informe de tendencias - - 10.197 17.906
Post on 22-Feb-2022
5 Views
Preview:
TRANSCRIPT
1
Resumen ejecutivo
En diciembre de 2018 la producción de petróleo aumentó 2,6% i.a y 2,1%
en el acumulado de los 12 meses de 2018. La producción de petróleo
convencional (88% de la producción total) se redujo 1,4% en los últimos 12
meses mientras que la producción no convencional, liderada por el Shale Oil,
se incrementó 47%.
En diciembre de 2018 la producción de Gas aumentó 5,2% i.a y 5,5% en el
acumulado de 12 meses del año 2018. Tecpetrol explicó, en promedio, el
98,1% del incremento en la producción acumulada.
La producción de Gas convencional (64,4% del total de la producción total)
se redujo 7,5% en los últimos 12 meses mientras que la producción no
convencional, liderada aún por el Tight Gas, se incrementó 40,4%
representando el 35,6% del total.
En diciembre de 2018 la demanda total de energía eléctrica se redujo
10,1% i.a mientras que creció 0,3% en los 12 meses de 2018. La demanda
anual aumenta sólo para la categoría residencial, mientras disminuye para la
categoría comercial e industrial, correlacionándose con los indicadores de
actividad económica e industrial para el periodo. La oferta neta local de
energía eléctrica disminuyó 11,2% i.a en diciembre de 2018, mientras que
en el último año móvil tuvo un incremento del 0,7%. La generación
Hidráulica, Nuclear y Renovable muestran crecimiento positivo con una
variación del 0,9%, 12,9% y 27,2% en 12 meses respectivamente. La
generación Eólica igualó a la Hidráulica Renovable, y se establecen
como las principales tecnologías Renovables de 2018, representando
ambas el 42% del total Renovable generado en el año.
Las ventas de naftas y gasoil en diciembre de 2018 se redujeron 6,4% i.a
mientras que en el cálculo acumulado anual de 2018 disminuyeron 0,8%.
El Petróleo procesado disminuyó 1,9% i.a en diciembre de 2018 mientras
que cae 3,7% en el acumulado de 12 meses. Esta caída en el procesamiento
de petróleo acumulado (-3,7%) es de mayor magnitud que la caída en la
demanda de naftas y gasoil (-0,8%), lo cual sugiere que las importaciones de
combustibles líquidos continúan en aumento.
Las entregas totales de Gas (demanda) fueron 6,6% i.a menores en
noviembre de 2018 mientras acumula un aumento del 2,8% en los últimos 12
meses. El crecimiento en la producción de Gas en 12 meses (5,5%) se
muestra superior al crecimiento de la demanda interna (2,8%) lo cual sugiere
que se están reduciendo las importaciones del combustible.
Los Subsidios energéticos aumentaron 64,7% en el acumulado a
noviembre de 2018. El valor anualizado en dólares a noviembre de 2018 fue
de USD 4.018 millones, esto es un 21% inferior a los USD 5.082 millones del
año anterior. Sin embargo, los subsidios anualizados en dólares crecen para
CAMMESA e IEASA (Ex ENARSA).
La balanza comercial energética del mes de diciembre de 2018 se muestra
deficitaria en US$ 22 millones. El déficit comercial energético acumulado a
durante 2018 se redujo un 27,9%, pasando de U$D -3.246 millones en 2017
a U$D -2.339 millones en 2018 (U$D 907 millones menor).
1 mes1 mes año
anterior
Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
var % i.aVariación
año móvil
Producción total de
petróleo (Mm3). Dic-182.458 2.396 28.404 27.816 2,6% 2,1%
Pétroleo convencional
(Mm3)2.100 2.156 24.884 25.234 -2,6% -1,4%
Pétroleo no convencional
(Mm3)406 242 3.821 2.599 67,8% 47,0%
Producción total de gas
(MMm3). Dic-183.990 3.795 47.055 44.595 5,2% 5,5%
Gas convencional (MMm3) 2.407 2.727 30.328 32.772 -11,7% -7,5%
Gas no convencional
(MMm3)1.583 1.087 16.686 11.884 45,6% 40,4%
Ventas Nafta + Gasoil
(Mm3). Dic-181.945 2.077 22.818 23.004 -6,4% -0,8%
Demanda de Gas
(MMm3). Nov-182.951 3.160 45.943 44.680 -6,6% 2,8%
Producción
biocombustibles (miles de
Tn). Nov-18
338 379 3.469 3.635 -10,9% -4,6%
Demanda total energía
eléctrica* (GW/h). Dic-1810.808 12.025 11.077 11.044 -10,1% 0,3%
Generación neta local de
energía eléctrica* (GW/h).
