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Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina
Dr. Jorge M. Facciuto20/11/2014
Jornada MERCADOS GASÍFERO Y
ELÉCTRICO
Sitio web: www.acigra.org.arE-mail: [email protected]
Teléfonos: (54-11) 4314-1764 y 1768
Que es ACIGRA ?
� Es una asociación sin fines de lucro, creada en el año1993 por grandes empresas industriales.
� Sus asociados suman un consumo de gas de 11 mill.m3/día, que representa el 43 % del consumo industrial(excluido Destilerías y Cerri) y 10 % del consumototal.
� Presta asesoramiento e información a losconsumidores industriales proveyendo a la defensade sus intereses (1).
� Representa institucionalmente a los consumidoresindustriales de gas ante las autoridadesadministrativas: Ministerios de Economía,Planificación, ENARGAS, Secretaría de Energía ytambién ante las Licenciatarias del servicio de gas.
(1) Análisis de normas, contratos, facturas, inform ación de precios del mercado, etc. 2
Característica principal del Gas Natural
EL SUMINISTRO ES CONSTANTE
CENTROSDECONSUMO
3Fuente: ACIGRA
TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
CUENCAS
Cadena del gas natural Et
apa
Pri
nci
pal
esA
ctiv
idad
es
�Exploración / Perforación / Extracción
�Tratamiento del gas: - Gas asociado:
separación de gas y petróleo
- Gas no asociado: separación
de etano, propano, butano y
gasolina.�Precios desregulados
�Compresión�Transporte por
gasoducto�Separación de
derivados: la realiza el productor o el
transportista�Exportación �GNL: licuefacción ,
transporte, regasificación
�Tarifas reguladas. Renegociación de contratos
�Distribución de Gas Natural�Usuarios
Residenciales�Comercios �PyMEs y GU�Usinas eléctricas �Estaciones de
GNC�Almacenamiento�Tarifas reguladas.
Renegociación de contratos
Producción Transporte Distribución
Fuente: ACIGRA
Comercialización
�Comercialización: a cargo de distintos agentes de la cadena
�Mercado Interno�Mercado Externo�Precios regulados
y libres
4
Demanda
�Residen-ciales
�SGP�G�GU�GNC�SDB
Contrataciones posibles usuarios industriales
• Hasta 180.000 m3/año: con la Distribuidora– Incluye Gas, Transporte y Distribución (suministro
firme).
• Más de más de 180.000 m3/año:– Contratación de gas con productor o
comercializador (que también puede ofrecer el transporte) y el resto con la Distribuidora.
• “By Pass” Físico (Grandes Usuarios)– Sólo requiere la contratación de Gas y Transporte.– Compiten pago de margen de distribución vs.
costo de gasoducto (se obvia el servicio de la Distribuidora).
5Fuente: ACIGRA
6
GAS EN BOCA DE POZO
Principales cláusulas contratos con Productores o Comercializadores
• Plazo.• Cantidad máxima diaria (CMD).• Estacionalidad.• Condiciones de tomar o pagar (Take or Pay).• Condiciones de poner a disposición o pagar (Delivery or Pay).• Precios (estacionales).• Ajuste de precios.• Condiciones de Make Up y Carry Forward (compensaciones).• Sanciones por incumplimientos.• Nominaciones.• Desbalances.• Penalidades.
