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La producción de gas natural, por su parte, en el mes de Julio de 2014 alcanzó los 3.574.375 Mm3, registrando una suba del 0,7% con respecto a igual mes de 2013, y del 4,1% con respecto a Junio. En el acumulado anual 2014, la producción totalizó los 24.015.341 Mm3, un 0,6% menor que el acumulado hasta Julio de 2013. Acá si la Provincia de Neuquén lidera el mercado con el 45% del gas extraído en el país.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Los mayores aumentos interanuales ocurrieron en las provincias de La Pampa (+15,2%), Neuquén (+5,2%), Jujuy y Chubut (+4,4% ambas). En sentido contrario, cayó la producción en Salta (‐9,9%), Mendoza (‐6,5%) y Santa Cruz (‐4%). En el acumulado hasta Julio, las mayores caídas se presentaron en Formosa (‐27,4%), Salta (‐11,5%) y Jujuy (‐4,8%), descensos que se vieron compensados por los incrementos en La Pampa (+15,6%), Río Negro (+4%), Neuquén (+2,1%) y Chubut (+0,4%).
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Con respecto a la producción por empresas,Total e YPF lideran el mercado con el 28% cada una.En Julio YPF aumento su producción 15% y Total bajó 4.8%. Pan American Energyincrementó 3,9% con una participación del 11%. Refinación a Julio de 2014: acumula un incremento del 2.1% Los principales subproductos obtenidos por la industria son Gas Oil, con una participación del 30% en el total de subproductos obtenidos, Nafta Super con el 13%, Fuel Oil (7%), Nafta Virgen (7%), Gas de Refinería (5%), Otros productos livianos (4%), Aerokerosene (4%) y Coque (3.4%).
En Julio de 2014 se obtuvieron 3.452.856 m3, 3% por encima de 2013, con incrementos en casi todos los subproductos:Gasoil Común (+8,1%), Nafta Virgen (+10,8%), Gas de Refinería (+7%),Otros productos livianos(+18,6%), Aerokerosene (+6,2%) y Coque (+12,7%). Por el contrario,la Nafta Súper presentó una variación negativa del 6,8% en Julio de 2014.En el acumulado anual, los subproductos obtenidos alcanzaron los 23.091.181 m3, registrando un incremento anual del 2,1%: Nafta Super acumula un incremento del 2,4%,Fueloil (37,6%), Nafta Virgen (13,5%) y Mezclas IFO (0,7). Cabe destacar que el Gasoil común, subproducto con mayor participación (27,1%) presentó una caída del 4,3%.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Desde el lado de las empresas productoras, el incremento del volumen de subproductos fue el siguiente: YPF (+3,9%), que participa con el 53% del total del volumen de Julio, ESSO (+8,5%) con una participación del 13,3%, OILCombustibles (+1,5%) que representa el 4,7%, PBBPolisur (+26,8%) que aportó el 4,5% obtenido en Julio y Refinería del Norte (+20,9%) que participa con el 3% del total. En el acumulado anual,YPF aumentó su producción un 5,9%, Shell un 4,4%y Refinería del Norte un 9%. En sentido contrario, Esso (‐8,4%),Oil Combustibles (‐6,8%), Petrobras (‐2,5%) y PbbPolisur (‐1,6%) presentaron caídas en el acumulado hasta Julio de 2014.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Otros Productos Livianos Otros Total generalNafta Grado 2
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Precios de los Hidrocarburos
“…En Mayo de 2014, … el precio
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alcanzó los u$s 471,2 por m3 en
el mercado interno, presentando
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“….El precio promedio
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mercado interno alcanzó los
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un incremento del 81,5%
