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Tag: consultoria en gas

Información de Mercado
febrero 6, 20180

Precios de Gas para el sector Industrial: aumentos estándar en BP, continúa el alza en City Gate

El precio de gas en boca de pozo para el industrial es el único termómetro del mercado ya que, actualmente, el resto de los segmentos (residencial, generación y GNC) se encuentran bajo precios regulados. Por ende, es el primero que reacciona ante los cambios del mercado. Veamos algunas de las variables más importantes para este sector.

  • Finalización del Plan Gas, comienzo del Incentivo a no convencionales en NQN: la conclusión de este programa para el año entrante supone, en principio, una reducción de la disponibilidad a partir de la falta de incentivos; sin embargo, el desarrollo de los no convencionales en Neuquén conlleva grandes expectativas a nivel productivo. Este es un nuevo enfoque de estímulo propuesto por el gobierno nacional para aumentar la oferta a partir de producción local.
  • Precios de Gas para el sector Residencial: Se empina el sendero de precios para 2018 establecido por el Ministerio de Energía y Minería. Para el 2018 se prevé un aumento promedio del 25%, desde un 3.78 USD/MMBTU promedio 2017 a 4.70 USD/MMBTU. Esto convocará, inevitablemente, a una mayor racionalización del uso de este fluido por parte de los consumidores, y dependiendo de la oferta total, a una mayor disponibilidad para el segmento industrial y de generación.
  • Aumentos de Transporte se destruye el net back: En el 2017 se registraron aumentos promedio de transporte del orden del 65% en USD vs 2016[1], lo que derivó en la destrucción del net back. Recordemos que este concepto hace referencia a que resulta económicamente indistinto comprar gas en el sur y transportarlo a NQN que comprarlo directamente en NQN. Para el 2018, sin embargo, se espera otro escalón de aumento del orden del 40%, lo que, en principio, haría económicamente imposible el transporte del gas del sur hacia NQN. Ante esta encrucijada existen dos escenarios: baja de precios del sur para recuperar el net back -que el mercado no espera- o sostenimiento del precio del sur y mayor disponibilidad de NQN (por lo que no existiría necesidad de utilizar el mecanismo de transporte)-con mayor probabilidad de ocurrencia según el mercado-.

                                                                                                                       

A continuación mostramos un gráfico donde se muestra la evolución de este concepto de NET BACK con una proyección a lo que será el 2018. Como podemos ver, en el 2017, se invierte la ecuación económica de transportar gas del sur a NQN debido al costo del transporte, efecto que, según nuestras estimaciones a precios de gas en Boca de Pozo constante, se acentuará en el 2018.

[1] Comparando cuadros tarifarios de TGS a Tipo de Cambio Constante.

 

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Conclusión: El sector industrial, prevemos, tendrá un aumento moderado y habitual del 2%-3% en Boca de Pozo, mas sufrirá dos escalones de aumentos de transporte y distribución: uno en diciembre de este año del orden del 40%, y uno del 30% (respecto del de dic-17) para abril 2018.  Recordemos que el impacto de T&D sobre el total de la factura de un industrial es el 30% aproximadamente.

Información de Mercado
febrero 1, 20180

El Gobierno nombró nuevas autoridades en ENRE y Enargas

A través de los decretos 83/2018 y 84/2018 publicados en el Boletín oficial, el Gobierno nombró a los nuevos presidentes del directorio del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas).

La medida, que lleva las firmas del presidente Mauricio Macri y del ministro de Energía Juan José Aranguren, avala la designación al frente del ENRE de Andrés Chambouleyron por el término de cinco años y Marta Irene Roscardi por cuatro.

Chambouleyrón se desempeñó desde diciembre de 2015 hasta hoy como subsecretario de Coordinación de Política Tarifaria, en el ámbito de Energía.

En tanto, la administración nacional designó como vocal segundo a Ricardo Alejandro Martínez Leone, por dos años, y como vocal tercero a Laura Gisela Giumelli por un año.

Por otra parte, en el Enargas el Gobierno nombró a Mauricio Ezequiel Roitman por el plazo de cinco años.

Roitman trabajó desde diciembre de 2015 a la actualidad como Subsecretario de Escenarios y Evaluación de Proyectos de la Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico del Ministerio de Energía y Minería.

A través de los decretos 83/2018 y 84/2018 publicados en el Boletín oficial, el Gobierno nombró a los nuevos presidentes del directorio del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas).

La medida, que lleva las firmas del presidente Mauricio Macri y del ministro de Energía Juan José Aranguren, avala la designación al frente del ENRE de Andrés Chambouleyron por el término de cinco años y Marta Irene Roscardi por cuatro.

Chambouleyrón se desempeñó desde diciembre de 2015 hasta hoy como subsecretario de Coordinación de Política Tarifaria, en el ámbito de Energía.

En tanto, la administración nacional designó como vocal segundo a Ricardo Alejandro Martínez Leone, por dos años, y como vocal tercero a Laura Gisela Giumelli por un año.

Por otra parte, en el Enargas el Gobierno nombró a Mauricio Ezequiel Roitman por el plazo de cinco años.

Roitman trabajó desde diciembre de 2015 a la actualidad como Subsecretario de Escenarios y Evaluación de Proyectos de la Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico del Ministerio de Energía y Minería.

 

Fuente: http://www.ambito.com/910934-el-gobierno-nombro-nuevas-autoridades-en-enre-y-enargas

 

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enero 12, 20180

Demanda Residencial: Derrumbe del consumo

Como hemos remarcado anteriormente, este sector es el que regula al resto ya que tiene prioridad de abastecimiento. Sin embargo, su comportamiento no es caprichoso y responde casi exclusivamente al factor climático. Para estudiar el impacto del invierno tomaremos como parámetro de temperatura mínima promedio para la ciudad de Buenos Aires suministrados por la estadística de censo de la ciudad (hasta el 2016) y por los partes diarios del ENARGAS (para el 2017).

Como podemos ver en el siguiente gráfico, los inviernos del 2014 y 2015 han registrado temperaturas superiores a la de años anteriores a lo largo del invierno, lo que ha implicado un consumo de gas moderado para el sector en comparación con otros períodos.

 

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Luego de los templados inviernos del 2014 y 2015, el 2016 registró un invierno muy frío, especialmente para los meses de mayo y junio, donde se registran los consumos récord, para luego estabilizarse en la media para julio, agosto y septiembre. Hay que recordar que el año pasado, se anunció el primer aumento tarifario para el sector en el marco del “sendero de precios” impulsado por el gobierno. Sin embargo, esto no pareció afectar al nivel de consumo.

El 2017, con tarifas aún más caras que el 2016, registró uno de los inviernos más benévolos en términos de temperatura con un comportamiento muy similar al del 2015 para los meses de mayo y junio y denostando un récord mínimo de consumo para el mes más frío del año: julio. Para agosto y septiembre, podemos ver, continúan las altas temperaturas, por lo que prevemos que el consumo continúe debajo de media histórica para este sector.

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diciembre 26, 20170

Demanda de Gas Natural

Por lo general, lo que define el comportamiento de la demanda de gas natural en un año es el invierno, ya que debido a la legislación vigente y, sobre todo, a la disponibilidad limitada de este combustible, el consumo del sector prioritario (mayoritariamente residencial) restringe la cantidad de fluido sobrante para la industria y la generación eléctrica. Por ende, cuanto más frio sea un año, el residencial consume más gas para calefaccionar, y el resto de los segmentos debe recurrir a combustibles alternativos para continuar con sus operaciones.

