LELIQ más un margen aplicable del 9,85%.

El capital original adeudado de $3.329 millones también devengará intereses a la nueva tasa y será amortizado en nueve cuotas trimestrales desde el 28 de febrero del 2022.

Del mismo modo y bajo el contrato bilateral ICBC de agosto del 2020, acordó la capitalización de intereses que vencían en febrero próximo para abonarlos en septiembre del 2024. Parte del capital adeudado por $987 millones devengará intereses a la nueva tasa, mientras que otros $43 millones devengarán intereses a la tasa originaria BADLAR corregida más 9,85%. Además, el préstamo total será amortizado en 11 cuotas trimestrales desde el 28 de febrero del 2022.

“Metrogas evaluó para cada préstamo sujeto a refinanciación si las condiciones eran sustancialmente diferentes, considerando para ello tanto aspectos cualitativos (moneda, plazo y tasa) como cuantitativos o si el valor presente de los flujos de efectivo descontados bajo las nuevas condiciones, difiere al menos en un 10% del valor presente descontado de los flujos de efectivo que todavía resten de los pasivos financieros originales.

 

 

Fuente: https://www.iprofesional.com/negocios/346662-agilizar-pagos-las-facturas-de-gas-deberan-incluir-un-codigo-qr

 

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Crisis en Metrogas: por qué acumula la mayor pérdida de su historia

El largo congelamiento de las tarifas que ya llega más de dos años y medio, sumado a las medidas tomadas por el Gobierno para afrontar la emergencia sanitaria del Covid-19 pegaron fuerte en la principal distribuidora de gas de la Argentina.

Es decir, en Metrogas, que en los últimos nueve meses acumuló la mayor pérdida en términos nominales desde que fue creada en 1992, tras el proceso de privatización de los servicios públicos ordenado por el entonces gobierno de Carlos Menem.

La empresa, que hoy es propiedad de YPF, acaba de enviar a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, el balance correspondiente a los primeros nueve meses del 2020, que arroja un rojo de $7398 millones.

Con semejante nivel de caída y si las actuales condiciones de tarifas congeladas se mantiene por otros períodos es más que probable que la compañía se encamine a transitar un camino de mayor inestabilidad financiera que podría derivar en que ingrese a una situación que ya atravesó años atrás.

Es decir, al concurso preventivo de acreedores, del que logró salir en noviembre del 2013, después de que la Justicia homologó un plan de reestructuración de una deuda que por ese entonces ascendía a u$s20 millones, algo así como $1500 millones a la cotización actual del tipo de cambio oficial.

La compañía había solicitado el proceso concursal en el 2010 ante la imposibilidad de hacer frente a un vencimiento de deuda por esos u$s20 millones que fueron renegociados a través del pago de los créditos verificados mediante la entrega de Obligaciones Negociables (ON) con vencimiento el 31 de diciembre de 2018, nominadas en dólares.

Preocupación por el futuro de la empresa

 

Ahora, el fantasma del default vuelve a sobrevolar sobre la compañía que le brinda servicios a más de 2,5 millones de clientes dentro de Capital Federal y el conurbano.

No sólo el congelamiento de las tarifas impuesto durante la gestión de Mauricio Macri en el 2018, y continuado por el presidente Alberto Fernández incide en la debacle de Metrogas.

También lo hacen medidas tomadas por las autoridades durante este contexto de combate contra el coronavirus como la imposibilidad de cortar el servicio a deudores morosos, lo que hizo que los índices de cobrabilidad durante los primeros meses de este año se cayeran al 35% del habitual 95%.

Esta imposibilidad de disponer la suspensión o el corte del servicio público a ciertos usuarios en caso de mora o falta de pago de hasta siete facturas consecutivas o alternas con vencimientos desde el 1° de marzo en un principio se extendió por 180 días. Pero en septiembre, el Gobierno prorrogó la medida hasta el 31 de diciembre próximo.

El combo explosivo suma la decisión de la compañía de utilizar los pocos ingresos de caja para el pago de salarios y no para cancelar deuda con sus proveedores, en especial con las empresas productoras de gas.

“No hay dinero”, dicen en la empresa en donde, de todos modos, rechazan la posibilidad de volver a solicitar un concurso preventivo de acreedores y se mantienen optimistas de que el Gobierno descongelará las tarifas o, en su defecto, encarará un rescate financiero de Metrogas.