7Fuente: ACIGRA
Factura del proveedor del gas
8Fuente: ACIGRA
Factura del proveedor del gasconceptos
9
1) Volumen de gas.2) Precio.3) Fondo Fiduciario Ley para Subsidios
de Consumos Residenciales art. 75°Ley N° 25.565. ($ 0,0038-0,00365/m3)
4) I.V.A. (27%) 5) Percepciones Ingresos Brutos.6) Otras retenciones impositivas.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Mundo Argentina Rusia Venezuela USA Japon Francia Brasil Chile
Otras Nuclear Hidroelectrica Carbon Petroleo Gas Natural
Matriz energética
10Fuente: ACIGRA
25%
12%
9%
54%
Austral
San Jorge
Noroeste
Neuquina
12%
8%
3%
11%
34%
29%
3%
Otros
Petrobras
Pluspetrol
Pan American Energy
YPF
Total Austral
Tecpetrol
Cuenca Noroeste
Cuenca Cuyana
Cuenca Neuquina
Cuenca G.San Jorge
Cuenca Austral
Bahía Blanca
Cuenca hidrocarburíferas productivasCUENCAS GAS NATURAL PRODUCCIÓN NACIONAL TOTAL 114,5 mill. m3/día
Bolivia
Escoba r
Fuente: Secretaría de Energía 11
Reservas y producción de gas natural
12Fuente: ENARGAS y SECRETARIA DE ENERGIA
Año 1980 1990 2000 2012R/P (Años) 32,0 33,6 17,3 7,2
2013
7,2
RESERVAS POR Miles de CUENCA mill. de %
m3NEUQUINA 133.699 42,4AUSTRAL 100.781 31,9GOLFO SAN JORGE 48.446 15,4CUENCA NOROESTE 31.820 10,1CUYANA 761 0,2TOTAL 315.508 100,0
25
30
35
40
45
50
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MM
m3/
día
Cuenca Austral + San Jorge
+ 10 MM
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MM
m3/
día
Cuenca Neuquina
- 30 MM
-
5
10
15
20
25
30
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MM
m3/
día
Cuenca Noroeste
- 14 MM
Año 2013
Año 2003
Evolución de la producción nacional
13Fuente: Secretaría de Energía
Inyección gas nacional
14Fuente: Secretaría de Energía
Inyección gas nacional
15Fuente: Secretaría de Energía
Inyección gas nacional
16Fuente: Secretaría de Energía
Inyección gas boliviano
17
BoliviaActualmente 18 MM m3/día, incrementables a 27,7 MM en el año 2021.Precio actual 12 u$s/MMBTU
Fuente: Secretaría de Energía
GNL EscobarUbicación: Escobar, Buenos AiresPropietarios: ENARSA-YPFOperador: YPFComisionado: Junio 2011Capacidad de almacenaje: 148,000 m3
Caudal: 17,0 MMm3/dConfiguración con transferencia de buque a buque
GNL Bahía BlancaUbicación: Bahía Blanca, Buenos AiresPropietario y Operador: YPFComisionado: Junio 2008Capacidad de almacenaje: 148,000 m3
Caudal: 17,0 MMm3/dConfiguración con transferencia de buque a buque
Importaciones de GNL
PRECIO GNL 17 U$S/MMBTU TENDENCIA A LA BAJA
18Fuente: ENARSA
19Fuente: Secretaría de Energía
Disponibilidad de gas total
20Fuente: Secretaría de Energía
-40
-20
0
20
40
60
80
100
120
140
160
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción Importación Exportación
Producción nacional, importaciones y exportaciones
21Fuente: ACIGRA
Recursos no convencionales
22Fuente: I.A.P.G.
Gas no convencional argentino
Paraná Basin
Chaco Basin
Neuquén Basin
Golfo San JorgeBasin
Austral Magallanes Basin
23Fuente: ACIGRA
RESERVAS CONVENCIONALES 12 TCF
RESERVAS DE GASNO CONVENCIONALES
802 TCF
• Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo.
• Disciplina técnica y logística.
• Perforar muchos pozos, lo que requiere grandes cantidades de materiales, servicios y recursos humanos.
• Estabilidad económica, cuidado ambiental y apoyo social.
• Técnicamente el tamaño del recurso es muy grande.
• La actividad es incipiente. El esfuerzo exploratorio remanente es muy significativo en tiempo y capital a riesgo.
• Es esperable muchísima variabilidad en los resultados.
• Los costos actuales de perforación y completación son muy elevados en comparación a USA.