Ante el escenario antes descripto, el 2014 y el 2015 fueron años con temperaturas invernales templadas, lo que generó un sobrante de gas atípico para la industria y generación. Sin embargo, en el 2016, esta situación se revierte en cuestiones de temperatura, aunque dicho impacto no fue dramático al considerar la abundante disponibilidad de gas natural (recordar que fue el año récord de producción nacional desde la recuperación del 2013).

En lo que va del 2017, las temperaturas han ayudado mucho a sobrellevar la merma de disponibilidad nacional, por lo que la demanda del sector industrial y generación casi que no han sufrido limitaciones de consumo.

A continuación podemos ver la evolución de la demanda agrupada, con un crecimiento casi ininterrumpido desde el 2011, a una tasa promedio de 2%. A la derecha se puede ver el comportamiento de la oferta, responsable de este mayor consumo, ya que a medida que hay más disponibilidad de gas, se desplazan combustibles alternativos más costosos como gas oil o fuel oil. Este año, sin embargo, existe una menor demanda de gas natural que acompaña una menor disponibilidad general del sistema:

 

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diciembre 26, 20170

Oferta Agregada Total

En términos generales, la disponibilidad total ha crecido a un ritmo sostenido del 3% desde el 2011, sin embargo, para el 2017 vemos el primer quiebre de tendencia, con una reducción del 0.4% vs 2016. Otro cambio a destacar es el primer quiebre del sostenido crecimiento de la participación local vs importaciones: desde el 2013, la producción local fue desplazando  componentes importados como GNL y gas de Bolivia; sin embargo, para el 2017, vuelve a crecer la participación de las importaciones en un 2% vs el detrimento del mismo valor pero signo opuesto de la participación local.

 

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A partir de las perspectivas expuestas anteriormente, creemos que el 2018 presentará una oferta agregada entre 1% y 2% superior al 2017, generada por un sostenimiento de las importaciones –principalmente de Bolivia – y mayores volúmenes de producción local.

 

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diciembre 21, 20170

Importaciones: una solución de compromiso

Las importaciones han sido un factor fundamental para resolver la merma en la producción nacional en los últimos años. Esta tendencia ha crecido casi ininterrumpidamente desde el 2008, tomando especial preponderancia a partir del 2011 donde alcanzaría un 16% del volumen total del gas natural del país. Esta solución, que en un primer lugar fue coyuntural y ocasionó grandes discusiones respecto de las erogaciones en las que incurría el estado para poder mantener la demanda del fluido, hoy presenta un panorama más benévolo gracias al contexto de bajos precios internacionales.

Los productos que han logrado sustituir la producción nacional han sido 3: importaciones de gas de Bolivia, importaciones de GNL y desde el 2016, importaciones de gas de Chile.

Con respecto al primero de los productos, la demanda de este fluido ha ido en aumento desde el 2011. A partir del 2014, donde alcanza su primer pico, su demanda fue decreciendo, gracias al crecimiento de la producción nacional, hasta el año corriente donde observamos un récord histórico. Este fenómeno se debe, justamente, a la recaída productiva. A continuación la evolución de la importación del gas de Bolivia:tercer tanda

El caso del GNL fue similar al 2016, aunque con una merma promedio del 3%. Cabe destacar que el caso del GNL tiene la limitación técnica de la capacidad de regasificación de las plantas de Escobar y Bahía Blanca, lo que supone un techo a la participación de este producto. Un cambio sumamente importante es que para el 2017, ENARSA dejó de comprar este fluido a través de YPF (quien en los 4 años anteriores se encargó de la gestión comercial) y lanzó su primera licitación propia.

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El último de los productos que componen la canasta de importaciones a destacar es el gas de Chile. En el 2016 ENARSA firmó un acuerdo con Chile para la entrega de gas natural para el período de mayo a agosto. En el 2016, el país limítrofe disponía de capacidad ociosa en dos de sus terminales (GasAndes y Norandino) por las cuales inyectó cerca de 3 MMm3/día promedio mayo-agosto, aunque si tomamos la distribución anual, el promedio baja a 1 MMm3/día. En el año corriente, solo se ha utilizado la terminal de GasAndes, y la importación se encuentra en un promedio anual de 0.74 MMm3/día (un 25% menor al 2016).imagen 1

 

Tendencias del Corto Plazo

La baja producción nacional ha generado un aumento de las importaciones, quebrando su tendencia regresiva. Teniendo en cuenta los tres productos observamos:

GNL: Dadas las limitaciones técnicas de Escobar y Bahía Blanca, observamos una estabilización en la importación de este producto.


Bolivia: El 2017 ha marcado un récord en los volúmenes importados del país limítrofe, y dadas las perspectivas de mayor disponibilidad para Bolivia, sumado al bajo precio, y a la necesidad argentina ante su merma productiva, podemos esperar una inyección igual o ligeramente inferior (- 0.5 MMm3/día) para el año siguiente.


Chile: Al ser incluido como una alternativa de sustitución económica frente a las importaciones Gas Oil y el GLP, suponemos una futura inyección igual al año corriente.

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Información de Mercado
diciembre 14, 20170

El Gobierno convocará a empresas a invertir en exploración offshore de petróleo y gas

El Gobierno lanzará, a mediados de año, una licitación para buscar petróleo y gas en el mar, una actividad poco desarrollada en el país.

Así lo anunció este miércoles el ministro de Energía, Juan José Aranguren, en un almuerzo con los principales empresarios de la industria petrolera, en ocasión del Día del Petróleo y Gas.

Aranguren anticipó que en julio lanzará “la Ronda 1 del plan de exploración offshore”. En esa ocasión Energía licitará la búsqueda de petróleo y gas natural en tres cuencas: la Austral, la Malvina Oeste y la Cuenca Argentina. Las dos primeras se ubican hacia el sur del país, mientras que la última se extiende desde el sur de Buenos Aires hasta el límite con Uruguay.

Según fuentes oficiales, se trata del “primer gran plan de exploración mar adentro en veinte años”. Durante el gobierno de Cristina Kirchner, el Gobierno intentó llevar adelante exploraciones con Enarsa e YPF, pero no arrojaron resultados.

Aranguren anticipó que lanzarán una convocatoria para contratar a una consultora internacional que prepare la ronda de licitaciones, con la idea de lanzar una de ellas por año. La adjudicación de los pliegos sería hacia fines de 2018.

Lo escuchaban, entre otros, los presidentes de YPF, Miguel Gutiérrez, de Shell, Teófilo Lacroze, y de PAE, Alejandro Bulgheroni. También había referentes de toda la industria del petróleo y el gas.

En la actualidad, existen dos exploraciones offshore en Argentina. La compañía de origen francés Total tiene la explotación de Vega Pléyade, en Tierra del Fuego, y ENAP Sipetrol opera Magallanes, en el límite entre Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Aranguren, que presidió Shell Argentina hasta mediados de 2015, se guardó el anuncio del inicio de exploraciones offshore para el final de su discurso ante los barones del petróleo. Antes celebró el regreso de las reglas del mercado al sector. “Se acabó el tiempo en el que el Gobierno decía qué y cuándo invertir. Eso está en manos del sector privado, siempre que cumplan con los marcos regulatorios”, dijo.