interanual y una caída del 14%
mensual…”
Precios de los hidrocarburos: el crudo acumulan un aumento del 6.1% valuado en dólares y del 4.6%en el mercado externo En Mayo de 2014, último mes con información disponible, el precio promedio ponderado por volumen de ventas de crudos alcanzó USD 471,2 por m3 en el mercado interno, presentando un incremento del 6,1% anual. Por otra parte, el precio promedio de ventas de crudo mercado externo en Mayo fue de USD 643,3 por m3, un 4,6% mayor que en el mismo mes de 2013. En tanto, el precio del WTI en el mercado internacional, alcanzó los USD 640,2 por m3en el mismo mes,7,4% superior al precio de Mayo de 2013.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
El precio promedio ponderado por volumen de ventas del gas en el mercado interno alcanzó los $545,9 por Mm3, lo que significa un incremento del 81,5% anual y una caída del 14% mensual. El precio promedio en el mercado externo fue de $5.953,3 por Mm3, 48% superior al de Mayo de 2013, pero un 0,6% inferior a Abril 2014. Expresado en dólares, al tipo de cambio oficial ($5,24 en Mayo 2013 y $8,04 en Mayo 2014), el precio en el mercado externo alcanzó los USD 740,2, un caída del 3,6% interanual, y en el mercado interno USD 68 por Mm3.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Venta de Naftas al mercado interno: aumento de precios y caída de la demanda En julio de 2014 YPF aumentó 4% el precio de los combustibles, seguida por las restantes empresas. En Agosto no se produjeron ajustes, y la devaluación y cierta indicación de subas de precios del crudo Medanito impulsaron hacia arriba los precios en pesos en Septiembre, que subieron otro 4%.
Fuente: E&R en base a Operadora de Estaciones de Servicio SA
Este efecto de incremento de precios en dólares sumado a la devaluación ocurrida en Enero pasado, junto con el menor ingreso de los consumidores por el proceso inflacionario, está llevando a un aceleramiento de la caída de la demanda de naftas, que registra la mayor contracción interanual desde Noviembre 2003, con ‐6% en Julio de 2014: Nafta Premium ‐10%; Súper ‐2%, y el gas oil común se mantiene con caídas interanuales del ‐11%. En forma acumulada, el total de naftas vendidas cayó 2% respecto a Enero‐Julio 2013.
Fuente: E&R en base a datos de la Secretaria de Energía de la Nación.
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Importaciones de hidrocarburos a Julio de 2014: más cantidades de crudo (120%) y GNL (22%) importado en el acumulado anual A julio de 2014, el total de importaciones de hidrocarburos alcanzo a USD 809 millones. ElGas Natural Licuado (GNL) se constituye como el principal hidrocarburo importado. En el mes de Julio alcanzó los 851.205 Mm3 (+1,8% interanual), totalizando USD 499,7 millones (+0,7%interanual). En el acumulado a Julio, las importaciones de GNL sumaron 4.310.723 Mm3 (+22,3% interanual) y acumularon USD 2.421,8 millones (+9,8% interanual). Las importaciones de gas natural, segundo hidrocarburo de mayor cantidad importada, sumaron ese mismo mes 530.514 Mm3, 1,1% superior a igual mes de 2013 y sin variaciones en cuanto al monto. Hasta Julio se acumularon 3.572.168 Mm3 importados con un costo total de USD 1.387,1 millones, lo que significa un aumento del 10% en cantidades y del 9,9% en dólares respecto al acumulado 2013.Cabe destacar que el total de las importaciones de gas natural y GNL del mes de Julio fueron realizadas por Enarsa Energía Argentina S.A, y provienen en su mayor parte de Bolivia.
Fuente: E&R en base a Secretaría de Energía de la Nación.
