Realizamos 2 encuestas en Linkedin sobre la expectativa de costos para el sector industrial para el 2021. En la imagen de la derecha encontrarán los resultados de 91 votantes para gas natural.
El resultado fue bastante contundente hacia un aumento esperado en los costos del gas para 2021, en línea con los que se habla entre los especialistas.
Dependiendo de la campaña de renovación del contrato de gas (ene-dic o may-abril) los aumentos en dólares serán relevantes, luego de varios años de bajas.
Agradecemos a todos los participantes por la cooperación.
En la encuesta sobre precios monómicos en usd / mwh se observa mas cautela en la expectativa de precios, donde los 50 votantes se ubicaron en valores medios del orden de 60 a 70 USD/Mwh.
Este resultado indica una previsión de aumentos muy moderadores frente al costo del 2020 para los GUMA y GUMES.
La pesificación de la potencia, los precios del gas natural dentro del acuerdo, la baja demanda y la incorporación de las energías renovables son algunos factores de contención del precio aun con los combustibles, con expectativas en aumento.
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.
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
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.
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.
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 la siguiente tabla se muestran los precios de los contratos marginales publicados en el MEGSA con destino a la comercialización y al consumo industrial.
A fines comparativos se muestran los volúmenes de Mayo y Agosto de 2012. La caida significativa de precios en la cuenca Neuquina responde a ventas spot por 300.000 m3/día.
En la próxima campaña de gas, para la renovación de contratos, Energía y Mercados seguirá de cerca la evolución de los precios por cuenca para la correcta negociación de contratos entre la industria ylos productores o comercializados de gas natural.