Fuente: https://tn.com.ar/economia/el-gobierno-convocara-empresas-invertir-en-exploracion-offshore-de-petroleo-y-gas_839882

 

Información de Mercado
diciembre 5, 20170

Aumenta el gas hasta 58% y la luz, más de 70% en dos etapas

Las tarifas de electricidad y gas son desde ayer más caras para los hogares argentinos. Así lo dispuso el Gobierno, que puso en marcha el segundo aumento del año con el doble objetivo de eliminar subsidios y compensar la ecuación económica de las empresas para que mejoren la calidad del servicio.

“Una familia tipo, cliente de Edenor o Edesur, pagará $ 900 mensuales de electricidad y $ 600 de gas”, sostuvo el ministro de Energía, Juan José Aranguren, en una conferencia de prensa donde informó sobre las nuevas tarifas de ambos servicios con un alto grado de detalle.

En el caso de la electricidad, un usuario de bajo consumo (hasta 150 kWh/mes) que esté en las zonas de concesión de Edenor y de Edesur pasará a pagar 67% más en febrero próximo, debido a que a los $ 156 por mes que desembolsa actualmente se le sumarán $ 65 este mes y otros $ 40 en febrero. El impacto pleno del incremento llegará en la factura de marzo próximo. Esa porción de consumidores representa al 30% de la demanda total.

En tanto, un usuario que demande hasta 300 kWh/mes pasará a pagar $ 514, contra los $ 309 de la actualidad. Eso representa un ajuste de 66%.

En el extremo más alto de consumo (hasta 900 kWh/mes), quien hoy recibe una factura de $ 1515 deberá desembolsar $ 3047 a partir de febrero próximo, con una suba de 101%.

El caso del gas es más sencillo, dado que las subas no están escalonadas. El aumento en la factura promedio es de 45 por ciento.

Si se toma en consideración la zona de concesión de Metrogas, la distribuidora más grande del país, un usuario de bajo consumo -hasta 25 metros cúbicos (m3)- pasará a pagar desde este mes $ 201, contra los $ 127 que le costaba el servicio hasta ahora. Eso representa una suba de 58% que se notará en la factura de enero próximo.

Un cliente intermedio, de los denominados R3 1, con un consumo de 98 m3 mensuales, desembolsará $ 892 desde este mes, un 44% más que los $ 618 de hoy, y un usuario llamado R3 4, que consume hasta 210 m3 por mes, deberá desembolsar $ 2342 desde ahora, un 40% más.

Aranguren sostuvo que los nuevos cuadros tarifarios implican que “en promedio a lo largo de un año, el 36% de los usuarios residenciales recibirá una factura media mensual [con impuestos] menor a $ 250 y el 57%, menor a $ 500”. El funcionario también agregó que los ajustes “son necesarios para entrar en un sistema de generación eléctrica y de gas sustentables en el tiempo y que reduzca nuestra dependencia de la importación, para así lograr que se genere más trabajo en la Argentina”.

Tarifa social y descuentos

Para ambos servicios continuará el beneficio de la tarifa social, que les permite a los sectores desfavorecidos en términos económicos pagar menos.

Tras las críticas que recibió en las audiencias públicas que se hicieron el mes pasado, el Gobierno revisó los criterios para su aplicación.

En aquella ocasión había propuesto que los usuarios de gas debían ahorrar hasta 30% en comparación con el consumo de 2015 para obtener una bonificación del 10% sobre el precio del gas, pero ahora redujo a 20% ese valor.

Según los especialistas, quienes tengan grandes consumos tienen muchas más chances de disminuirlo para obtener el aumento que los sectores de bajo consumo. En el camino aparece otro aliciente: el Ministerio de Energía dispuso que la comparación no se haga contra el año anterior, cuando los anuncios de aumentos comenzaron a cambiar la conducta de los consumidores, sino contra 2015, cuando las señales de precios todavía no invitaban al ahorro.

Pese a los aumentos, los clientes residenciales seguirán teniendo un alto nivel de subsidio por parte del Estado. Tras el último ajuste, el precio promedio del gas mayorista que paga la demanda pasará de US$ 3,77 a US$ 4,19 el millón de BTU, por lo que el Estado seguirá aportando un 38% de lo que cuesta (antes del aumento ese valor era de 45%). Los próximos aumentos del gas serán en abril y en octubre del año próximo. En ese momento, el Gobierno aportará un 23% en subsidios.

En el caso de la electricidad, el Estado cubrirá el año próximo un 18% del costo del servicio a través de subsidios. Su próxima suba sería en febrero. Los valores del gas mayorista para las estaciones de GNC también aumentarán. Su traslado a los precios finales dependerá de la decisión de las bocas de expendio. Y habrá ajustes para la industria, que el año próximo casi no tendría subsidios.

En el caso del gas en garrafas, el valor del cilindro de kilogramo, que hasta ayer costaba $ 135, a partir de ahora costará $ 185.

En este segmento, los subsidios que aplica el Gobierno pasarán de $ 115 a $ 146, con lo cual el usuario pasará de pagar $ 20 a $ 39.

“Somos importadores del 25% del gas que estamos consumiendo. Eso en un paí­s que es abundante en recursos hidrocarburíferos es un sacrilegio; tenemos que recuperar la inversión que nos lleve a tener precios cada vez más bajos en la energí­a”, explicó el ministro en el momento de justificar los aumentos.

Desde mediados de 2019, la luz sólo debería subir en línea con la inflación.

Fuente: http://www.lanacion.com.ar/2087734-aumenta-el-gas-hasta-58-y-la-luz-mas-de-70-en-dos-etapas

Información de Mercado
noviembre 8, 20170

Gas: 2017, otro año difícil

No acaba 2017 pero ya se vislumbra otro año no tan agraciado para la industria de hidrocarburos, del gas concretamente.

En otro comentario hablamos exclusivamente sobre energía (eólica, solar y renovables), ahora nos dedicaremos al tema gas que es energético de transición par excellence entre fósiles y renovables.

La caída de precios del barril de petróleo por la intensa actividad de producción de petróleo/gas de Estados Unidos (del no-convencional) y la caída del crecimiento chino explican la bajada de precios del WTI y del Brent, que naturalmente golpearon a Venezuela y Bolivia, en este hemisferio.

Algunos elementos de análisis que deben ser tomados en cuenta en la estructuración de la nueva arquitectura legal, regulatoria y normativa del sector que reflejen una Reforma Energética boliviana son:

Modificar la estructura de precios del petróleo (en el campo productor) destinado al mercado interno, aún bajo un pernicioso subsidio, de manera que el barril de petróleo boliviano sigue en apenas 25 dólares.

Lo mismo para el gas: la compra y venta al mercado interno se realiza a menos de un dólar, para el productor, 0,60 hasta 1 dólar por millar de BTU.

En 2018 se debe repensar y renegociar el contrato GSA, cuyo precio de venta de gas a Brasil responde a una lógica de un precio fijado a través de una “canasta” de fuel oils establecida en el contrato GSA de la década de los noventa. Habrá que ver de continuar: vendiendo más o menos volúmenes y comprometiéndose Bolivia a cumplirlos. No es una la vez que Brasil requirió certezas, al igual que Argentina, de la capacidad de suministro de gas.

El precio de venta de gas a Argentina también tiene una “canasta” con el precio añadido del diesel oil. Lo propio: habrá que ver cómo incrementar envíos.