Por otra parte, las importaciones de gasoil ultra alcanzaron los 97.332 m3, con un costo total deUSD 77,5 millones, presentando una caída interanual del 13,4% en cantidades y del 14,6% en monto. Hasta Julio, las importaciones de este gasoil grado 3 sumaron 883.046 m3 y USD 712,5 millones, registrando una caída acumulada del 13,4% interanual en cantidades y 14,6% en monto. El 68% de las importaciones en Julio fueron realizadas por YPF S.A. En cuanto a la importación de gasoil común o grado 2, en julio no hubo, sin embargo, en el acumulado anual alcanzaron los 477.703 m3 y USD 385,7 millones, un 47,5% superior en términos de cantidades y 47% en dólares. El 77% del total acumulado también corresponde a las importaciones de YPF. Por último, en Juliode 2014, las importaciones de crudo alcanzaron los 49.223 m3, sumando USD 31,4 millones, con un incremento del 73,9% en término de cantidades y un 88,6% en monto. El total de las importaciones fueron realizadas por Refinería del Norte S.A. En el acumulado hasta Julio, se importaron 444.908 m3 de crudo por valor de USD 261,4 millones, presentando un aumento del 120,1% en m3 y 125,4% en dólares con respecto al 2013.
Exportaciones de Gas Natural: acumulan 33.3 millones de m3 a Uruguay, sin variaciones interanual En el mes de Julio de 2014, se exportaron a Uruguaya través del Sistema de Transporte de gas natural unos 33.3 millones de metros cúbicos,9% menos respecto a Julio de 2013. Sin embargo, en términos acumulados, no hubo variaciones. El 90% de las exportaciones fue realizada por Transportadora Gas del Sur (TGS).
GNC: aumenta la cantidad de vehículos habilitados En el actual contexto de caída del nivel de actividad, la cantidad de vehículos habilitados con Gas Natural Comprimido (GNC) viene crecimiento en forma acelerada. A agosto de 2014, el stock total aumentó 6%, ascendiendo a un total de 1.637.100 vehículos, mercado que venía creciendo a tasas inferiores 2% anual en los últimos años. El 44% están radicados en la Provincia de Buenos Aires, mientras un 16% en Córdoba, 8% en Mendoza, 8% en Santa Fe, 6% en Capital y 4% en Tucumán. El 14% restante, se distribuye entre las otras 18 provincias del país. En lo que va del año, puede destacarse el crecimiento de estos vehículos en las provincias de Formosa (508%), Santa Cruz (25.9%), Santiago del estero (19.9%) y Córdoba (11.3%).
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FUENTE: ENARGAS, en base a datos de las Licencia tarias de Gas y Usuarios en boca de pozo.
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En Agosto de 2014, el mayor descenso en la demanda por categoría se presentó en elsegmento General (‐6,5%) que representa el 9% del total demandado, seguido por los Grandes Usuarios del MEM (‐5,5%), con una participación del 19%, Residencial (‐5,4%), que tiene la mayor participación (43%), el Alumbrado Público (‐0,8%),con una representación del 4% y el Comercio e Industria Pymes (‐0,6%),que participa con el 14% de la demanda total. En sentido contrario, el único incremento se presentó en Industria (+11,4%) que representa el 10% del total demandado en Agosto.
Categorías contempladas por la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de Argentina (ADEERA): Residencial (rango de consumo menor o igual a 1.400 kWh/Bimestre; entre 1.000 y 1.400 kWh/Bimestre; entre 1.400 y 2.800 kWh/Bimestre; y mayor a 2.800 kWh/Bimentre); General (rango de consumo menor a 4.000 kWh/Bimestre; y mayor o igual a 4.000 kWh/Bimestre); Alumbrado Público; Comercio e Industria PyMEs (potencia entre 10 y 300 kW); Industria (potencia superior a 300 kW abastecidos por las distribuidoras); Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) (no son abastecidos por las distribuidoras).