Nov-18
11.079 12.472 11.457 11.372 -11,2% 0,7%
1 mes1 mes año
anterior
Acumulado
anual
Acumulado
anual año
anterior
var % i.aVariación
acumulado
Transferencias corrientes
(subsidios). Nov-18- - 159.796 97.001 - 64,7%
Transferencias de capital.
Nov-18- - 10.197 17.906 - -43,1%
Saldo comercial
energético (millones de
u$d). Dic-18
-22 -129 -2.339 -3.246 -82,9% -27,9%
Principales indicadores del sector energético
* En este caso el acumulado año móvil se presenta como la media móvil de los últimos 12 meses
Mes Mes anteriorIgual mes
año anterior% i.m % i.a
WTI (USD/bbl). Dic-18 57,9 57,0 49,5 2% 16,9%
BRENT (USD/bbl). Dic-18 64,4 64,8 57,4 -0,6% 12,2%
Medanito. Sep-18 65,6 65,2 54,4 0,6% 20,6%
Escalante (USD/bbl). Dic-
1856,6 61,4 52,2 -7,9% 8,3%
Henry Hub(USD/MMbtul).
Dic-182,8 4,1 4,0 -31,3% -30,4%
Gas boca de pozo
(USD/MMbtu). Ago-184,0 4,9 5,3 -18,3% -25,4%
Coto de generación
eléctrica ($/MWh). Dic-182.543 2.444 1.201 4,1% 111,7%
Precio de energía
eléctrica ($/MWh). Dic-181.346 1.358 810 -0,9% 66,2%
Principales precios energéticos
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
www.iae.org.ar
iae@iae.org.ar
Tel: 4334-7715/6751
Lic. Julián Rojo
julianrojo@outlook.com.ar
@julianrojo_
Informe de Tendencias
Energéticas – Enero de 2019
2 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
Las siguientes noticias constituyen a juicio del Departamento Técnico de Instituto Mosconi las noticias más relevantes del
mes de enero de 2019
Un resumen de las principales noticias del mes de enero indica que hubo cuatro temas que ocuparon las páginas de los principales diarios del
país:
a) Nuevo Secretario de energía y sus desafíos (ver noticias 1 y 2).
b) Hidrocarburos, subsidios y tarifas (ver noticias 3 a 8).
c) Biocombustibles (ver noticias 9 y 10)
d) Notas de interés (ver noticias 11 a 14)
1. El Top 3 de prioridades de Lopetegui para sus primeros días al frente de Energía. Entre las prioridades sobresalen cambios en el programa
de estímulo a la inyección de gas no convencional previsto en la resolución 46/2017, modificaciones en la modalidad de las su bastas de gas
y la reforma del mercado de generación eléctrica. Econojournal.
2. Lopetegui reorganiza Energía con caras nuevas y cambios de roles. El secretario de Energía dispuso de algunos cambios en su gabinete.
Alejandro Sruoga dejará Energía Eléctrica para asumir en el Consejo de la Entidad Binacional de Yacyretá (EBY). Su reemplazante será Juan
Garade. Carlos Casares será designado como subsecretario de Hidrocarburos. Econojournal.
3. El shale gas en la era del ajuste. Finalmente, el gobierno nacional no pudo reformar la resolución 46 y optó por reconocer los volúmenes
iniciales declarados por empresa y no el total de lo que producen. La medida puede tener impacto en el ritmo de la actividad. LMNeuquén
4. Todos contra Techint, la guerra del gas. El recorte en los subsidios para la producción de gas en Neuquén trazó una grieta en el mundo
petrolero: de un lado la firma de Paolo Rocca, del otro YPF, PAE y Eurnekian. Perfil.
5. Advierten que puede faltar gas en invierno. Al mismo tiempo, la Secretaría de Energía renegocia con Bolivia, descarta otro buque
regasificador y disminuye subsidios en Vaca Muerta. Ámbito.
6. La restricción fiscal va a ralentizar el boom del gas. El recorte de subsidios obligará a revisar inversiones en Vaca Muerta, con impacto sobre
el ritmo de producción, los precios y la exportación. La Nación.
7. Vaca Muerta cerró diciembre con una caída en la actividad. La cantidad de etapas de fractura que se completaron en el último mes del 2018
cayó un 28%. El recorte del Plan Gas, al tope de las causas. Diario Rio Negro.
