Plan Gas, producción local y exportación

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Por 4 años, el Plan Gas fija mediante contrato la demanda prioritaria -la residencial- y la demanda para generación de energía eléctrica. Da a los productores un marco claro y precios conocidos en el mediano plazo, con incentivos colocados para sostener y aumentar la producción que se premian con cupos de exportación en firme fuera del invierno.

Pero el Plan es sólo un primer paso, ya que todavía otorga al estado el rol de comprador central. Esto expone la implementación del plan a vaivenes políticos y fiscales. Además, excluye a mecanismos de mercado que han probado su eficiencia en el mundo impulsando inversiones y bajando los precios. A medida que se logren ciertos hitos, el plan debería ceder el lugar a la interacción libre entre privados y a un mercado más profundo y sofisticado, con precios no tan influidos por planes de estímulo y políticas de estado sino por realidad y proyección económica.

La Argentina debe volver a exportar gas en condición firme, planificar y asumir compromisos regulatorios que incentiven a oferta y demanda a firmar contratos de largo plazo. De otro modo, no se conseguirá la magnitud de inversiones necesaria para lograr una posición neta exportadora que permita ir sustituyendo el combustible importado con producción nacional, además de estabilizar y bajar el precio del insumo a nivel local.

Podemos vender nuestro gas a todo el mundo como LNG, es decir licuado y conservado a muy bajas temperaturas para reducir su volumen. Nuestros sobrantes de verano son coincidentes con la mayor demanda de invierno de los países del hemisferio norte; la ventana de precios es muy oportuna.

Desarrollar la infraestructura necesaria para poder ofrecer el producto requiere tiempo y, sobre todo, capital. Vía gasoductos, estamos conectados y listos para exportar a Chile, Uruguay y Brasil. Allí, buena parte de la demanda se satisface desde Bolivia, con combustibles líquidos o LNG. Estos últimos suelen tener precios altos y volátiles. En la medida en que logremos firmeza y estabilidad en la oferta, los países vecinos serán mercados en los que podríamos entrar mañana mismo.

El potencial en Brasil es particularmente atractivo por varios motivos. Hoy es, a grandes rasgos, la mitad del mercado argentino, pero sólo porque la mayoría de la potencial demanda consume otros combustibles en sus procesos productivos. La reciente desregulación del mercado de gas augura un período de inversiones en los que la oferta probablemente crezca a grandes saltos, pero a nivel local será insuficiente para atender a toda la demanda deseosa de salir de combustibles caros, ineficientes y contaminantes.

¿Cuál es la estrategia de SAESA en este marco?
SAESA continúa con su actividad de trading en Argentina, ofreciendo gas a grandes industrias en todo el país. Es lo que hacemos hace 16 años. En 2020 dimos nuestro primer paso internacional adquiriendo la Central Térmica Uruguaiana en Brasil. Se trata de un activo estratégico en la integración energética regional, porque funciona con gas argentino y entrega energía eléctrica a Brasil. Además, aunque aspira a funcionar todo el año, lo puede hacer en los períodos en que de nuestro lado sobra gas y del otro lado falta energía eléctrica.

¿Cómo aprovechar el potencial gasífero argentino?

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Aprovechar eficiente y sustentablemente el potencial gasífero argentino es posible. Primero y principal, con lo obvio: un marco institucional sólido, sustentable y perdurable, con políticas fiscales y regulación que incentiven genuinamente la inversión privada. Las explotaciones de gas no convencional requieren de una inversión sostenida en el tiempo. Si los vientos no soplan a favor, la inversión baja y la producción se ve afectada. El corriente año y el 2020 son fiel reflejo de esa característica, con yacimientos que declinaron mucho más rápido de lo que lo hace un pozo convencional y afectaron la oferta disponible de manera relevante.

Lo segundo y quizás no tan obvio, al menos para los que no son del rubro, es la estabilización de la curva de demanda a lo largo del año o, al menos, una reducción de sus vaivenes.

En años normales de la Argentina, la diferencia de consumo de gas entre el invierno y el verano puede ser de un cincuenta por ciento. En años particularmente fríos, puede ser mucho más que eso, aún cuando buena parte de la demanda se pasa a combustibles líquidos. Hoy, esa diferencia se cubre en mayor parte con importaciones de gas natural provenientes de Bolivia y de LNG por los puertos de Escobar y Bahía Blanca. Nos sobran recursos explotables para cubrirla con producción local, pero la inversión tanto en extracción como en transporte e infraestructura asociada no es viable si en los meses templados no tenemos demanda suficiente.

La solución es profundizar la integración energética regional. De otro modo no se conseguirá la magnitud de inversiones necesaria para lograr una posición neta exportadora. Esta permitiría sustituir el combustible importado con producción nacional, además de estabilizar y bajar el precio del insumo a nivel local.

SAESA dio su primer paso internacional en el 2020, adquiriendo la Central Térmica Uruguaiana. Se trata de un activo estratégico en la integración energética regional, porque funciona con gas argentino y entrega energía eléctrica a Brasil. Además, aunque aspira a funcionar todo el año, lo puede hacer en los períodos en que de nuestro lado sobra gas y del otro lado falta energía eléctrica. Continuamos, confiados en el futuro, con nuestra actividad de dieciséis años de trading en la Argentina, ofreciendo gas a grandes industrias en todo el país.

Pedro Lanusse
Gerente General

¿Por qué se dispararon los precios del gas para industrias?

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El mercado de gas para la industria se ha visto severa e imprevistamente afectado por varios cambios regulatorios y situaciones de producción.

Entre estos cambios, se destaca la relevante disminución de la producción a nivel nacional causada por la situación mundial de pandemia y las particularidades macroeconómicas argentinas de los últimos años.

A esto se suma el hecho de que el Plan Gas, diseñado para detener la mengua y sostener la producción a nivel nacional, arrojó precios de compra hasta 3 veces superiores a los del 2020. Además, para abastecer la demanda residencial y la generación eléctrica, captó en condición firme más del 70% del gas disponible, dejando muy poco gas para las industrias.

Los productores se prepararon para alcanzar las exigencias de volúmenes comprometidas en el Plan Gas, el cual contempla severas penalidades por incumplimiento. Se realizaron pues múltiples mantenimientos, muchas veces simultáneos, que tensionaron el mercado en época de renovación de contratos y pusieron aún más presión sobre los precios.

Por último, la entrada en operación de nuevos pozos que debían paliar la situación fue demorada por una serie de situaciones gremiales que, además, afectó la producción y elevó los precios.

La suma de estos factores ha llevado a una marcada escasez tanto actual como proyectada del producto y a una notable suba en los precios.

Escenario energético del gas

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Como puede verse en la figura 1, la inyección de gas proveniente de la producción nacional se encuentra, desde el 19 de abril, en franco declive.
Esto se debe, en parte, a los muy conocidos cortes de ruta que se están dando en la provincia de Neuquén. Paralelamente y a causa de la disminución de la temperatura en los grandes centros urbanos, aumentó el consumo de Gas por parte de la demanda prioritaria (fig 4).

Estos dos fenómenos simultáneos suscitan una serie de consecuencias.
Por un lado, disminuye el consumo de GN por parte de CAMMESA, con un consecuente aumento del consumo de los combustibles líquidos y, por ende, del costo de la Generación Eléctrica del MEM. (fig 2) Además, para compensar la menor inyección nacional, se han aumentado las importaciones de GNL vía Escobar. Al no bastar estas medidas para compensar la escasez de gas, se recurrió al corte de gas a grandes industrias. (fig 3)

Dadas las causas de esta situación, consideramos que estamos viviendo una coyuntura
temporal y que estos problemas no persistirán en el tiempo.

Bautista Delettieres
Analista de Nuevos Negocios

Se adjudicaron los primeros cargos de LNG para pasar el invierno

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Una buena noticia para los grandes consumidores de gas natural. Nación ya adjudicó 24 buques de LNG, un buen primer paso para asegurar el suministro durante el invierno y mitigar posibles cortes al sector industrial.

Se obtuvieron ofertas de gas natural licuado de 15 empresas con un precio promedio ponderado de 6,50 dólares por millón de BTU, resultando un precio por debajo de las expectativas, pero muy superior al precio que se comercializa en el mercado interno. Es importante mencionar que a los 6,50 dólares hay que sumarle 2,00 dólares de costos asociados con la regasificación e inyección al sistema de transporte.

Entre las empresas que ofertaron: BP obtuvo 15 cargamentos, Gunvor 5, Total 2, mientras Trafigura y Naturgy 1 cada una, completando los 24 barcos que ingresarán al puerto de Escobar.

Adicionalmente, se está llevando a cabo una licitación pública para la contratación del barco regasificador de Bahía Blanca que se despidió en el año 2018. La idea de las autoridades es completar el esquema de importación con la adjudicación de 20 barcos adicionales que puedan descargar en dicho puerto. Con ello, quedaría resuelta la necesidad de gas natural para hacer frente a las altas demandas de inverno.

¿Cómo atenuar la pérdida de competitividad por el alza de los precios?

A pesar de parecer resuelto el problema de provisión para el inverno, los grandes usuarios van a enfrentar un duro ajuste de los precios que se están negociando para el próximo período, con aumento en muchos casos un 100% más elevados respecto a los precios negociados en abril 2020. El mercado spot parece ser, por el momento, la mejor posibilidad para optimizar económicamente el suministro.

Para más información sobre soluciones de suministro spot no duden en escribirnos a comercial@saenergia.com.ar.

Un “nuevo” escenario para el mercado del gas natural en Argentina

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Acostumbrado a pensar a cortísimo plazo, el mercado del gas no escapa a los vaivenes de la política y la economía argentina. Es así como pasamos de importar gas natural de Bolivia en forma permanente, y eventualmente GNL desde Chile (regasificado) y desde las terminales de GNL de Bahía Blanca y Escobar, a tener excedentes de producción. Desde fines de 2019, se exportaron seis cargamentos de GNL. Estos sobrantes se incrementaron en 2020 dado que, al tiempo que a causa de la pandemia caía la demanda, la oferta continuó aumentando.

Hace sólo 4 meses, nos encontrábamos nuevamente ante una alarmante falta de gas, principalmente en los meses de invierno. Los precios bajos que se dieron en 2020 aceleraron la caída en la producción de gas local. A ello, se sumó un abrupto descenso de la disponibilidad de gas de Bolivia. Para completar el cuadro, la terminal de GNL de Bahía Blanca había dejado de operar en 2018 y la terminal de Escobar no podía operar a causa de una clausura judicial.

Veamos cómo cambió el escenario en los últimos 90 días. A mediados de diciembre, la Secretaría de Energía adjudicó volúmenes y precios licitados en el marco del Plan Gas.Ar por un total cercano a los 70 millones de m3/día de gas natural. A fines de enero, el juzgado Federal de Campana levantó la clausura que pesaba sobre la terminal portuaria de Escobar para poder regasificar gas natural licuado (GNL). Un par de semanas después, la secretaría de Energía anunció que volverá a Bahía Blanca el buque regasificador para cubrir algún faltante en este invierno. Después de 3 años sin importación, habrá una nueva licitación para que Compañía Mega retome el proceso de descarga de GNL. Por último, se anunció una segunda vuelta del último Plan Gas, buscando incrementar la producción local.

Esta batería de medidas permitirían “pasar el invierno” en un relativo equilibrio. Y sólo relativo, ya que migramos de un mercado sobre ofertado con precios muy deprimidos a una situación de fuerte incentivo a la producción local y mayor importación de GNL Todo ello, con un lógico incremento en los precios del gas natural.

Fernando Echazú
Director en SAESA

¿Por qué el gas de cuenca Norte es el menos competitivo del país?

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Las industrias ubicadas en las zonas centro, litoral y norte de nuestro país pagan el abastecimiento de gas natural entre un 15% y un 20% más elevado que las industrias ubicadas en la Provincia de Buenos Aires y hacia el sur del país. ¿Por qué sucede esto? La respuesta está directamente relacionada con el “Mix de cuencas” que cada subzona de distribución tiene asignado según el ENARGAS.

En el mapa de abajo se pueden ver las distintas cuencas según las zonas geográficas de nuestro país.

Al comparar la cuenca Norte y Neuquén, observamos que la primera maneja precios un 15% más elevados que la provincia sureña, y un 30% más elevados respecto a las cuencas de Santa Cruz y Tierra del Fuego. La cuenca Norte es la cuenca que menos inversiones recibió en los últimos 12 años, con una producción diaria irrelevante, cercana a 3 Mm3/día. El resto del gas de la cuenca NOA proviene de Bolivia a precios más elevados. La declinación y la falta de inversión se deben principalmente a los mayores costos y riesgos de la actividad de exploración y explotación. Adicionalmente, no existe un incentivo ni un plan de desarrollo específico para la cuenca. Esta cuenca es la única que no recibió ofertas en el PlanAr

Es de vital importancia para las industrias de zonas geográficas como Córdoba, Santa Fe y las provincias del Norte hacer el esfuerzo adicional a la hora de negociar y empujar la optimización de su compra de gas. Todo esto es posible de la mano de una comercializadora que pueda acercarles los precios más competitivos del mercado, con un servicio de calidad y conservando la seguridad del suministro.

¿Se puede hacer algo para atenuar el efecto Norte? Una de las maneras para ganar competitividad es encontrar un proveedor con capacidad de transportar gas de Neuquén hacia el Norte o para entrega gas de Neuquén directamente en planta (Gas en City Gate). SAESA ha estado visitando la plaza industrial de Córdoba, Santa Fe, Tucumán y Salta acercando cotizaciones por gas en boca de pozo y en city gate a precios muy competitivos. Asimismo, SAESA ofrece diversas modalidades de contratación según la necesidad de cada cliente, con flexibilidad para ajustarnos al esquema de negocio de cada industria.

Si está interesado en recibir una propuesta no dude en contactarnos por Whatsapp o a nuestra casilla de correo comercial@saenergia.com.ar.

Tomás D´Andrea
Director Comercial

Estaciones de GNC

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El Plan Gas incentivó la producción de gas natural. Sin embargo, el decreto excluye al segmento de gas natural comprimido (GNC). Al darle preferencia de abastecimiento a la generación de energía eléctrica y a la demanda prioritaria, el Plan plantea dudas acerca del abastecimiento para las expendedoras de GNC.

En los últimos años -y hasta el 31 de diciembre pasado- el abastecimiento de la red de estaciones de servicio se regía por el cuadro tarifario vigente en cada zona de distribución. Justamente, el pedido del sector de las pymes propietarias de GNC era mantener un cuadro tarifario. Para el período comprendido entre el 1º de enero de 2021 y el 31 de marzo de 2021, la Secretaría de Energía asignó, a último momento y mediante la Resolución 447/20, el abastecimiento de gas natural para las estaciones de servicio de GNC a Integración Energética Argentina (IEASA).

Si no surgieran cambios en la normativa vigente -o una extensión de la resolución antes mencionada- cada estación de servicio deberá negociar a partir de este 1º de abril su abastecimiento con las empresas productoras o comercializadoras de gas natural.

Este año, la oferta de gas natural será escasa en el período invernal; seguramente habrá aumentos en el precio del GNC. Por otro lado, teniendo en cuenta el alza en los precios de combustibles líquidos del último año, el incremento en los de GNC no induciría al usuario a cambiar por gasoil o por naftas.

En definitiva, la mayor producción de gas natural que se espera a partir del Plan Gas pareciera ser una buena oportunidad para darle un marco de estabilidad y seguridad a un sector tan importante y extendido como es el del Gas Natural Comprimido.

Fernando Echazú
Director en SAESA

Rol del Comercializador

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El Comercializador de gas natural es un agregado de valor necesario en la cadena productiva energética. Es el nexo entre el productor y la industria; entre quien tiene y quien necesita. Coordina con los segmentos intermedios, como transportistas y distribuidoras, para que el gas natural llegue de boca de pozo hasta la puerta de la industria. Esto permite que industrias y productores de gas puedan enfocarse en su negocio principal.

Gracias a su rol natural como agregado de demanda y por su vínculo directo con la oferta, el comercializador obtiene los precios más competitivos para las industrias a las que representa. Además, el comercializador transforma las condiciones contractuales complejas e inflexibles en acuerdos simples y personalizados que se adaptan a la necesidad de cada industria.

Sin las comercializadoras, cada industria tendría que ir, por su propia cuenta y en condiciones de desigualdad, a negociar su abastecimiento de gas con los productores. A su vez, el productor tendría que salir a buscar por todo el país a las miles de industrias que quieran el gas, y negociar con cada una las condiciones específicas.

En SAESA contamos con un servicio personalizado que aspira a la excelencia:
buscamos generar una situación ideal para todas las partes involucradas, con procesos simples y transparentes. Acercamos los precios más competitivos y garantizamos la seguridad de suministro.

Contactanos, tenemos buena energía.


infografía

El despacho de SAESA

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Desde el despacho de SAESA estamos enfocados en buscar y adoptar estrategias para abastecer nuestra demanda de la manera mas eficiente, tanto en el mercado firme como en el spot. Analizamos semanalmente las variables que afectan al sistema, como la temperatura, la producción nacional, los distintos sectores de demanda -CAMMESA, industria, prioritaria, GNC, etc-, el funcionamiento de los transportes y las exportaciones e importaciones. Operamos los 365 días del año, trabajando en conjunto con todos los actores del mercado y gestionamos volúmenes de venta que alcanzan los 2,7 Mm3/día.

Por otro lado, mantenemos una comunicación diaria y fluida con distribuidoras y transportistas, para poner en marcha distintos acuerdos comerciales adecuándonos a las condiciones que el sistema requiera. Estamos conectados con más de 15 productores. Junto a ellos, buscamos la mejor manera de abastecer ágilmente la demanda y garantizar la totalidad del suministro. Operamos en las cinco cuencas del país y las conectamos eficientizando transportes y acuerdos. Así logramos los precios competitivos que nos caracterizan.

Actualmente, brindamos nuestro servicio de despacho a otras compañías. Los acompañamos en el armado de estrategias, diseño del sistema e implementaciones de los contratos, optimizando sus acuerdos comerciales a nivel operativo.

Juan Cruz Pertiné
Responsable de despacho