 

La llegada del verano es otro factor que impone optimismo, si se tiene en cuenta que con el calor disminuye el consumo de gas en los hogares y en las empresas generando ciertos ahorros para la distribuidora.

Metrogas fue afectada por la declaración, el 23 de diciembre del 2019, de la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social que delegó en el Poder Ejecutivo Nacional hasta el 31 de diciembre próximo las facultades de mantener las tarifas de electricidad y gas natural sin cambios.

De hecho, también Edesur y Edenor acaban de publicar sus balances correspodientes a los primeros nueve meses de año con fuertes pérdidas conjuntas por algo más de $5300 millones, causadas por los mismos motivos que llevan a Metrogas al borde de la cesación de pagos.

La Resolución también permite a las autoridades nacionales a renegociar la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente y por un plazo máximo de hasta 180 días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaría real sobre los hogares, comercios e industrias para este año.

Un factor que juega a favor de las cuentas de la empresa es la medida tomada por la Secretaría de Energía sobre el suministro de gas para el período abril 2020-marzo 2021. El organismo que orienta Daniel Martinez instruyó a productores y comercializadores a renovar la vigencia de los contratos de suministro de gas de las distribuidoras hasta diciembre próximo.

Hasta ahora, Metrogas acordó con algunos productores la prórroga de sus contratos vigentes en los términos adoptados por el Gobierno y se encuentra negociando lo propio con el resto de las empresas.

Sin embargo, no logró que se cumpla otra norma oficial que determinó, mediante la Resolución ENARGAS N° 735/2019, los montos netos finales de las diferencias diarias acumuladas (DDA), que serían transferidos a cada distribuidora en 30 cuotas mensuales y consecutivas a partir del 1° de octubre de 2019.

El 5 de diciembre de ese mismo año, la Secretaría de Energía había aprobado la transferencia de la cuota 1 a Metrogas para su posterior pago a cada productor de gas. Luego de ese pago, la empresa no ha recibido nuevas transferencias de las cuotas adeudadas.

También fue afectada por la Resolución ENARGAS N° 27 que derogó la llamada “Metodología de Traslado a tarifas del precio de gas y Procedimiento General para el Cálculo de las Diferencias Diarias Acumuladas” que establecía los criterios que aplicaría el ente que regula el mercado de gas para determinar el traslado a tarifas del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (“PIST”).

Impacto de la Ley de Solidaridad

 

En este sentido, el 4 de septiembre pasado, Metrogas envió notificaciones a los productores informando sobre la imposibilidad de abonar las facturas de compra del gas natural con vencimiento ese mismo mes, debido al deterioro de su situación económico-financiera, producto de distintas controversias regulatorias que se vieron agravadas a partir de la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva que dispuso el congelamiento tarifario.

A raíz de esta situación, Pluspetrol Tecpetrol, que le proveen aproximadamente el 7% de volumen total contratado, notificaron a Metrogas la suspensión de la inyección por tiempo indefinido.

En el escrito enviado a la CNV, la empresa aclara que dicha medida “no ha generado dificultades en el suministro de gas ya que posee alternativas razonables de suministro para suplir la suspensión”.

Sin embargo, en octubre pasado, sufrió un embargo preventivo dispuesto en la causa “Pan American Energy S.L. Sucursal Argentina c/ MetroGAS S.A. s/ Medida Precautoria” (Expte. N° 9821/2020) que se tramita en el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Comercial N° 24 Secretaría N° 48 por la suma de $187.419, y el arbitraje iniciado de manera conjunta por dicho productor y Pan American Sur S.A. ante la Cámara de Comercio Internacional con sede en Montevideo, Uruguay.

La causa fue abierta por presuntos saldos adeudados por la distribuidora propiedad de YPF correspondientes al suministro de gas de junio pasado y saldos correspondientes a tarifa social (pendientes de cancelación por el Estado Nacional) por marzo, abril y mayo también de este año.

Metrogas apeló la cautelar dispuesta y obtuvo la sustitución de la medida por un seguro de caución ordenándose, en consecuencia, la restitución de los fondos embargados.