Comentarios sobre el desarrollo de los no convencionales
24Fuente: ACIGRA
25
Evolución de los precios de gas en cuenca
Fuente: elaboración propia en base a datos del merc ado
26
TRANSPORTE Y
DISTRIBUCIÓN
Principales Cláusulas Contratos de Transporte
• Servicio de Transporte – Capacidad.
• Condición Firme o Interrumpible.
• Punto de Recepción – Presión.
• Punto de Entrega – Presión.
• Plazo.
• Precio y facturación.
• Penalidades.
27Fuente: ACIGRA
Principales Cláusulas Contratos de Distribución
• Tarifa y precio.
• Carácter del Servicio.
• Cantidades.
• Punto de entrega - presión mínima.
• Plazo.
• Causas de suspensión o terminación.
• Restricciones o Interrupciones del Servicio.
• Penalidades.28
Fuente: ACIGRA
Factura de la Distribuidora
29Fuente: Gas Natural BAN S.A.
Factura de la Distribuidora
30
Factura de la Distribuidoraconceptos
31
1) Volumen de gas.2) Cargo Fijo.3) Tarifa de Transporte.4) Tarifa de Distribución.5) Costo de Gas Importado sin subsidio6) Costo del Gas Importado subsidiado7) Cargo Fideicomiso I (Norte y Sur).8) Cargo Fideicomiso II (Norte y Sur).9) I.V.A. (27%, salvo costo gas importado y cargos
fideicomiso 21%).8) Percepciones y retenciones impositivas.
Gasoducto Centro Oeste34,1 MM m3/d
Gasoducto Neuba I15,9 MM m3/d
Total Sistema TGN
60,6 MM m3/d
Total Sistema TGN
60,6 MM m3/d
Gasoducto Norte26,5 MM m3/d
Gasoducto Neuba II31,1 MM m3/d
Gasoducto San Martín40,3 MM m3/d
Total Sistema TGS
87,3 MM m3/d
Total Sistema TGS
87,3 MM m3/d
Sistema troncal de transporte de gas
Fuente: ENARGAS 32
1.8 MM’m3/d
USD 216 MM
Capacidad
InversiónInversión
c/impuestos
234 kmGasoductos
25.710 HPCompresión
USD 352 MM
2.9 MM’m3/d
509 km
28.700 HP
Incremento de Capacidad de Transporte en 4.7 MM’m3/d
Instalación de 743 km de loop de cañería y 54.410 HP de potencia adicional
Repago: Cargos Adicionales a usuarios (excepto Residencial)
Valor Cargo s/tarifas: 70,2% (TGN) ; 81,6% (TGS)
Obras - Inversiones
Fideicomiso I
33Fuente: TGN
Fideicomiso II
34Fuente: TGS
Fuente: ENARGAS 35
Fondo fiduciario importacionesde gas
36
• La Resolución del ENARGAS Nº I/563 del 15/12/2008 fijó los cargos para integrar el Fondo Fiduciario paraatender importaciones de gas, conforme a lo dispuesto por el Decreto Nº 2.067/2008.
• Quedan excluidos del pago los usuarios clasificados como: R1, R2 1°, R2 2°, R2 3°, Subdistribuidores,Servicio General SGP 1, 2 y 3 -sin fines de lucro-, GNC y Centrales Eléctricas.
• El cargo, que se aplica por m3 consumido será retroactivo al 01/11/2008 y las Transportadoras,Distribuidoras, Terceros Interesados previstos en el artículo 16 inc. b) de la Ley Nº 24.076 ySubdistribuidoras actuarán como Agentes de Percepción.
• El cargo que pagará un gran usuario industrial, ya sea firme o interrumpible (FD, FT, IT, FT) y elprocesamiento de gas natural en Planta de General Cerri (RTP), será de $ 0,0492/m3, cualquiera fuera laDistribuidora y Subzona en la que se localice la planta.