Fuente: E&R en base a ADEERA. Cabe destacar la alta concentración de la demanda de engría eléctrica: el 40% proviene de la CABA y Gran Buenos Aires, en tanto que otro 11% del resto de la provincia de Buenos Aires. En Agosto de 2014, la mayoría de las provincias vieron reducidas sus demandas de energía con respecto al mismo mes de 2013. Los mayores descensos se presentaron en La Rioja (‐7,1%), Santa Fe (‐6,3%), CABA y GBA (‐6,3%), Catamarca (‐3,9 %), San Luis (‐3,5%), Córdoba (‐3,1%) y Tucumán (‐1,7%). En sentido contrario, las mayores subas en la demanda de energía se presentaron en las provincias de Santa Cruz (+33,2%), Corrientes (+10,4%), Chaco (+8,5%) y Santiago del Estero (+6%). Cabe destacar queen términos acumulados, la demanda de energía eléctrica presenta una suba del 2.8%, respecto a los mismos 8 meses de 2013, con incrementos del 4.8% en la Industria y del 4.5% en el segmento Residencial.
DEMANDA DE ENERGIA POR CATEGORIA Y PROVINCIA. Mes de Agosto 2014. En MWh
Demanda en Potencia
“…la mayoría de las
distribuidoras presentan caídas
interanuales en las demandas
de energía…”
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Analizando la demandade potencia de las asociadas a ADEERA, la mayoría de las distribuidoraspresentan caídas interanuales en las demandas de energía en el mes de Agosto de 2014. Entre las mayores caídas se encuentran Coop. Luján en Bs. As. Norte (‐16,4%), E. Catamarca SAPEM (‐16%), EMSA en Misiones (‐14,6%),EPEN en Bs. As. Norte (‐13,5%), DPECen Corrientes (‐9,3%) y EDESA en Salta (‐9,1%).
Fuente: E&R en base a ADEERA.
En sentido contrario, los mayores incrementos en la demanda corresponden a EDESTESA en Mendoza (+10,9%), Coop. Bariloche en Río Negro (+6,2%), EDERSA en Río Negro (+4,8%) y EDEN en Bs. As. Norte (3,3%).
EmpresaProvincia‐Región
Ago‐14 Ac. 2014Var.
Interanual
EDENOR CABA ‐ GBA 4.124 30.646 ‐1,9%EDESUR CABA ‐ GBA 3.207 25.050 ‐2,6%EPESF Santa Fe 1.541 12.690 ‐2,3%EPEC Córdoba 1.522 11.883 1,0%EDEMSA Mendoza 490 4.240 ‐5,8%ENERSA Entre Ríos 435 3.645 0,2%EDET Tucumán 437 3.723 ‐0,5%EDEN Bs As ‐ Norte 471 3.818 3,3%SECHEEP Chaco 373 3.598 ‐2,2%EDEA Bs As ‐ Atlánt. 423 3.556 ‐0,1%EDELAP Bs As ‐ La Plata 470 3.446 ‐6,4%DPEC Corrientes 364 3.214 ‐9,3%ESJSA San Juan 261 2.361 ‐4,7%EDESA Salta 304 2.517 ‐9,1%EMSA Misiones 256 2.385 ‐14,6%EDESE Sgo. del Estero 194 1.852 ‐1,6%EDERSA Río Negro 203 1.789 4,8%REFSA Formosa 168 1.655 ‐8,2%EDELAR La Rioja 181 1.539 ‐2,6%EDESAL San Luis 229 1.812 ‐4,1%E. CATAMARCA SAPEM Catamarca 147 1.241 ‐16,0%APELP La Pampa 143 1.199 0,7%EDES Bs As ‐ Sur 165 1.347 0,9%EJESA Jujuy 146 1.197 ‐5,0%EDESTESA Mendoza 112 959 10,9%EPEN Neuquén 120 1.089 ‐13,5%COOP. CALF Neuquén 95 777 ‐2,9%COOP. ZARATE Bs As ‐ Norte 100 766 1,8%COOP. GODOY CRUZ Mendoza 66 559 ‐2,8%COOP. CONCORDIA Entre Ríos 58 488 ‐3,7%SPSE Santa Cruz 84 637 ‐COOP. LUJAN Bs As ‐ Norte 57 454 ‐16,4%COOP. PERGAMINO Bs As ‐ Norte 45 380 ‐3,7%UPM TANDIL Bs As ‐ Atlánt. 