2018 debe ser para incrementar producción de gas. Pero solo se incrementa si hay nuevos reservorios certificados. Y solo se incrementan nuevos reservorios si hay inversión privada. Y con los precios actuales del barril WTI es complejo atraer inversiones, más aún a países cuya “marca país” en energía no es la más positiva.

Los muchos ingresos que tuvo el Estado boliviano fueron, sencillamente, gracias los buenos precios del barril WTI (que llegó a máximos de 110 dólares/barril y que ahora y por los próximos 2 años podría estar estabilizado entre 50-60 dólares/barril) y del comportamiento del mercado a nivel global, así como los malos precios actuales inciden directamente en su política económica.

No hay certificación de reservas de gas actualizadas, la última data es de 2013 pese a existir una ley que obliga a aquello.

Bolivia produce como máximo 60 millones de metros cúbicos de gas por día y hasta el año 2014 se producían 60.000 barriles de petróleo por día; cifra pequeña si se compara con la producción venezolana de petróleo, que es de 1,9 millones de barriles diarios, de acuerdo con el último informe presentado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo.

Hay que estar advertidos que no habrá buenos precios del barril WTI o Brent en los próximos años, dado que Estados Unidos está casi autoabastecido de gas & petróleo vía shale, entonces Venezuela y Bolivia no van a tener ingresos parecidos a la década 2006-2014.

Regiones productoras vieron afectados sus ingresos, cayeron sus regalías y resultaron más afectadas aquellas economías no diversificadas; un poco el criterio de que las regiones productoras de gas deben dejar de ser adictas a la renta y buscar nuevos modelos de desarrollo a través de proyectos productivos y generar energías alternativas.

Algunas conclusiones, que resultan obvias a la luz del tiempo actual dado que se repiten anualmente como rezo del Padre Nuestro, son:

Urge una nueva Ley de Hidrocarburos, la actual data de 2005.

Urge una nueva Ley de Electricidad, la actual data de 1996.

Urge una Ley de Nuevas Energías, para incorporar, incentivar y estimular inversión privada en el área.

Urge estimular el sector para inversiones en la cadena: exploración, producción, refinación, transporte, comercialización e industrialización. Y cuando hablamos de inversión nos referimos a inversión del sector privado internacional, dado que la “espalda” financiera del Estado no es suficiente.

En el marco de la nueva legislación se deben ajustar los precios internos de gas y combustibles, adecuándolos a la realidad internacional.

2019 está a la vuelta de esquina y no se tiene una idea de qué es lo que va a suceder con Brasil: si van a seguir demandando actuales o mayores volúmenes, si se van a hacer proyectos compartidos o cuál será el norte en la exportación de gas boliviano a ese país.

Abrir nuevos mercados: dejar de estar anclados a dos únicos mercados.

Pero claro, estas son solo ideas y apreciaciones que ni ofenden ni lastiman a nadie

 

Fuente: http://www.el-nacional.com/noticias/columnista/gas-2017-otro-ano-dificil_210605

 

Información de Mercado
octubre 11, 20170

Gas Natural Fenosa y el Banco Ciudad lanzan línea de crédito para la instalación de gas natural en hogares

Gas Natural Fenosa y el Banco Ciudad lanzan una línea de créditos para financiar las instalaciones internas de aquellos hogares que se encuentran sobre la red de gas natural, pero que aún no se han conectado a la misma por contar con dificultades de acceso a la infraestructura.

Horacio Cristiani, presidente de Gas Natural Fenosa, sostuvo: “con estas acciones buscamos poner a disposición de los interesados diferentes líneas de crédito que acerquen facilidades a las familias para que puedan contar con gas natural por redes, mejorando así su calidad de vida”.

Las condiciones del programa serán:
-El préstamo será de hasta $20.000 que se pagará hasta en 60 cuotas mensuales de hasta $767,77. La tasa de interés fija será del 40%, con un costo financiero total del 48,23%
-El programa está vigente en los 30 municipios del oeste y el norte del conurbano bonaerense donde Gas Natural Fenosa brinda servicio.
-Pueden de acceder a este beneficio todos aquellos hogares que se encuentren sobre la red de gas natural.
-Los interesados podrán solicitar el crédito a través de sus gasistas matriculados quienes realizarán la gestión a través del “Portal del Matriculado”.
-El monto total del crédito cubrirá el costo de los materiales y la mano de obra matriculado.
-Las cuotas comenzarán a pagarse, con la primera factura de gas, una vez colocado el medidor.

Desde el año 1992 Gas Natural Fenosa brinda su servicio de distribución de gas natural por redes en 30 partidos del norte y oeste del Conurbano bonaerense. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.530.000 clientes residenciales, 52.497 comerciales y 1300 industriales, 398 estaciones de GNC y 4 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 24.800 kilómetros.

Para más información, visite www.gasnaturalfenosa.com.ar

Fuente: http://www.infoban.com.ar/despachos.asp?cod_des=86036&ID_Seccion=6

Información de Mercado
octubre 3, 20170

Argentina demandara menos gas desde octubre

El embajador de Argentina en Bolivia, Normando Álvarez informó de que su país pasó el periodo de invierno, crítico en demanda de gas, pero que a partir de este 1 de octubre disminuirán las nominaciones a un promedio de entre 15 y 16 millones de metros cúbicos diarios (Mmmcd).

Álvarez recordó que Argentina enfrentó el periodo alto de consumo energético no solo con el gas natural de Bolivia, sino también con el gas natural licuado (GNL) que tuvo que comprar a Chile. Según datos oficiales, el promedio de envío de gas al mercado argentino en el periodo de invierno osciló en 16,3 Mmmcd.
Bolivia produce 60 Mmmcd, siendo el mercado nacional la prioridad.

http://www.eldeber.com.bo/bolivia/Argentina-demandara-menos-gas-desde-octubre-20170930-0010.html

 

 

 

 

Accesos Relevantes
septiembre 18, 20170

Positivo informe de Moody’s sobre energias renovables en Argentina

Un informe de la consultora Moody´s señala que si bien la energía hidroeléctrica es la fuente dominante de generación de energía en algunos países de Latinoamérica, son las energías renovables (eólica, terrestre, sola, geotérmica y de biomasa) las que permitirán incrementar la porción de energía libre de carbono en los países que tienen un objetivo de reducción de emisiones.

Para el caso de la Argentina, la consultora destaca que, si bien el mercado de energías renovables es relativamente nuevo, “el Gobierno electo en 2015 ha implementado reformas que están dirigidas a incrementar la inversión privada en el país”.

Moody´s afirma que “una mayor disponibilidad de fondeo privado permitirá el desarrollo de una mayor cantidad de proyectos de energía renovable” y que la nueva regulación tiene como objeto abastecer al menos el 20% de la demanda de electricidad en 2025, lo cual implica un incremento en la capacidad instalada de 6,8 gigawatts”.

Hasta el momento, señala el informe, toda la energía eléctrica para el mercado mayorista se distribuía a través de CAMMESA, quien a través de subastas asignaba tanto la energía convencional como la renovable.

Con la entrada en vigencia a partir del mes pasado de la Resolución N° 281 del Ministerio de Energía y Minería los grandes usuarios podrán concretar acuerdos contractuales con empresas privadas para cumplir con los cupos de abastecimiento de energía renovables impuesto por ley, de manera similar a lo que ocurre con otros países de la región, como Chile y México.