8. Por el alto costo del financiamiento, descartan aplicar una tarifa plana de gas. El ente regulador entiende que las distribuidoras no están en
condiciones de financiar a tasas del 50% parte del costo del gas que se consume en el invierno. Por eso, quedó congelada la posibilidad de
avanzar hacia una tarifa plana o previsible. Se comenzará a aplicar una factura mensual . Econojournal.
9. La Unión Europea aprobó el ingreso del biodiésel argentino. El bloque confirmó en Bruselas la apertura del mercado a las exportaciones
nacionales, uno de los principales objetivos del Gobierno en materia comercial. Podrían recuperarse ventas por u$s 1000 millones. El
Cronista.
10. Lopetegui fijó nuevo precio para el biodiésel con una suba de 5,6%. El secretario de Energía dispuso un incremento de 5,6% en la tonelada
para la mezcla con gasoil. Su antecesor en el cargo, Javier Iguacel, había ordenado una reducción de 4,5% antes de irse. Ámbito.
11. Gas de Bolivia: no será imprescindible, sí importante. El experto dice que la exportación al mercado brasileño alivió la economía. Si bien es
prescindible para Argentina, es una fuente de energía competitiva. La exportación de gas a Brasil. Álvaro Ríos Roca, Ex Ministro de
Hidrocarburos de Bolivia para Páginasiete.bo.
12. Entrevista radial al Ing. Jorge Lapeña, Presidente del IAE Mosconi, sobre política energética.
https://www.mixcloud.com/ecomedios/lapenajorge-con-hugoe_grimaldi-ex-sec-de-energía-pte-del-iaemosconi-_periodismo-a-diario/
13. Entrevista al Ing. Gerardo Rabinovich, Vicepresidente del IAE Mosconi, en La Nación Más sobre política energética.
https://www.youtube.com/watch?v=Xs2grmWU578&feature=youtu.be
14. Desencantados de la política energética de Macri preparan un plan alternativo. Los principales think tanks están elaborando un programa
energético para presentarles a los precandidatos de la oposición. La Política On Line.
3 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
1. Indicadores de actividad económica y precios:
El EMAE (estimador de actividad económica) muestra para el
mes de noviembre de 2018 una variación negativa del 2,3%
respecto al mes anterior. Además, la actividad se retrajo
respecto al mismo mes del 2017 (i.a) 7,5% mientras que cayó
2,2% en el acumulado a noviembre del año 2018 respecto a
igual periodo del año anterior.
El IPI-M (Índice de producción industrial manufacturera)
muestra para diciembre de 2018 una variación negativa de
14,5% i.a. mientras que en el cálculo acumulado para el año
2018 presenta una contracción del 5%. Desagregando el
índice, la actividad referida a la refinación de petróleo cayó
7,5% i.a, a la vez que acumula una retracción anual del 4,4%
a diciembre de 2018 respecto a igual periodo del 2017.
Los precios mayoristas (IPIM) aumentaron 1,3% en diciembre
de 2018 respecto del mes anterior, y 73,5% respecto de igual
mes de 2017. En este mes, el interanual y el acumulado son el
mismo cálculo.
El IPIM relevado para petróleo crudo y gas disminuyó 5,2%
i.m en diciembre de 2018, mientras que acumuló en 2018 un
aumento del 105,5% respecto a igual periodo del año anterior.
Los precios mayoristas referidos a los productos refinados
de petróleo disminuyeron 2,2% i.m aunque aumentaron
81,1% en los doce meses de 2018.
Petróleo y gas y los productos refinados de petróleo fueron los
únicos sub-indicadores de precios energéticos que superaron
en variación al IPIM general en el acumulado anual en 2018.
Esto sugiere una importante contribución al incremento en el
índice general de precios mayoristas por parte de estos
productos. En particular los precios de petróleo y gas.
Por último, el IPIM relevado para la energía eléctrica muestra
una variación del 0,8% en diciembre respecto a noviembre de
2018 acumulando un aumento del 54,1% en los doce meses
de 2018.
2. Situación fiscal del sector energético:
En el acumulado hasta el mes de noviembre de 2018 los
gastos corrientes devengados de la Administración Pública
Nacional crecieron 32,1% mientras que los ingresos
corrientes aumentaron 26,5% respecto a igual periodo del
año anterior.
El resultado primario y el resultado financiero acumulado a
noviembre se presentan con déficit: el resultado financiero
aumentó el déficit pasando de $ -387 mil millones a $ -515 mil
millones, mientras que el resultado primario disminuyó el
déficit pasando de $ -153 mil millones a uno de $ -133 mil
millones en los once meses de 2018.