“Las decisiones gubernamentales precedentemente detalladas y adoptadas por el Estado Nacional y los cambios regulatorios mencionados provocan consecuencias negativas ineludibles y de inevitable impacto en las operaciones y resultados de la sociedad”, advierte Metrogas en el informe sobre sus estados financieros de estos primeros nueve meses del año.

Deudas con los bancos

 

La empresa agrega que se encuentra en pleno proceso de refinanciación de los próximos vencimientos de capital de la deuda financiera a partir de préstamos del sector bancario por casi $2.300 millones.

Un primer préstamo lo acordó con el Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) por $1.030 millones, a ser amortizado en 11 cuotas trimestrales y consecutivas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso.

El segundo crédito le fue otorgado por el Banco Itaú Argentina, por algo más de $513 millones, en este caso a ser amortizado en una única cuota pagadera al año contado desde la fecha de desembolso. La tasa de interés es la Badlar corregida más un margen aplicable del 9,85% anual.

En el caso del tercer contrato, fue acordado en moneda extranjera con el Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch, por u$s6,9 millones y será amortizado también en una única cuota pagadera al año contado desde la fecha de desembolso, a una tasa de interés base igual a Libor de seis meses más un margen del 7% anual.

En febrero pasado, Metrogas ya había llevado a cabo una operatoria similar con los mismos bancos. Por caso, con el Itaú Argentina y el ICBC, por un monto total de $3.329 millones a ser cancelado en 11 cuotas trimestrales y consecutivas pagaderas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso del préstamo.

Luego, en mayo pasado accedió a otro préstamo también del ICBC Argentina por $947 millones a ser cancelado en 11 cuotas trimestrales y consecutivas pagaderas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso del préstamo.

En la misma fecha, celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco, Nassau Branch, por u$s6,9 millones a ser cancelado al año de la fecha de desembolso del préstamo.

Adicionalmente, recibió del Itaú Argentina otros $473,5 millones a ser cancelados al año de la fecha desembolso y con una tasa nominal anual de Badlar corregida más 9,85%, pagadero en forma semestral.

Estos tres últimos préstamos también los destinó a cancelar la sexta cuota de amortización del préstamo no garantizado con el ICBC Limited -Dubai Branch e Itaú Unibanco – Miami Branch, que venció el 26 de mayo pasado, por un importe de u$s27,8 millones.

De acuerdo con los términos y condiciones de los préstamos, Metrogas debe cumplir con una serie de compromisos financieros generalmente establecidos en este tipo de transacciones.

Sin embargo, el 30 de junio pasado, los acreedores financieros consintieron formalmente dispensar a la distribuidora de su obligación contractual de dar cumplimiento a dicho indicador financiero por los problemas que viene atravesando como consecuencia de las medidas regulatorias tomadas por el Gobierno.

En el informe de resultados que acaba de enviar a la Bolsa, Metrogas advierte también que “la valoración de ciertos activos y pasivos está sujeta a un mayor nivel de incertidumbre” y explica que “dado el brusco cambio de contexto que se ha producido desde diciembre de 2019 fundamentalmente por los impactos que la pandemia ha provocado no sólo en términos de salud pública, sino en la caída de los niveles de actividad a partir de fines de marzo de 2020, así como también la postergación de los plazos establecidos originalmente en cuanto a expectativas de incrementos de tarifas, ha revisado los supuestos de tarifa utilizados en las pruebas de deterioro realizadas al 31 de diciembre de 2019”.

 

Fuente https://www.iprofesional.com/negocios/327437-crisis-en-metrogas-acumula-la-mayor-perdida-de-su-historia

 

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Neuquén se mete en el debate por las represas

Hay 6 hidroeléctricas concesionadas en la provincia que vencen entre 2023 y 2029. El debate tiene aristas políticas y toca intereses económicos. La provincia de Neuquén se va metiendo de a poco en la discusión de las concesiones de seis hidroeléctricas en los ríos Neuquén y Limay, que vencen entre 2023 y 2029 y que fueron cedidas a multinacionales en 1993, durante el gobierno de Carlos Memen. El debate pasa por ganar terreno legislativo y político dos años antes para que el manejo del recurso hídrico provincial pueda tener la participación directa y el control del Estado neuquino a través de un ente u organismo que […]

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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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Importante alivio en el costo de las importaciones de Energia

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.

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Oferta de Gas Natural Argentina. Ya paso el invierno.