Fuente: https://www.cronista.com/finanzasmercados/Moodys-Fundamentos-solidos-y-metas-de-reduccion-de-carbono-sustentan-el-avance-de-las-energias-renovables-en-America-latina-20170907-0071.html

 

 

Información de Mercado
septiembre 18, 20170

El Gobierno apuesta a reducir 50% las compras de gas licuado en 2 años

 

El presidente de la estatal Energía Argentina (Enarsa), Hugo Balboa, adelantó que ya esperan que las compras de Gas Natural Licuado (GNL) se reduzcan por lo menos a la mitad en 2019 o un año después, a partir de la oferta del fluido que proveerán los yacimientos no convencionales en Vaca Muerta.

“Si hacemos las cosas bien, tendremos cada vez más gas y podríamos contratar menos de 35 o 40 barcos con GNL desde 2019”, remarcó Balboa.

Además, el funcionario reveló que debido a que el clima acompañó (las temperaturas no fueron tan bajas en el invierno), pasarían al menos un barco de los 69 contratados este año para 2018, ya que no haría falta su inyección al sistema.

En lo que resta del año, llegarían a Bahía Blanca un barco de Shell (mañana) y otro de British Petroleum (el 10 de octubre) con 84 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas cada uno, mientras a Escobar ingresará hoy un buque de Trafigura con 54 MMm3 y arribarían tres cargamentos con el mismo volumen de Trafigura (el lunes 25), Glencore (viernes 29) y Vitol (16 de octubre). Los barcos con fecha en octubre son los que podrían trasladarse a la próxima temporada.

La importación de GNL es una alternativa mucho más barata que el gasoil (hoy en u$s 12 por millón de BTU, contra los u$s 5,75 / MMBTU del gas líquido), limitada por la capacidad de regasificación en los puertos de Escobar y Bahía Blanca. Este año, el Estado destinará u$s 983,1 millones en total para las adquisiciones de GNL. Frente al estancamiento de la producción de gas y una demanda también estable, el Ministerio de Energía recurre también al gasoil, gas boliviano y gas importado por Chile que, de acuerdo con el análisis de Balboa, aún siendo más caro que el de Bolivia es mejor que comprar gasoil.

En los próximos meses, se conocerá la cantidad de buques con GNL que entrarán en 2018, cuando termine la licitación. El viernes pasado, las autoridades de la compañía estatal contaron que pudieron bajar un 37% en dólares los costos de remolque de los barcos que llegan a los puertos de Escobar y Bahía Blanca, donde se regasifica el GNL.

Enarsa destinará u$s 10.425.716 en 2018 para el remolque, que estará a cargo de Madero Amarres, Antares e Inversora Marítima Argentina. Este año se pagará u$s 16.461.870 por este ítem y en 2015, último año de la gestión anterior, se había abonado u$s 26.642.024. El ahorro comparado con 2015 es de 61%.

El concurso público que concluyó este mes y cuyos resultados se publicarán en el Boletín Oficial esta semana, determinó que el servicio del remolque en Bahía Blanca será prestado por Antares, a una tarifa de u$s 172.200 por barco, y Madero Amarres, a u$s 118.772. Esta última empresa también lo hará en Escobar a u$s 175.154 e Inversora Marítima Argentina a u$s 144.900.

La intención clara del Gobierno en el sector energético es diferenciarse de la gestión del ex ministro Julio De Vido, hoy investigado en decenas de causas judiciales por convalidar precios mucho más altos que en el resto del mundo. Uno de esos casos fue el contrato con BP en 2013, que Balboa calificó de “dudoso”, por el que Enarsa compró a la petrolera británica GNL a u$s 15,54 / MMBTU, mientras se podía realizarlo a u$s 10,50 / MMBTU.

En los dos últimos años del kirchnerismo, cuando recién empezaba a repuntar la producción doméstica del fluido y la demanda seguía alta, con las tarifas por el suelo, el Estado pagó más de u$s 6000 millones por la importación de gas líquido.

Fuente: https://www.cronista.com/economiapolitica/El-Gobierno-apuesta-a-reducir-50-las-compras-de-gas-licuado-en-2-anos-20170918-0028.html

 

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agosto 8, 20170

Habra superavit de gas en el Cono Sur?

Hace dos décadas se empezaba la construcción del gasoducto Bolivia-Brasil, país este último que dependía fuertemente de la hidroelectricidad y de costosos, contaminantes y poco eficientes derivados de petróleo para alimentar su matriz energética y, por lo tanto, había necesidad virar al gas natural.

Para ese entonces, Argentina exportaba gas natural a Chile a través de varios gasoductos y su mercado interno continuaba creciendo.

En resumen, el Cono Sur giró muy fuertemente a utilizar gas natural producido regionalmente.

En el año 2001, Argentina entró en su peor crisis económica y mantuvo irrisoriamente bajos los precios del gas en su mercado interno, lo que frenó la exploración en seco.

En breve lapso se redujeron las exportaciones a Chile y, a partir del 2004, tuvo que comenzar a buscar importaciones de Bolivia (2010) y también GNL (2 plantas). Chile no tuvo otra opción y optó por conseguir abastecimiento de GNL (2 plantas).

Brasil, a partir de la guerra del gas, la nacionalización y los cambios regulatorios y fiscales que se daban en Bolivia (2003/2006), observó que esto era un freno a cualquier nueva exploración y optó por diversificar e importar GNL (3 plantas).

En resumen, ante el escenario de menor exploración en la región e incertidumbre de suministro, Chile, Argentina y Brasil optaron por paliar la demanda con GNL.

El 2005 Brasil descubrió el Presal con 176 billones equivalentes de barriles de petróleo y gas y donde Petrobras y varios actores apostaron, apuestan y apostarán recursos económicos y tecnología en los próximos años. Brasil está cediendo áreas y otorgando incentivos y mejores términos fiscales, regulatorios y de mercado para aumentar exploración y mejorar producción desde el Presal y también desde otras cuencas.

La producción de gas natural en Brasil va en aumento. En 2007 Brasil producía 15,2 millones de metros cúbicos por día (mm3/d) y a junio de 2017 la producción subió a 59 mm3/d. El promisorio Presal que empezó produciendo 0,32 mm3/d en 2008, ya entrega al mercado 25 mm3/d a junio de 2017.

El Presal tiene un enorme potencial y si se consiguen inversiones para desarrollar infraestructura y separar el CO2 habrá mayor producción de gas en Brasil.

Por ahora se estima que la producción, al 2025, llegará a 80 mm3/d de los cuales 40 mm3/d serán del Presal.

Vaca Muerta en Argentina tiene recursos técnicamente recuperables del orden de 308 trillones de pies cúbicos (TPC) de gas natural.

Una serie de incentivos, acuerdos con sindicatos y mejores precios para el gas en boca de pozo están gestando ya una serie de millonarias inversiones para producir eficientemente shale y tight gas.

Argentina el 2014 producía 113 mm3/d y, a mayo de 2017, subió a 122 mm3/d. De este total, 29 mm3/d ya son de tight y shale gas.

Las estimaciones prevén que, para el 2025, Argentina esté produciendo cerca de 140 mm3/d, de los cuales 75 mm3/d serán de tight gas y shale gas.

Bolivia, que tenía parada su exploración, ha reaccionado con una Ley de incentivos económicos y algunos decretos reglamentarios para atraer mayor exploración principalmente del sector privado.