Evolución de los subsidios energéticos
Los subsidios energéticos devengados presentan un
aumento en términos acumulados al mes de noviembre de
2018 según datos de ASAP.
Las transferencias para gastos corrientes (los subsidios
energéticos) aumentaron 64,7% en el acumulado a noviembre
de 2018 respecto a igual periodo del año anterior. Esto implica
Respecto mes
anterior
Igual mes año
anterior
Acumulado
anual
EMAE nov-18 -2,3% -7,5% -2,2%
IPI-M dic-18 - -14,5% -5,0%
Refinación de
petróleo. Dic-18- -7,5% -4,4%
IPIM dic-18 1,3% 73,5% 73,5%
IPIM- Petroleo crudo
y gas. Dic-18-5,2% 105,5% 105,5%
IPIM- Refinados de
petroleo. Dic-18-2,2% 81,1% 81,1%
IPIM-energía elec.
Dic-180,8% 54,1% 54,1%
Principales indicadores macroeconómicos
Fuente: IAE en base a INDEC
Acumulado a
noviembre
2018
Acumulado a
noviembre
2017
Diferencia $Acumulado
var. % i.a
Ingresos corrientes 2.198.038 1.737.694 460.344 26,5%
Gastos corrientes 2.584.573 1.955.960 628.613 32,1%
Rdo. Financiero -515.994 -387.305 -128.689 33,2%
Rdo. Primario -133.694 -153.219 19.525 -12,7%
Cuenta ahorro inversión acumulado a junio de 2018 en millones de pesos
Fuente: IAE en base a ASAP
4 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
mayores subsidios por la suma nominal de $ 62.795 millones
en los once meses de 2018 respecto a igual periodo de 2017.
El valor anualizado a noviembre, al tipo de cambio del mes, de
los subsidios energéticos en dólares ha sido de USD 4.018
millones, esto es un 21% inferior a los USD 5.082 millones del
año anterior.
En cuanto a la desagregación de los subsidios, las
ejecuciones presupuestarias más importantes acumuladas a
noviembre de 2018 fueron para CAMMESA ($ 103.095
millones) que aumentó más que la devaluación del Peso, un
114,8%, IEASA (Ex ENARSA) con $ 35.016 millones, es decir
un 208% más que igual periodo del año anterior, y el
Programa de Incentivos a la Producción de Gas Natural – ex
Plan Gas - ($ 11.769 millones) que recibió un 52,2% menos
en concepto de subsidios respecto a igual periodo del año
anterior. Además, el Fondo fiduciario para consumo de GLP ($
6.484 millones) aumentó 27,8%.
El valor anualizado en dólares de las transferencias corrientes
a CAMMESA fue de USD 2.592 millones, es decir un 3,1%
más que el año anterior (USD 2.515 millones). En el caso de
IEASA (Ex ENARSA) los subsidios energéticos anualizados
en dólares han sido de USD 880 millones, con un incremento
del 48,1% respecto a los USD 594 millones recibidos en igual
periodo anualizado del año anterior.
El Ex plan Gas recibió en términos anualizados a noviembre
USD 296 millones, en contraste con los USD 1.291 millones
de igual periodo anualizado del año anterior. Esto implica una
disminución del 77,1%.
Los aumentos en las transferencias a CAMMESA e IEASA
están vinculados a la devaluación de la moneda y su impacto
en los combustibles. Sin embargo, en ambos casos se
observan incrementos inter anuales por sobre la devaluación
del Peso en el mismo periodo, que pasó de $/USD 17,49 a
$/USD 36,45 (+108%), esto sugiere un incremento real en los
subsidios que puede observarse también en el mayor monto
anualizado en dólares para CAMMESA e IEASA antes
comentados.
Transferencias para gastos de capital
Las transferencias para gastos de capital fueron $ 10.197
millones durante los once meses acumulados de 2018,
reduciéndose en un 43,1% respecto a igual periodo de
2017. Esto implica un monto menor en $ 7.709 millones
respecto a igual periodo de 2017. Los ítems más importantes
con ejecución presupuestaria acumulada a noviembre de 2018
fueron Nucleoeléctrica con $ 7.220 millones recibiendo un
1,5% más que en igual periodo del año anterior, y la Ex
ENARSA (IEASA) con $ 1.238 millones y una reducción del
69,4% respecto a igual periodo de 2017.
Acumulado a
noviembre
2018
Acumulado a
noviembre
2017
Diferencia $% Var.
Acumulado
Anualizado
Nov-18 USD
% Var.
