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PRECIOS DOMÉSTICOS DE GAS NATURAL A ENERO DE 2021

En primer lugar vamos a mostrar la evolución del PPP (Precio Promedio Ponderado) a nivel país, que representa el valor al que comercializa el gas natural el productor a los diferentes sectores.

Los sectores abarcados son: Residencial, Gas Natural Comprimido, Usinas, Industria y Otros (por ejemplo, Organismos Oficiales, Provincias, etc.), de los que también mostraremos su evolución individual.

Por segundo mes consecutivo el precio promedio ponderado por volumen del gas natural experimenta un crecimiento.

Al aumento de 9,47% de diciembre sobre noviembre de 2020, el precio subió en enero un 10,1%, acumulando un 20,53% en los dos últimos meses.

De todas formas, el gráfico nos muestra, claramente, el deterioro que han tenido los valores desde enero de 2018 (primer valor publicado) con cerca de 4,50 dólares por millón de BTU, hasta enero de 2021 con 2,29 u$s/MMBTU.

El valor de enero de 2021 es un 0,44% superior a enero de 2020.

Vamos a agregar ahora el volumen comercializado a nivel total, para verificar la estacionalidad:

El sector Residencial es el que consume más cantidad de gas natural, en invierno, con una muy clara estacionalidad. El mes de mayor consumo fue julio de 2020, con 57,7 millones de metros cúbicos diarios, y el de menor, enero de 2020 con 9,5 MMm3/día.

En el último mes informado, enero de 2021, el consumo fue de 10,32 MMm3/día.

Los precios has descendido desde valores cercanos a 4,50 u$s/MMBTU, casi coincidiendo con el pico de consumo, hasta los actuales, de algo menos de 2,50 u$s/MMBTU. En enero de 2021 se detiene la caída constante. El valor es apenas un 0,44% superior al de diciembre de 2020.

El siguiente sector con mayor consumo mensual, y con menor estacionalidad, es el de generación de energía eléctrica.

El volumen promedio del período (2018-2020) fue de 41,45 MMm3/día y el precio fue descendiendo en forma importante desde casi 5,0 u$s/MMBTU hasta 1,9 u$s/MMBTU.

En enero de 2021 hay un importante aumento del uso de gas natural en la generación eléctrica, que llega a 54,69 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento de 22,9% respecto al mes anterior y del 22,14% respecto a enero de 2020.

El valor también experimenta una crecida de 18,42% respecto a diciembre de 2020 y del 50% respecto a enero de 2020. Estamos expresando que pasó de 1,80 u$s/MMBTU a 2,70 u$s/MMBTU en ese período. Importante suba.

Se acumula un llamativo 42,9% (en dólares) en los dos últimos meses. ¿Efectos del Plan Gas?

El siguiente sector, en volumen, es el de industrias:

Aquí también se puede verificar la caída del valor, desde algo más de 4,50 u$s/MMBTU, hasta los actuales algo por debajo de 1,70 dólares.

La caída final del volumen se refiere a la casi paralización industrial desde el inicio de la cuarentena y una tenue recuperación en junio y julio que se muestra amesetada en agosto y septiembre y con algo de crecimiento en octubre y noviembre. Diciembre de 2020 y enero de 2021 vuelven a mostrar caída de consumo.

Recuperación en diciembre del precio respecto de noviembre del 7,6%, pero sigue abajo un 33,8% sobre diciembre de 2019. En enero de 2021 el valor se recupera en 5,41%, acumulando 13,4% en los dos últimos meses.

Respecto al año anterior el valor sigue un 23,23% por debajo.

El GNC sigue a continuación y se puede apreciar el mantenimiento del volumen en el tiempo, salvo la interrupción de la curva provocada por la cuarentena.

En agosto y septiembre los volúmenes se han mantenido un 33% por debajo de lo histórico, mientras que en noviembre se consolida una recuperación.

En enero de 2021 se detiene la subida. Registra una caída de 5,83% respecto de diciembre de 2020 y 10,34% respecto de enero de 2020.

El valor bajó apenas un 1,56% respecto a diciembre, y se mantiene un 32,36% por debajo respecto a enero de 2020.

Por último, el rubro Otros, que abarca el sector Comercial, Sub distribuidoras y Entes Oficiales.

Está claro que la Subdistribución, que representa cerca del 40% del rubro Otros, tiene consumos que, finalmente, debieran ser adjudicados a otros segmentos como industria, por ejemplo. De todas formas, la subdistribución representa solamente el 1,6% del volumen total.

De los otros componentes, el sector comercial es un 48% y Entes Oficiales un 12% del rubro Otros.

Mientras el consumo cae levemente respecto a diciembre de 2020, el valor experimenta una suba de 38,42%, pero todavía un 5,03% por debajo respecto a un año atrás.