• Para los SGP3 con consumos mayores a 180.000 m3/año y los SGG el cargo es de $ 0,039/m3 y para losSGP3 con consumos menores a 180.000m3/año es de $ 0,0205/m3.
• Para los usuarios residenciales incluidos (R3), a los efectos del valor de los cargos, el país se han divididoen dos partes:
• Norte del país hasta subzona Bahía Blanca, donde los cargos parten de $ 0,0500/m3 y llegan $ 0,2700/m3,según la subcategoría (1, 2, 3 o 4).
• Sur del país (resto), en que los cargos parten de un mínimo de $ 0,0150 y llegan a un máximo de$ 0,1400/m3, según la subcategoría y la subzona.
Fuente : Elaboración propia
• Objetivo : Actualizar a $ 13.000.000.000.- el monto a recaudar de los usuarios de gas natural para el Fondo Fiduciario creado por el Decreto Nº 2.067/2008.
• Instrumento: aumento del “Cargo Gas”.
• Alcance: Todas y cada una de las categorías de usuarios residenciales y no residenciales, incluso los que están fuera del sistema de transporte.
• Tipo de gas: “Convencional” y “Plus”.
• Vigencia: 01/12/2011.
• Monto de los valores: por categoría de usuario. Intensifica los subsidios cruzados prohibidos por normativa vigente.
• Discrecionalidad:
1. Para los no residenciales la eliminación del subsidio es según “Código de Actividad”. Monto cargo $ 0,405/m3 para industrias afectadas.
2. Para los residenciales la eliminación del subsidio es en función de la situación económica-financiera (renuncia al subsidio, barrios)
• No se modifican tarifas de transporte y distribució n de las Licenciatarias.17
Fondo fiduciario importaciones de gas
Fuente: elaboración propia
Factores que inciden en el abastecimiento de gas natural
• PRODUCCION NACIONAL
• IMPORTACIONES
• FINANZAS DEL ESTADO
• CONSUMOS DE CAMMESA
• UTILIZACIÓN DEL AGUA
• CLIMA: LLUVIAS, TEMPERATURA
• PRECIOS ENERGÉTICOS
• PAROS
• ACCIDENTES
• IMPREVISTOS
38Fuente: elaboración propia
Proceso para determinar las restricciones
39
1) Reunión semanal del comité: productores, transportistas, distribuidoras, ENARGAS, SECRETARIA DE ENERGIA.
2) Programación semanal: • Temperaturas. • demanda total esperada:
a) Dentro del sistema de transporte: prioritaria (R-SGP), Gas combustible, GNC, Comercios, Grandes Usuarios dentro del sistema, Grandes Usuarios identificados, Usinas, exportaciones.
b) Fuera del sistema de transporte: Tierra del Fuego, Usinas, Exportaciones, Mega, Refinor.
• Inyecciones en TGN y TGS (Nacional, Bolivia, LNG, PIPA) por subsistema de gasoducto.
• Stock en gasoductos y planta de Peak-Shaving de Gas Natural Ban.• Luego si el consumo solicitado por Distribuidoras y el resto de usuarios fuera
de la Distribuidora dentro del sistema y en boca de pozo menos el gasdisponible arroja déficit se determina el volumen de corte y se identificanlos usuarios afectados .
• Las Licenciatarias de Transporte y Distribución en cada caso se ocupan de comunicar el volumen autorizado a los usuarios y efectúan el seguimiento.
Fuente: Elaboración propia sobre la base de informaciones obtenidas de los agentes.
Instrucción restricciones año 2014
40Fuente: ENARGAS
Procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas
1. Distribuidores solicitan para el día operativo n+1, como primera prioridad el gas necesario paraabastecer la Demanda Prioritaria.