Varios prospectos con potencial en los bloques de Caipipendi, Huacareta, Azero, Charagua y otros bloques serán perforados entre 2017 y 2021 para tratar de encontrar nuevas reservas y tener nueva producción.

Si la geología es favorable, Bolivia podrá tener más excedentes exportables hacia el 2025.

Brasil, Argentina y Bolivia incentivan conseguir fuertes inversiones para nueva producción de gas natural. Vamos a observar qué es lo que se tornará real de todo esto, pero es posible que el Cono Sur, en la próxima década, pueda pasar a ser excedentario en suministro de este fluído energético y los productores tendrán que tornarse ingeniosos para competir con precio y condiciones de entrega.

La ecuación no se cierra ahí. Habrá también competencia de GNL importado, principalmente de USA, que tiene la ventaja de ser flexible, y donde se avizoran nuevos proyectos de regasificación.

Por ahora, todo indica que el mercado se tornará altamente competitivo, pero mucho dependerá también de la demanda y de que los países del Cono Sur retomen un crecimiento económico sostenido.

Fuente: http://www.telam.com.ar/notas/201708/197388-superavit-gas-cono-sur.html

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junio 2, 20170

Bolivia enviara mas gas natural a la Argentina durante el proximo invierno

(TÉLAM) – La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) enviará más gas natural a la Argentina en los próximos meses de invierno, con lo que podrá cumplir con el contrato vigente desde 2006, anunció en La Paz el presidente de la compañía, Guillermo Achá.

“La empresa está en condiciones de enviar desde la segunda quincena de junio a la empresa estatal argentina Enarsa hasta 23,9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural”, destacó Achá en declaraciones citadas por la agencia DPA.

El anuncio era esperado por el Ministerio de Energía que dirige Juan José Aranguren, ya que de la previsión de suministro del gas de Bolivia tenía pendiente avanzar o no en un segundo contrato para la compra de GNL a través del puerto chileno de Mejillones, al norte del país.

Hace dos semanas, la empresa Energía Argentina S.A. (Enarsa) cerró un nuevo acuerdo para adquirir gas a Chile durante los meses de invierno por un volumen total de 276 millones de metros cúbicos, lo que significará par el país un ahorro de 42 millones de dólares por la sustitución de compra de gasoil.

Ese acuerdo permitirá incorporar al sistema unos 3,4 millones de metros cúbicos diarios a través del gasoducto trasandino Andes y la terminal de regasificación de Quinteros, en Chile, mediante un acuerdo cerrado con la empresa estatal chilena ENAP.

El contrato firmado con Bolivia en 2006, por 21 años, establece que el país del norte enviaría a Argentina un mínimo de 19,9 millones de metros cúbicos diarios de gas en los meses cálidos y un máximo de 23,9 millones de metros cúbicos diarios de gas en los meses fríos.

No obstante, esta cantidad no se cumplió dado que Bolivia no ha llegado siquiera al mínimo de 19,9 en el pasado invierno, lo que obligó a Argentina a comprar gas a Chile.

La producción diaria de gas natural de Bolivia llega a unos 60 millones de metros cúbicos, cantidad que permite exportar a Brasil y Argentina y cubrir el mercado interno.

Hasta el año pasado Bolivia dependió de las recaudaciones por la venta de gas natural a Brasil y Argentina, sin embargo, por los bajos precios internacionales disminuyó sus ingresos de 2.864 a 1.503 millones de dólares entre 2015 y 2016, un 48 por ciento menos.

Fuente: http://noticias.iruya.com/a/economia/energia/24643-bolivia-enviara-mas-gas-natural-a-la-argentina-durante-el-proximo-invierno.html

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noviembre 10, 20160

Conclusiones y Principales Tendencias del Sector Gasifero

Oferta: El mercado de gas natural contará con mayor oferta de gas natural y estables volúmenes de importaciones. Considerando una demanda residencial más cautelosa por el aumento tarifario, para misma temperaturas que el año 2015 o aún para temperaturas frías como las de este 2016, la disponibilidad para el sector de generación e industrial será mayor.
Existen dos variables que pueden afectar severamente esta condición:
– menores importaciones de Bolivia, que Bolivia no pueda cumplir los volúmenes comprometidos, tanto por menor disponibilidad o pro problemas técnicos en los yacimientos como lo que han tenido este año.
– una cambio en la política de subsidios, el cual busque reducir la disponibilidad de gas para el sector industrial, llevando a los mismos a consumir combustibles alternativos. Esto permitiría al gobierno requerir menos en Gas Oil en el parque de generación.
Déficit: Las perspectivas estables en materias de volúmenes 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 crecimiento en los déficits en función del precio internacional del crudo. Como hemos observado, esta situación puede cambiar radicalmente en función de lo que suceda con respecto a lo que suceda en el mercado internacional del crudo.
Tarifas: El gobierno ya estableció, el sendero de reducción gradual de subsidios, es decir, de incrementos a los precios del gas de boca de pozo en los segmentos residenciales, comercios y pymes. De cumplir con los objetivos planteados, se espera que el precios para todo los segmentos estén en el orden de los 6.7 USD/MMBTU para el 2019.
Precios Industriales: El plan gas que permite vender parte de la producción de gas a 7.5 US$/MMBTU, y el aumento de la recaudación por mayores precios de gas en las tarifas del residencial, con la previsión de incrementos semestrales, sumados a la gran mejora en los precios al segmento eléctrico, establece un salto considerable en los ingresos del productor que sumandos a la mayor oferta, permiten inferir un escenario de precios industriales estables, con leves aumentos para las siguientes campañas.

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noviembre 2, 20160

Tarifas y Precios de gas Natural. Los precios van al alza!

Respecto a los costos de gas natural incluidos en la tarifa del segmento Residencial, se pudo observar un fuerte impacto en el año 2016, el cual se refiere a la readecuación tarifaria a partir del 1ro de Abril, que luego fue anulada por un fallo de la Corte Suprema, y finalmente luego de la audiencia Pública realizada en septiembre de este año, el 7 de octubre presentaron las nuevas tarifas para los residenciales que luego detallaremos. Esto incluye 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 octubre en adelante. 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 2015.
El sector industrial, único segmento en el que los precios de gas están desregulados, donde luego de varios años consecutivos de incrementos generados fundamentalmente por la caída en la producción total, mostró una estabilización en los precios medios para el 2015, y un leve incremento en el 2016 consecuencia de la suba del precio del gas natural en los otros segmentos, principalmente en los precios que se pagan en el segmento de energía eléctrica.
Los precios del sector de GNC, al igual que el residencial, tuvieron un ajuste considerable a partir de la última resolución del Ministerio de Energía del 7 de octubre del presente año.
El precio de gas del sector de generación de energía eléctrica ha sufrido un elevando incremento, luego de no sufrir modificaciones en los últimos años, y el promedio de las distintas cuencas se ubica en el orden de 5.2 US$/MMBTU.
A continuación mostramos la evolución de los costos del gas en boca de pozo para todos los segmentos. Luego detallaremos más sobre cada uno de éstos.

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octubre 17, 20160

Importaciones: Entorno internacional favorable! En 2016, se suma importaciones de Chile

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 de GNL 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 inyección media desde Bolivia y en el segundo, la misma información para las importaciones de GNL.

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Se observa en los gráficos previos, que la importación Bolivia y de GNL retrocede ligeramente 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.
 Problemas en la producción de Bolivia, particularmente en 2016 que se esperaba in incremento en la importación.
 Se suman las importaciones de Chile, que a continuación detallaremos.

Importamos Gas de Chile

Como novedad del corriente año, ENARSA firmó un acuerdo de importación de gas de Chile para el período invernal (específicamente en los meses que van de mayo a agosto).
Chile que también importa GNL, y como consecuencia de que Argentina dejó de exportarle gas natural en la década pasada por caída de nuestra producción, tiene capacidad ociosa en sus dos terminales de re-gasificación (Mejillones y Quinteros).

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Tendencias de Corto plazo

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 de GNL se mantendrán estables en el corto plazo, sin incrementos significativos.
En el caso de Bolivia se espera incrementos del orden de los 2 MM m3/día para el próximo año y sumado a esto, es altamente posible, que en los próximos años se sigan firmando acuerdos de importación de gas con Chile con el objetivo de sustituir o reducir el consumo de combustibles alternativos, como el Gas Oíl o el GLP, los cuáles son más costosos que la importación del gas natural (GNL, Bolivia o Chile).

Oferta Agregada:
A nivel agregado, desde el año 2011, la disponibilidad total de gas natural incluyendo importaciones ha crecido, producto del fuerte crecimiento de las importaciones. Desde el 2013, la tendencia se mantiene con mayor disponibilidad pero importaciones estables, dada la mayor oferta local.

En la siguiente tabla podrán observar los volúmenes promedios por cuenca, y en las últimas columnas, el crecimiento de la oferta total y el crecimiento de la producción local.

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En función de las perspectivas mencionadas previamente, creemos que la disponibilidad para el 2016 se ubicará en 7,5 MMm3/día más, lo que representa un 5.8% de crecimiento, basado en un importante crecimiento de producción local. De cumplirse las estimaciones la oferta local para los últimos meses, la misma crecería un 7,7%.

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julio 18, 20160

La produccion de gas cayo casi 20% en la ultima decada

http://www.cronista.com/economiapolitica/La-produccion-de-gas-cayo-casi-20-en-la-ultima-decada-20160717-0015.html
17/07/2016
De acuerdo a un informe de IDESA, entre los años 1990 y el 2004 la producción de gas se duplicó, mientras que entre 2004 y 2015 se contrajo en casi un 20%.
La producción de gas cayó casi 20 por ciento en la última década, de acuerdo a un informe realizado por IDESA en base a datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas.
De acuerdo a la entidad, entre los años 1990 y 2004 la producción de gas aumentó de 23 a 52 mil millones de metros cúbicos anuales, mientras que entre 2004 y 2015 se redujo de 52 a 43 mil millones de metros cúbicos anuales.
Los datos muestran que entre los años 1990 y el 2004 la producción de gas se duplicó, mientras que entre los años 2004 y 2015 se contrajo en casi un 20%.
“Semejante involución llevó a que actualmente se produzca un nivel equivalente a hace 16 años atrás, cuando la población y la actividad económica eran mucho menor. Esto da una idea de la escasa disponibilidad de gas para el consumo de las familias y las empresas”, analiza el informe.
De acuerdo a IDESA, “la caída en la producción de gas se explica por la irracional política tarifaría que se aplicó en los últimos años. El congelamiento de precios en un entorno de alta inflación desalentó inversiones induciendo una fuerte caída de la producción”.
“En paralelo, el consumo no sólo aumentó al ritmo del crecimiento demográfico sino que fue artificialmente exacerbado debido a que familias y empresas tomaron decisiones asumiendo que el gas era casi gratis. Al insistir tozudamente en mantener los precios ridículamente bajos se llevó el consumo de gas a niveles muy superiores a la cada vez más reducida producción”, agregan.

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julio 1, 20160

Gas licuado: Argentina invierte en produccion nacional para sustituir importaciones

Fuente: http://mundo.sputniknews.com/americalatina/20160628/1061335894/argentina-gnl.html
26/06/2016

Gas licuado: Argentina invierte en producción nacional para sustituir importaciones
La empresa pública argentina de energía, Enarsa, canceló una licitación para el suministro de nueve cargamentos de gas natural licuado previstos para el verano debido a los elevados precios que cobran los países proveedores del hidrocarburo.
El país rioplatense planea invertir en la producción nacional y disminuir las importaciones de combustibles y materias primas, opina el portal de negocios ruso,
A finales de 2015, las importaciones de recursos energéticos en Argentina superaron a las exportaciones en 6.500 millones de dólares. Sin embargo, el Ministerio de Energía y Minería anunció que planea aumentar la producción nacional de petróleo en un 23% hasta el año 2025.
Además, el Gobierno de Mauricio Macri espera poder dejar de importar totalmente el gas natural licuado (GNL) en los próximos 5 o 6 años. Los planes de Argentina no son vistos con buenos ojos por los países proveedores del hidrocarburo, como Trinidad y Tobago, EEUU y Australia, quienes ponen el foco, principalmente, en la demanda energética de Argentina y su vecino, Brasil, destaca el medio.
Argentina importó 1,32 millones de toneladas de GNL entre enero y mayo de este año, un 17,5% menos que en el mismo periodo de 2015. De acuerdo con el pronóstico de Global Gas Analytics, se estima que las importaciones argentinas de recursos energéticos sean un 9% menores en 2016 en comparación con el año anterior. El descenso debe continuar y en 2017 alcanzará un 10%, apuntó la entidad analista.
El Ejecutivo argentino está tomando medidas para apoyar a los productores nacionales de gas. Un precio mínimo garantizado —7,5 dólares por BTU, que es una unidad de energía utilizada en el mercado mundial— del combustible ha sido establecido y el Estado va a costear la diferencia si los productores venden su gas en el mercado interno a un precio más bajo, consideran los autores.
El país suramericano cuenta con una extensa red de gasoductos, la cual sigue expandiendo con inversiones públicas y privadas. Las principales zonas productoras son las provincias de Neuquén, Santa Cruz, Salta y la Isla Grande de Tierra del Fuego, que ahora experimentan un incremento gradual en la producción. Como ejemplo, Vestifinance señala que la producción de gas natural en el país creció unos 5,8% en el primer trimestre de 2016.

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marzo 23, 20160

El Gobierno prepara un nuevo plan de estimulo a la produccion de gas

El Gobierno prepara un nuevo plan de estímulo a la producción de gas


15-03-2016
El Ministerio de Energía y Minería, que dirige Juan José Aranguren, está definiendo los lineamientos de un nuevo plan de incentivos a la producción de gas. La iniciativa será anunciada una vez que se den a conocer los nuevos cuadros tarifarios y precios del fluido en boca de pozo, cuya presentación quedó para después que el Congreso apruebe el pago a los holdouts.
El nuevo programa de estímulo al gas permitirá a los productores presentar proyectos de desarrollo que serán evaluados por el Subsecretaría de Exploración y Producción, a cargo de Marcos Porteau, que autorizará un precio diferencial para el gas. En la práctica, requerirá un subsidio directo del Estado a las petroleras a fin de permitir la inversión en yacimientos de mayor complejidad geológica como los campos de shale gas y de tight gas.
A diferencia del Programa de Estímulo a la Inyección Adicional de Gas –conocido en la industria como Plan Gas-, que exige a las empresas que mantengan su oferta por encima de una curva de declinación (todo lo que producen por encima de esa línea lo cobran a un precio de US$ 7,50 por millón de BTU), la iniciativa en la que trabaja Energía evaluará proyecto por proyecto. Es decir, si una petrolera quiere acceder a los beneficios deberá presentar los detalles de un emprendimiento de explotación (preferentemente no convencional) en lugar de negociar con el Gobierno una curva de declinación proyectada. El objetivo es simplificar el sistema. “La idea es pagar el precio que cada petrolera precise para desarrollar cada yacimiento de tight y shale gas. Pero analizar cada caso en particular en lugar de definir una curva de declinación que es siempre discrecional”, señalaron allegados al Ministerio.
“La intención es ir discontinuando el Plan Gas (hay contratos firmados hasta 2017), porque Aranguren considera ese sistema –creado por la anterior administración en 2013- demanda una enorme erogación de subsidios estatales que el Ejecutivo no puede seguir solventando”, completó el gerente comercial de uno de las mayores petroleras del país.
De hecho, el Ejecutivo tiene previsto cancelar mediante la emisión de bonos (Bonar 2018 y 2024) la deuda de US$ 1700 millones que mantiene con los privados (YPF, PAE, Total y Wintershall, entre otras) en concepto de subsidios impagos en el marco del Plan Gas.