Anualizado
SECTOR
ENERGÉTICO159.796 97.001 62.795 64,7% 4.018 -21,0%
CAMMESA 103.095 48.000 55.095 114,8% 2.592 3,1%
ENARSA 35.016 11.342 23.674 208,7% 880 48,1%
Incentivos a la
producción de Gas
Natural (Ex plan gas)
11.769 24.631 -12.862 -52,2% 296 -77,1%
Fondo Fid. para
consumo GLP y red
de Gas Natural
6.434 5.034 1.400 27,8% 162 -38,7%
Yacimientos
Carboniferos de Rio
Turbio
2.155 3.346 -1.191 -35,6% 54 -69,1%
Ente Binacional
Yaciretá1.259 936 323 34,5% 32 -35,5%
Fondo Fid. consumo
residencial de Gas0 3.229 -3.229 - 0 -
Otros beneficiarios 68 482 -414 -85,9% 2 -93,2%
Fuente: IAE en base a ASAP
Transferencias para gastos corrientes (subsidios) en millones de pesos
Acumulado a
noviembre
2018
Acumulado a
noviembre
2017
Diferencia $Acumulado
var. % i.a
SECTOR
ENERGÉTICO10.197 17.906 -7.709 -43,1%
ENARSA 1.238 4.106 -2.868 -69,9%
Nucleoeléctrica S.A. 7.290 7.185 105 1,5%
Fondo Fid. para el
transporte eléctrico
federal
304 2.800 -2.496 -89,1%
Yacimientos
Carboniferos Rio
Turbio
0 - -332 -
Fondo Fid. consumo
residencial de Gas0 - -107 -
Otros beneficiarios 1.365 3.376 -2.011 -59,6%
Transferencias para gastos de capital en millones de pesos
Fuente: IAE en base a ASAP
5 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
3. Situación del mercado eléctrico:
En el mes de diciembre de 2018, la demanda total de
energía eléctrica fue 10,1% inferior a la del mismo mes del
año anterior. Sin embargo, en los datos referidos a la
demanda del último año móvil se observa un leve
aumento del 0,3% respecto a igual periodo del año
anterior. La demanda total del sistema fue de 10.808 GWh en
diciembre del año 2018, mientras que para el mismo periodo
del año 2017 fue de 12.025 GWh.
En el mes de diciembre de 2018 disminuyó el consumo en
todas las categorías en términos inter anuales: la demanda
residencial disminuyó 11,5% i.a, la demanda comercial se
redujo 8,4% i.a, y la demanda industrial/comercial de energía
eléctrica fue 9,7% inferior a igual mes del año anterior.
La caída en la demanda residencial podría explicarse, en
parte, porque diciembre de 2018 fue un mes templado,
teniendo una temperatura media de 22 °C, esto es 2°C por
debajo de igual mes del año anterior y 1°C inferior a la media
histórica. Por otra parte, la caída inter anual en la demanda
industrial de energía eléctrica, está correlacionado con la
reducción de la actividad económica e industrial conforme
muestran los índices de la sección 1 para los últimos meses.
Por otra parte, los datos anuales (enero 2018- diciembre
2018) indican que la categoría residencial ha
incrementado su demanda media en 1,7%. Sin embargo,
los datos son negativos para la demanda media de las
categorías comercial e industrial/comercial que se han
reducido 0,1% y 1,3% en el periodo.
La oferta neta de energía disminuyó 9,7% i.a en diciembre de
2018, a la vez que muestra un incremento en el cálculo de la
generación media de los últimos 12 meses de 0,5%. En este
sentido, la oferta neta de energía fue de 11.270 GWh en
diciembre de 2018, mientras que había sido de 12.481 GWh
para el mismo mes del año anterior. La generación media
mensual del año móvil fue de 11.486 GWh.
La generación neta local disminuyó 11,2% i.a en diciembre
de 2018 respecto del mismo mes del año anterior, mientras
que la generación media del último año móvil tuvo un
incremento del 0,7%. En los datos desagregados i.a se
observa crecimiento únicamente en la generación renovable,
que aumentó 96,6% i.a. Adicionalmente, tomando el cálculo
para la generación local media del último año móvil la
generación Hidráulica, Nuclear y Renovable muestran
crecimiento positivo con una variación del 0,9%, 12,9% y
27,2% respectivamente, respecto a igual periodo del año
anterior, mientras que la generación Térmica (que ocupa el
64% de la generación) disminuyó 0,9% en el último año móvil.
En cuanto a energías renovables, el aumento del 96,6% i.a
se explica por una mayor generación de todas las categorías:
Eólica, