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Miércoles 16 de junio 2010 | GRAFICO (I)
Se denomina Precio del Gas en Boca de Pozo al valor que acordaron el Productor y el Comprador del gas en el Punto de Inyección al Sistema de Transporte (PIST). El grafico muestra la evolución del PGBP, siendo este valor el promedio (teniendo en cuenta las 4 (*) cuencas productivas), que se paga en el (PIST) y su unidad de medida es US$/MBTU. Al PGBP se le debe sumar el costo del Transporte (gasoductos Troncales) y el de la Distribución para llegar al costo del usuario final antes de impuestos.
(*) Las cuencas productivas son 4: Neuquina, Austral, Golfo San Jorge y Noroeste. La Cuyana que sería la Nº 5, en materia de gas solo alimenta a Malargue y esa producción se engloba en la Neuquina.
El gráfico muestra dos periodos bien diferenciados. En el Período I se representa la evolución del PGBP promedio mediante una sola línea, cuyos valores de cuenca los fijaba el ENARGAS luego de las Audiencia Publicas que periódicamente convocaba el ente y en la que participaban Productores, Distribuidores, Transportistas y Usuarios. Una vez determinados los valores las distribuidoras los trasladaban a los respectivos cuadros tarifarios (pass trougth).
Durante este período los Grandes Usuarios que compraban el gas por su cuenta, obtenían precios menores que los fijados por ENARGAS.
El Período II es a partir de la pesificación. Se produce una caída en el valor del PGBP para luego tomar un sendero creciente. Cambia la metodología y el valor depende del tipo de usuario.
En el gráfico se desagregan cuatro grandes tipos de usuarios: Usinas Termoeléctricas, Industrias, GNC y Residencial.
Algunos hechos relevantes durante el periodo (II) que incidieron en el costo energético:
- Todos aquellos usuarios cuyo consumo histórico fuese superior a 9.000 m3/mes debieron dejar de comprar gas a su Distribuidora y pasar a comprar su propio gas en el mercado mayorista. Para implementarlo la Secretaria de Energía estableció un gradualismo en base al volumen demandado y un sendero de precios del gas en Boca de Pozo llevándolo a 1,70 US$/MBTu. para diciembre 2006, luego lo liberó. Como referencia en Enero 2002 el PGBP = 0,47 US$/MBTu.
- Durante este Período se intensificaron los cortes para el sector industrial, tanto para los interrumpibles como para los firmes. En este último caso a través de reasignaciones de volumenes formalmente contractualizados.
- Durante los años 2007 y 2008 se implementó el Programa Energía Total. Se suspendió durante el 2009. Se reiniciaría en el año 2010.
- Dada la decreciente capacidad productiva de algunas cuencas (Neuquina y NOA) comenzó a importarse gas natural de Bolivia (por gasoducto) y GNL, gas natural líquido (por barco), recuperándose parcialmente el costo de esta operación mediante un cargo especifico que solo paga una parte de la demanda, la diferencia se cubre mediante subsidios. Ver Gráfico (II)
- Las usinas termoeléctricas trasladan el incremento del PGBP al precio del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) que solo paga una parte de la demanda.
- Se produce un acomodamiento del valor de la tarifa, diferenciada y creciente acorde a la categoría de usuario final.
- El GNC responde a un régimen especial.
- Al efecto de estimular la incorporación de nuevos yacimientos el MINPLAN implementa el programa Gas Plus. Los precios superan los 4 US$/MBTU
Gráfico (I)
Fuente ECS
EVOLUCIÓN DEL PGBP SEGÚN PERIODO Y TIPO DE USUARIO
Gráfico (II)
Fuente: ECS
EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL GAS BOLIVIANO Y DEL GNL
El precio del GNL es en el Puerto de Bahía Blanca (sin regasificación).
La regasificación es aproximadamente 2 USD/MMBtu adicionales.
GRAFICO (III)
El gráfico permite comparar para cada uno de los meses de enero-diciembre de los años 2008 y 2009 los caudales (Millones de m3/mes) consumidos por el sector industrial.
En el mes de diciembre de 2009 se produce una importante recuperación en el consumo de gas (+ 19,8%) respecto de diciembre del año anterior, revirtiendo la tendencia declinante que se observa en el resto de los meses considerados, en que se consumieron menores volumenes de gas natural que en el año anterior -salvo en el mes de junio de 2009-.
La baja acumulada para el período que se analiza es del 5,1%-.
Cabe mencionar que los meses de noviembre y diciembre de 2008 ya muestran el comienzo del efecto de la crisis al reflejar menores volumenes que los de los meses anteriores, por lo que la base con la que se compara diciembre de 2009 es reducida.
Continuando con la recuperación iniciada en diciembre de 2009, los meses de enero y febrero de 2010 muestran recuperaciones del 5,7% y 3,0%, respectivamente vinculados con iguales meses del año anterior, pero no alcanzan el nivel del año 2008. El aumento acumulado del primer bimestre del año 2010 respecto de igual período del año anterior es del 4,4%-.
(**) Los datos que proporciona el ENARGAS son provisorios.
Gráfico (III)
Fuente ACIGRA Sobre Base de datos: ENARGAS (**)
La participación de la industria en la demanda total de gas natural correspondiente al año 2009 ha sido del 30,8%, en tanto que en el año 2008 fue: 32%.
Dado que la demanda de gas natural, especialmente la domiciliaria, esta directamente relacionada a la temperatura ambiente (días más o menos fríos) se incorpora un cuadro con las temperaturas medias a nivel país para el período analizado.
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