55 421 1,4%COOP. BARILOCHE Río Negro 55 413 6,2%COOP. GUALEGUAYCHU Entre Ríos 41 333 0,5%COOP. OLAVARRIA Bs As ‐ Atlánt. 38 300 ‐0,8%COOP. SAN PEDRO Bs As ‐ Norte 24 207 0,5%COOP. CHACABUCO Bs As ‐ Norte 19 155 ‐3,4%COOP. SALTO Bs As ‐ Norte 16 142 1,2%COOP. TRES ARROYOS Bs As ‐ Atlánt. 22 184 ‐1,6%COOP. AZUL Bs As ‐ Atlánt. 23 186 1,0%COOP. SAN BERNARDO Bs As ‐ Atlánt. 8 97 ‐1,1%COOP. M. Moreno (9 de Julio) Bs As ‐ Norte 15 120 ‐3,0%COOP. COLON Bs As ‐ Norte 9 95 ‐6,0%
Precios del Mercado Eléctrico: el spot se mantiene y el monómico aumenta Mientras que el precio de la energía en el mercado spot ($120) no presentó variaciones en el mes de Julio, el precio monómico se incrementó un 44,8% con respecto a Julio de 2013. El precio monómico de Julio ($608,5) está compuesto por el precio de la energía ($120) más los componentes adicional de potencia ($10,7), energía adicional ($2,6) y la incidencia del consumo de combustibles líquidos (sobrecostos transitorios de despacho ($470,8) y sobrecosto de combustible ($4,4). Medido en dólares, el Costo Monómico de generación calculado ficticiamente por CAMMESA fue de 74.6 US$/MWh en Julio 2014, 3.5% menor a Julio 2013 aun cuando la proporción de combustibles importados se incrementó. Esto se debe al subsidio implícito de computar el LNG y gas de Bolivia al mismo precio reducido de gas local. Intercambio internacional de Energía Eléctrica: Importaciones en aumento, Expo sin variaciones
En el mes de Julio de 2014, las importaciones de energía eléctrica fueron de 152.8 GWh, de Paraguay (69.89 GWh) para abastecimiento de localidades de Misiones y principalmente de Uruguay(379.5 GWh) por vertimiento a costo nulo en Salto Grande con un beneficio importante para la Argentina. En el acumulado del año, las importaciones de energía eléctrica, medidas en GWh, aumentaron 436% respecto al 2013 totalizando 449.53 GWh.
Fuente: E&R en base a Comisión Nacional de Energía Atómica.
Las exportaciones a Brasil son muy débiles, ya que la demanda eléctrica de ese país crece a valores muy reducidos, signo que ilustra con claridad la recesión económica en dicho país que explica algunas tendencias políticas con vistas a las elecciones presidenciales de Octubre 2014. Tampoco hubo exportaciones de energía a Uruguay en julio 2014 ni en julio 2013.
Var Julio / Julio 0% 0% 2709% 0% ‐99% 1113%Var Acum Julio ‐44% ‐44% 3812% ‐33% ‐7% 436%
Exportaciones ImportacionesEXPORTACIONES e IMPORTACIONES del MEM. En GWh
BOX 1: Proyecto de Nueva ley de Hidrocarburos. Últimas modificaciones incorporadas El Gobierno Nacional impulsa una nueva Ley de Hidrocarburos para incentivar la inversión en este sector. El proyecto, de aprobarse, sustituirá a una ley de 1967. Entre los 40 artículos del primer borrador hay un nuevo "régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos". Particularmente recorta los ingresos de las provincias por regalías e impuestos y limita la participación de las empresas petroleras provinciales. Estos son los principales puntos que se sumaron al proyecto de ley: ‐Ingresos provinciales: el artículo 21 establece que los “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que sean aprobados en el futuro por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas deberán abonar los siguientes aportes a las provincias productoras: a) Un 2,5% del monto de inversión inicial del proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria (RSE), a ser aportado por las empresas. b) Un monto a ser determinado por la Comisión (que responde al ministro de Economía), en función de la magnitud y alcance del proyecto de inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias productoras, a ser aportado por el Estado Nacional. Qué cambió: los gobernadores exigieron la inclusión de estos aportes para garantizar ingresos adicionales para los estados provinciales en función de la renta que generen los nuevos yacimientos hidrocarburíferos. ‐Licitaciones provinciales: el artículo 29 instituye que las Autoridades de Aplicación de las provincias y la Secretaría de Energía de la Nación confeccionarán dentro de los 180 días a contar desde el inicio de vigencia de la ley, un pliego modelo que podrá ser revisado y actualizado periódicamente según la oportunidad y conveniencia de los concursos. El pliego modelo contemplará los términos y condiciones generales aplicables a los concursos, incluyendo entre otras, las garantías a las que deberán ajustarse las ofertas, el alcance de las inversiones y los ingresos que eventualmente pudieran corresponder a las respectivas Autoridades Concedentes. Qué cambió: el borrador anterior establecía que el pliego modelo iba a ser elaboradora por la Comisión de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas. Los gobernadores lograron correr a ese organismo del medio e incluir a la Secretaría de Energía. ‐Impuestos provinciales: se incorporó un Anexo 1, que funciona como un pacto fiscal entre la Nación y las provincias, a través del cual los distritos petroleros se comprometen a que la alícuota del Impuesto a los Ingresos Brutos para la actividad de extracción de hidrocarburos no podrá superar el 3%. Además, se establece que las provincias y municipalidades no podrán gravar a sus titulares con nuevos tributos ni aumentar los existentes. Y que las gobernaciones no incrementarán las alícuotas efectivas del impuesto de sellos que se encuentren en vigencia a la fecha, comprometiéndose a no gravar los contratos financieros que se realicen a los proyectos de inversión. Qué cambió: el documento anterior incluía estos puntos tendientes a la homogenización impositiva entre las provincias. Los gobernadores se negaron porque lo consideraban anticonstitucional. A cambio, propusieron rubricar un pacto fiscal. ‐Bono de prórroga: Se incorporó el artículo 58 bis, que contempla que la Autoridad de Aplicación podrá establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final de período de vigencia de la concesión por el 2% del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga. Asimismo, para los casos de realización de actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, a partir del vencimiento del periodo de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y dentro de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación podrá establecer el pago de un bono de explotación cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del periodo de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos. Qué cambió: el documento anterior contemplaba el pago de un bono de prórroga por el 1,5% del precio promedio. Por pedido de los gobernadores, la alícuota creció al 2% y además se incorporó el pago de un bono de ingreso cuando un concesionario convencional solicite una explotación no convencional. ‐Prórroga de concesiones: el texto final fija que los titulares de las concesiones de explotación (ya sea que a la fecha de inicio de vigencia de la presente modificación hayan sido o no prorrogadas) que estén produciendo hidrocarburos en las áreas en cuestión y presenten un plan de inversiones consistente con el desarrollo de la concesión, podrán solicitar prórrogas por un plazo de 10 años de duración cada una de ellas. Una vez agotados dichos plazos de prórroga, los titulares de las concesiones de explotación podrán solicitar nuevas prórrogas, debiendo dar cumplimiento a las condiciones de prórroga establecidas en la presente ley. Qué cambió: La redacción del proyecto anterior establecía que los concesionarios actuales tenían el “derecho” a requerir la prórroga de sus cambios, con lo cual dejaba abierta la idea de prórrogas a perpetuidad a favor de los privados. Los gobernadores pidieron una modificación de forma tal que las empresas “puedan solicitar” una prórroga. La decisión de otorgarla dependerá de la autoridad de aplicación provincial.