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noviembre 24, 20150

Macri advierte que podria vetar contratos nucleares e hidroelectricos

19 de noviembre de 2015 – La NACION

El jefe de la Ciudad de Buenos Aires señala que si ganara la presidencia anularía los contratos millonarios con China y Rusia. Según indica, limitarían la gestión del próximo gobierno. Se trata de dos centrales nucleares y el 85 por ciento de la represa Chihuido I.
El macrismo puso el grito en el cielo y alertó ayer que en el caso de llegar a la Presidencia revisará y, eventualmente, rechazará de plano los recientes contratos millonarios que selló el gobierno de Cristina Kirchner con China y Rusia para avanzar con proyectos de energía nuclear y la construcción de represas hidroeléctricas en la Argentina.
Mauricio Macri se mostró preocupado y advirtió a sus allegados que si ganara las elecciones presidenciales del domingo, su gobierno revisaría los contratos que la semana pasada firmaron el canciller Héctor Timermany los ministros de Economía y de Planificación, Axel Kicillof y Julio De Vido, respectivamente, con China y Rusia en el marco de la cumbre de presidentes del G-20 que se realizó en Turquía.
La decisión de Macri de eventualmente revisar los acuerdos millonarios con estos países fue confirmada ayer a LA NACION por el secretario de Relaciones Internacionales de Pro, Fulvio Pompeo, y por el asesor macrista en política energética Emilio Apud.
“Estamos muy preocupados porque en la cumbre del G-20 el Gobierno firmó contratos con China y Rusia [de los] que desconocemos sus detalles técnicos y comprometerán financieramente al país por los próximos 18 años“, dijo Pompeo, quien no descartó que una administración de Macri utilice los mecanismos constitucionales para dar marcha atrás con esos contratos. Esto podría darse por la vía del Congreso, el camino de las negociaciones diplomáticas o eventualmente por la Justicia.
Por otro lado, Apud expresó que “resulta sospechoso el apuro del Gobierno por firmar contratos millonarios con China y Rusia a menos de un mes de irse del poder“. No sólo esto: el asesor en política energética de Macri detalló que no están claros los motivos por los que el Gobierno decidió firmar ahora los contratos con China, que exceden los 15.000 millones de dólares y comprometerán al país no sólo desde lo financiero sino desde lo técnico. Es que con China se acordó la ejecución de dos centrales nucleares, una de ellas con tecnología Candu (uranio natural) y la otra con uranio enriquecido.
Si bien desde el año pasado existían acuerdos macro con China y Rusia para avanzar en proyectos de energía nuclear y represas hidroeléctricas, durante la cumbre del G-20 realizada en Antalya Kicillof y De Vido avanzaron en la firma de contratos que comprometerán al futuro gobierno.
Es más, algunos analistas internacionales señalan que si la Argentina no cumple a futuro con esos acuerdos el país contratante podría recurrir a tribunales internacionales como el Ciadi para plantear allí los reclamos monetarios correspondientes por cancelación de contratos.
El malestar de Macri por este tema no sólo es con Cristina Kirchner, sino también con las diplomacias rusa y china. Según comentó una fuente macrista, el líder de Pro había comprometido a los embajadores de China y de Rusia en Buenos Aires a no avanzar en las negociaciones con la Argentina hasta que haya un cambio de gobierno, el 10 de diciembre.
Sin embargo, la semana pasada Kicillof y De Vido firmaron en Turquía un contrato con el presidente de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de la República Popular China, Xu Shaoshi, para avanzar en los aspectos técnicos que permitirán llevar adelante un “plan nuclear argentino“.
Esto implicará la construcción de la cuarta y quinta central nuclear. El financiamiento chino para estas obras tiene un plazo de 18 años por un 85 por ciento del total del proyecto, a un costo financiero total del 6,5 por ciento anual. El valor previsto para la cuarta central nuclear es de US$ 5994 millones y tendrá un 62 por ciento de componentes de origen argentino y 38 por ciento de origen chino. La quinta central nuclear tendría un costo de unos US$ 9000 millones, bajo la técnica de uranio enriquecido.
Los acuerdos fueron rubricados por el presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NASA), José Luis Antunez; y el titular de la firma nuclear china CNNC, Quian Zhimin. “Acabamos de firmar acuerdos que tienen una importancia histórica. Estamos hablando de financiamiento para obras por una cifra cercana a los 15.000 millones de dólares“, dijo un sonriente Kicillof al finalizar el encuentro bilateral en Antalya con los funcionarios chinos.
Por otra parte, en la misma cumbre del G-20, De Vido se reunió con el ministro de Energía de Rusia, Alexander Novaky, para avanzar con el proyecto para la construcción de la hidroeléctrica Chihuido I, que se levantará en Neuquén.
Según informó el Ministerio de Planificación, el consorcio adjudicatario de la construcción de la presa y central hidroeléctrica está conformado por empresas argentinas, la española Isolux Ingeniería y la rusa Inter Rao, que tendrá a su cargo la financiación del proyecto, a través del Banco de Desarrollo y Comercio Exterior de Rusia (Vnesheconombank), que financia el 85 por ciento del costo total del proyecto.
“Es probable que en el caso de China el Gobierno haya apurado los contratos por el salvataje financiero con swaps que recibió de Pekín en los últimos meses y los salvó de los agujeros fiscales. Pero en el caso de los acuerdos con Rusia se entiende mucho menos el apuro del Gobierno“, dijo Apud.
En tanto, Pompeo expresó que “en un escenario de segunda vuelta como el que existe ahora el Gobierno debería haber frenado todos los proyectos y contratos que condicionarán a futuro a la Argentina para que sea el nuevo presidente quien tenga la posibilidad de decidir si son viables o no“.
La letra chica de los acuerdos polémicos
Energía nuclear
El contrato que firmó el Gobierno con China contempla la construcción de dos centrales nucleares por un costo de US$ 15.000 millones a pagar en 18 años
Hidroeléctrica
Rusia avanzó en la firma de un acuerdo con la Argentina para la construcción de una represa hidroeléctrica en Neuquén, que financiará en un 85 por ciento.
Estación espacial
A estos acuerdos se les suma la estación espacial en Neuquén que está construyendo China para avistaje lunar. Tiene una exención impositiva por 50 años, la contraparte china es militar y tiene anexos secretos.

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