Mostramos a continuación un gráfico comparando el precio doméstico promedio ponderado por volumen con el valor promedio de exportación:

Habiendo terminado este repaso estadístico también debemos decir que estos valores no están reflejando los subsidios que reciben los productores a través de los distintos planes de incentivos a la producción de gas natural.

 

Fuente:https://todohidrocarburos.com/2021/04/07/precios-domesticos-de-gas-natural-a-enero-de-2021/

 

 

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La decisión más difícil para Martínez: resolver 2.000 MW de energías renovables que no se construyen

La Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA) anunció la cifra que más ansiaba conocer el sector: hay 2.000 MW de energías renovables que no mostraron avances en la construcción, adjudicados durante el Gobierno de Mauricio Macri en las subastas del Programa RenovAr y el Mercado a Término (MATER).

Si se lo piensa como inversiones, suman algo así como 2.000 millones de dólares que se anunciaron durante la gestión anterior pero que finalmente no se concretaron.

Y aunque parece un número negativo, para las empresas del rubro que están a la expectativa de nuevos negocios, abre una expectativa a futuro. Para esto, claro está, el Gobierno debe definir un marco legal que permita recuperar la capacidad de transmisión adjudicada.

Pasando a limpio, sobre un total de 5.000 MW que aproximadamente se asignaron en las distintas etapas del Programa RenovAr, 1700 MW ingresaron en operación comercial; 1800 MW se encuentran en obras; y 1,400 MW figuran directamente en la «black list» que Energía Estratégica mostró en artículos anteriores.

Del Mercado a Término (MATER) – marco regulatorio que se propone impulsar contratos de abastecimiento de energía limpia entre generadores y grandes usuarios  – de los 1.200 MW que obtuvieron prioridad de despacho, 694 MW están inyectando energía, mientras que 500 MW no iniciaron la construcción.

Así especificaron Gustavo Báez y Marcos Benetti, referentes de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) durante una reunión por zoom con la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (AGUEERA).

En síntesis, hay 2,000 MW que, sea por dificultades para acceder al financiamiento producto de los problemas que vive la macroeconomía desde 2018 en adelante, o debido a malas decisiones del management de los proyectos, el nuevo Secretario de Energía, Darío Martínez, tendrá que resolver si ejecuta las onerosas multas y garantías que establece la normativa.

En este listado aparecen compañías chinas, europeas, estadounidenses y de la región que hace tiempo vienen acudiendo a las embajadas de sus países para presionar al Gobierno a que flexibilice las multas, apelando a la «diplomacia».

«Tanto la regulación de RenovAr, contratos firmados con cláusulas estrictas, y también el MATER, fue establecida con el sentido que para quién tomaba el compromiso, irse significaba la ejecución de una garantía o penalizaciones muy fuertes», analizó Báez.

Por instrucción de la normativa, Cammesa siguió facturando multas – de USD 1.388 por megavatio instalado y por día – a las compañías que si bien construyeron los parques sufrieron retrasos para poner en marcha las plantas.

Se trata de contratos que se firmaron en el marco de la Resolución 202 y bajo el Programa RenovAr, entre 2016 y 2019, que por distintos motivos demoraron su entrada en operación comercial.

Para tomar dimensión del impacto de las multas por empresa, cabe un ejemplo: seis meses de atraso en obras de un parque eólico o solar de 100 MW representa algo así como 24.984.000 dólares.

Báez agregó que «hoy hay unos cuantos de RenovAr y Mater que sabemos que no han alcanzado la obra pero todavía no está claro cómo se va a resolver».

¿Se puede recuperar ya esa capacidad de transmisión? El referente de Cammesa despejó el panorama: «Desde el punto de vista formal, para que dejen lugar a otros proyectos depende de soluciones de la regulación».

«Esperamos que desde la secretaría de energía vengan este año instrumentos normativos que puedan solucionar esto. Mientras tanto, tenemos que seguir considerando que está tomada la capacidad de transporte», planteó.

¿Qué peso tienen las multas para grandes usuarios que no cumplan con la Ley 27.191? Preguntó Ovidio Holzer de AGUEERA. A lo que Marcos Benetti respondió: «Este año son 100 dólares por cada MWh no inyectado aproximadamente, dado que varía cada año. Es un monto importante».

«En el año 2018 no hubo ningún usuario que no cumplió su objetivo. En 2019, hubo casos particulares, cuatro o cinco, que no cumplieron. En esos casos, lo que hace Cammesa es informar a la  secretaría de energía, que es quién define», completó Báez.

MATER en números

Gustavo Báez y Marcos Benetti, indicaron que «a julio de este año han ingresado 26 proyectos por un total de generación por 695 MW de energías renovables, incluyendo 94 de MW de auto-generación».

Son 297 grandes usuarios que tienen contratos vigentes, de los cuales 236 salieron de las compras conjuntas.

«Se agotó la capacidad transporte; nos quedan 200 MW: 170 del corredor Noroeste y Cuyo; y solamente 30 MW del lado sur; en Patagonia y Bahía Blanca no queda nada», especificó Gustavo Báez, referente del área de energías renovables.

De cara al largo plazo, Báez apuntó: «Necesitamos avanzar con las ampliaciones del sistema de transporte previstas».

Y al mismo tiempo resolver la situación de los «proyectos que ocuparon capacidad de transporte demorados de difícil concreción».

«Lo que nosotros estamos viendo es que el interés está permanentemente, tanto del lado demanda como de la generación; la expectativa es que no exista problema para abastecimiento de energía renovable», destacó Báez.

60 dólares

El precio promedio de los contratos entre grandes usuarios y generadores es de 60 USD/MWh.

Sobre 26 proyectos que inyectan energía a la red bajo el MATER 650 MW son de tecnología eólica y 24 MW fotovoltaicos.

«Hay una cantidad importante de proyectos solares que van apareciendo; es una opción también», aclaró.

¿Se cumplirá la Ley?

Actualmente, el 12% de los grandes usuarios alcanzados por la Ley 27.191 presentan contratos de abastecimiento. Son 297 sobre 2568.

«El exigido por la Ley 27.191 al año 2020 es del 12% y el promedio global de la demanda abastecida alcanzó el 32%, con perfiles distintos en cada contrato», mostró Báez.

 

 

 

Información de Mercado

Garantizan precios a empresas para activar inversión en gas no convencional.

La medida fue publicada hoy. Los productores de shale y tight de la cuenca neuquina recibirán u$s 7,5 por millón de BTU desde 2018, decreciente hasta los u$s 6 en 2021. A cambio, deberán cumplir con un plan de inversiones.

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El Ministerio de Energía y Minería garantizó un precio especial para el gas no convencional (shale y tight gas) de la cuenca neuquina (que incluye a Vaca Muerta) desde 2018 hasta 2021 con la intención de acelerar las inversiones en el sector e incrementar la producción local.
Según la Resolución 46-E/2017 publicada hoy en el Boletín Oficial, los productores de gas no convencional de la cuenca (que incluye a Neuquén, Río Negro, el sur de Mendoza y el oeste de La Pampa) cobrarán desde el año que viene 7,5 dólares por millón de BTU (la unidad de medida de las explotaciones de gas), u$s 7 en 2019, u$s 6,5 en 2020 y u$s 6 en 2021.
Para cobrar el gas a esos valores, las empresas deberán presentar un plan firme de inversiones ante la provincia en la que tengan su explotación y ante el Gobierno nacional y cumplir con el mismo.
La decisión sigue al Plan Gas, que rige hasta fin de año en todo el país y que es el programa con el que en 2014 el kirchnerismo intentó revertir varios años continuados de caída en la producción garantizando también un precio de u$s 7,5 para el “gas nuevo”, es decir, el gas que cada empresa produjera por encima de lo que ya venía haciendo; para cobrarlo, las compañías no debían presentar su plan de inversiones sino sus proyecciones de cómo incrementarían la producción.
El nuevo programa es además el complemento del acuerdo de productividad que cerraron en enero el Gobierno, las empresas gasíferas y los sindicatos del sector para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta. Ese acuerdo incluyó compromisos de inversiones por parte de las empresas, la flexibilización de algunos puntos por parte de los gremios y compromisos por parte de los gobierno (impositivos, en las provincias, y en cuanto al precio del gas, desde la Rosada).

Resolución 46-E/2017 by Luz De Sousa Quintas on Scribd

https://es.scribd.com/document/341056903/Resolucion-46-E-2017#fullscreen&from_embed
fuente: http://www.cronista.com/economiapolitica/Garantizan-precios-a-empresas-para-acelerar-inversiones-en-gas-no-convencional-20170306-0055.html

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Continuan las bajas en el precio monomico de los grandes usuarios.

En arranque del año 2013, se mantienen la tendencias de precios el Mercado Eléctrico Mayorista donde se observan caídas del precio monómico, fundamentalmente por menores sobrecostos transitorios de despacho. Los Grandes usuarios de Energía vienen observando que sus facturas de Generador se redujeron a lo largo todo el 2012 y comienzan con la misma tendencia en el año 2013. Los motivos fundamentales radican en la mayor disponibilidad de gas para el sector con consumos que alcanzaron picos más de 60 MMm3/día. bolivia ya ha retomado la inyección normal y se ubican en volumen cercanos a los 16 MMm3/día.

Con respecto a la tendencia de costos, esperamos que para los próximos meses se mantengan los precios en niveles similares al 2012, o parcialmente inferiores, hasta el comienzo del invierno donde la temperatura y las lluvias del Comahue serán vectores claves para los sobrecostos transitorios de despacho.

A continuación se muestra la evolución de los Precios Monomicos.

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Autor: Ing. Diego Rebissoni director Principal Energía y Mercados