2. Una vez abastecida la Demanda Prioritaria, los Productores confirman los volúmenes solicitadospor los demás segmentos de acuerdo al siguiente orden de prioridades :
� 1° GNC� 2° P3 (Unbundling)� 3° a) Grandes Usuarios
b) Plantas de tratamiento dentro y fuera del sistemac) Usinas (de acuerdo a Nota SE N° 6866/09)
� 4° Exportaciones
3. Siempre que la Demanda Prioritaria de una Distribuidora no haya obtenido el nivel necesario deconfirmaciones de gas, la Distribuidora deberá confirmar al Transportista, en su sistema denominaciones, cuál es el volumen autorizado por ella para ser consumido por cada cliente quesea cargador o usuario de transporte de terceros, indicando el punto de entrega correspondiente.
41
Resolución ENARGAS N° 1.410/2010 y normas complementarias
Fuente: elaboración propia sobre la base de datos o ficiales
Procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas
1. El objetivo de los cargadores y clientes es ajustar los desbalances acumulados haciendo tender los mismos a cero en el menor tiempo posible.
2. Para los usuarios GU (Industrias y Usinas) los desbalances se aplicarán de acuerdo a las normas de despacho (diarios o semanales) y deberán ser informados por las Distribuidoras.
Mecanismo de última instancia para cubrir desbalances:
• Proveedor de Ultima Instancia (PUI)
Cuando el Proveedor de Última Instancia (PUI) designado sea ENARSA o una empresa beneficiariade los acuerdos el precio para usuarios industriales será 7,50 U$S/MMBTU.
• Gas de Ultima Instancia (GUI)
En el caso de industrias que no respalden total o parcialmente sus consumos con contratos, noestarán autorizados a consumir y de hacerlo el proveedor de Gas de Ultima Instancia (GUI) seráENARSA, realizándose la transferencia el día operativo posterior al producido el desbalance. En estecaso el precio del gas será 13,32 U$S/MMBTU.
42
Resolución ENARGAS N° 1.410/2.010 y normas complementarias
Fuente: elaboración propia sobre la base de datos o ficiales
43
Precios mecanismo de última instancia
Fuente : Elaboración propia
PUI u$s 7,50/MMBTU
GUI u$s 13,32/MMBTU
44
DEMANDA
Evolución de la demanda interna
0
20
40
60
80
100
120
140
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Residencial Comercial Oficiales Industria
Eléctricas SDB GNC
45
MM
m3
/día
Fuente: ENARGAS
10%
52%
40%
- 9%
29%
27%
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2003 2013
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO RESIDENCIAL
20,00
22,00
24,00
26,00
28,00
30,00
32,00
34,00
36,00
38,00
40,00
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2003 2013
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO INDUSTRIAL
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
55,00
60,00
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2003 2013
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO CENTRALES ELÉCTRICAS
Evolución de la demanda interna
46Fuente: ACIGRA
47
PRECIOS DEL GAS Y
SUBSIDIOS
Precios del gas Ex
tern
aIn
tern
a
Industrias4,30/5,50 u$s/MMBTu
Demanda TotalOferta Total
Precio del Gas
GNC2,95 u$s/MMBTu
Usinas2,45/2,68
u$s/MMBTuGas de Bolivia 11 u$s/MMBTu
GNL17 u$s/MMBTu
Residencial(promedio)
2,45 u$s/MMBTu
Gas NO CONVENCIONAL4/9 u$s/MMBTu
Gas CONVENCIONAL3 u$s/MMBTu
Gas ACUERDO7,50 u$s/MMBTu
48Fuente : Elaboración propia
-15.000
-10.000
-5.000
0
5.000
10.0001
99
5
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
Exportaciones Importaciones Saldo
BALANCE COMERCIAL ENERGÉTICO (millones de u$s) )
Balance comercial energético
49Fuente: I.A.R.A.F.