En los primeros días de octubre, algunas empresas tienen que reducir sus consumos al mínimo técnico, por imposibilidades por reducción en la oferta de GNL. La razones principales de esta reducción de disponibilidad se debe a cuestiones climáticas para el ingreso del barco de GNL en Escobar y demora en el pago de un barco para Bahía. Esta situación se presume quedará regularizada en la semana entrante.

A continuación, y como todos los meses, analizamos la oferta de gas natural para los consumidores locales y con especial énfasis en el sector industrial . Se observa que se mantiene la tendencia de los últimos meses, donde la producción total local crece levemente con respecto a 2013, producto de incrementos en la cuenca neuquina pero atenuados por caídas en la oferta desde el Sur y la cuenca norte. En la próxima tabla, se muestra la inyección para las diferentes cuencas del país, junto a las importantes del GNL y gas de Bolivia.

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Como se observa en la tabla, es notable la reversión de la tendencia en la producción local, donde en los últimos años las caídas superaban el 5% y hasta Julio 2014, el aumento es del 0.7%. La disponibilidad total, incluyendo importaciones, crece a un ritmo menor al 2013, y cercano al 1.1%.

Como detalle positivo, mostramos la evolución de la inyección de la cuenca Neuquina, donde los proyectos convencionales y no convencionales de YPF han motorizado la oferta en dicha cuenca.

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Otro dato que no podemos dejar de detallar, son las importaciones de Gas Natural, la cuales muestran incrementos moderados para el gas del Bolivia (Enero-Septiembre 2013 vs. Enero-Septiembre 2014 +7.8%) y reducciones en el GNL (-2.7%).

A continuación mostramos la evolución de ambas importaciones con detalle mensual frente al 2013.

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Los efectos de mayor disponibilidad de gas y las altas temperaturas promedios desde el 15 de Julio y que han continuado en agosto y septiembre, han mejorado la disponibilidad de gas para el sector industrial, reduciendo notablemente los días de cortes, que habían arrancado con mucha frecuencia en los meses de mayo y junio.

Director Comercial: Ing. Mauricio Golato.

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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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Información de Mercado

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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Informacion, Información de Mercado

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.

Información de Mercado

Compra de Gas Natural en Pesos

Los usuarios industriales están acostumbrados a la negociación y posterior compra de gas natural en dolares estadounidenses, ya sea a comercializadores de gas o productores. Esta practica habitual del mercado local de compra/ venta de gas natural, hoy ofrece alternativas diferentes, que permiten al usuario optar por la moneda de contratación.

Latin Energy Group, ofrece para sus clientes la comercialización de gas natural en moneda local y realiza ofertas a la empresas, que así lo requieran, en pesos argentinos.

¿Como es posible?
Como intermediario de gas natural, Latin Energy Group, compra el producto en moneda extranjera pero toma coberturas en el mercado cambiario, que le permiten resguardarse de las fluctuaciones que pueda tener la moneda.

¿Como afecta el cepo cambiario a la comercialización en pesos?
No afecta a este tipo de servicio porque la compra de gas se realiza en moneda extranjera, pero se paga a dolar vendedor del Banco Nación, y el mercado de dólar futuro transacciona de manera similar. Como las operaciones son considerando el dólar oficial el cepo cambiario no afecta a este tipo de operaciones.

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¿Es más caro comprar gas en Pesos?
El seguro cambiario necesario tiene un costo asociado, desde luego. A continuación detallamos un oferta de Latin Energy Group en ambas monedas, donde el usuario puede optar por la moneda de origen.

Periodo de la oferta Mayo 2013 – Abril 2014 (ejemplo para un contrato de 1 año)

Oferta de Gas Natural 100 US$ / Dam3
Oferta de Gas Natural 580 $ / Dam3
Tipo de cambio Fecha de cotización: 5.30 $/US$
Tipo de cambio de la oferta de gas: 5.80 $/US$

¿Como se modifica el precio del contrato si acepto la oferta en pesos con variaciones en el tipo de cambio?
No se modifica, una vez firmado el contrato de gas en moneda local, si el Tipo de cambio aumenta no es un preocupación para el consumidor dado que su precio es fijo y en pesos argentinos. Tampoco es un preocupación para el comercializador porque el mismo tomo una cobertura en el mercado cambiario.

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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.

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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.