� ComprasGN de Bolivia (11 u$s/MMBTu) = 16 MMm3/d
+
� A precio Shale Gas (7,5 u$s/MMBTu)el costo hubiese sido
u$s 3.333 Millones
� AHORRO SECTOR GASÍFERO u$s 2.929 Millones
LNG (17 u$s/MMBTu) = 17 MMm3/d
u$s 2.370 Millones
u$s 3.892 Millones
u$s 6.262 Millones
Año 2013:
Impacto del gas no convencional en el sector gasífero argentino
50Fuente: ACIGRA
Reflexiones sobre el mercado de gas
• Matriz energética: el Gas Natural tiene una participación del 52% y el Petróleo un 33%. Elresto (15%) es aportado por Energía Hidráulica, Nuclear, Carbón Mineral y otros.
• Reservas y producción en caída. Se tendrá que seguir importando. Se aplican incentivospara aumentar la producción.
• Las importaciones de Gas Boliviano recomenzaron en el año 2001 y paulatinamentealcanzaron los 16 mill. de m3/día en el año 2013.
• Las importaciones de GNL comenzaron en 2008 con 1 mill.m3 y llegaron a 17 mill. m3/díaen el año 2013.
• Demanda creciente.• Ciudad de Buenos Aires, norte de la Provincia de Buenos Aires, sur de la Provincia de
Santa Fe y sur de la Provincia de Córdoba nuclean al 60% de la población y al 80% delconsumo.
• Argentina ocupa el 2° lugar en el mundo en reservas de shale gas (802 TCF) después deChina (las reservas comprobadas de gas convencional alcanzan en argentina a 12 TCF).
• Es real la existencia de un importantísimo recurso de gas no convencional en nuestrascuencas gasíferas que podría sustituir importaciones energéticas, permitiendo ahorros a lasarcas nacionales.
• Pero, para transformar estos recursos en reservas se necesitan superar barrerasambientales, de equipamiento, logísticas y sobre todo cuantiosos niveles de inversión.
• Debe lograrse la credibilidad de nuestro país en los mercados internacionales ygarantizarse la seguridad jurídica, tanto para la oferta como para la demanda de gas en elcorto, mediano y largo plazo, para que se concreten las importantes inversiones para quetodo el sistema vuelva a funcionar eficientemente.
51
Reflexiones sobre el mercado de gas
• Las exportaciones de gas a países limítrofes tuvieron un máximo de18,5 mill. m3/día en el año 2004 y a partir del año 2006 bajaronabruptamente, para ser casi nulas desde el año 2010 a la actualidad.
• La capacidad de transporte ha pasado de 70 mill. m3/día en 1993 a120 mill. en 2004 (optimización de plantas y loops).A partir de 2004 -financiado por Fideicomisos denominados I y II- sealcanzan en el año 2013 147,6 mill. m3/día.
• Los denominados “subsidios” (aportes del Estado Nacional paraimportación de combustibles líquidos y gaseosos) han tenido lasiguiente evolución: $ 43.118 millones en 2011, $ 55.506 millones en2012 y $ 81.405 en 2013.
• Si bien se inició con una política de reducción de subsidios queda aunun largo camino por recorrer si se desea sincerar las tarifas.
52Fuente : Elaboración propia
Situación del sector industrial
Antes Hoy
• Restricciones de transporte • Oferta limitada de gas en boca de pozo
• Cortes a usuarios interrumpibles en invierno
• Cortes a todos los grandes usuarios
• Optimización Despacho eléctrico y costomarginal
• Despacho por aversión al riesgo y según disponibilidad de combustibles
• Contratos firmes garantizabansuministro
• Los contratos se ven supeditados a laResolución ENARGAS 1.410/10
• Invierno: 10 días de cortes • Invierno: > 60 días de cortes
• Precio Industria similar o inferior aprecio residencial(boca de pozo).
• Certeza en cantidades y precios con contratos de mediano y largo plazo
• Precio industria muy superior aprecio residencial(boca de pozo)
• Incertidumbre en cantidades disponibles
(contratos de un año), precios y mantenimiento
de subsidios.
53
El suministro de gas a la industria ha desmejorado notablemente, siendo
la principal perjudicada por la declinación de la producción. Ello no permite planificar
eficientemente la producción, debido a los cortes de gas y al incumplimiento de los contratos.
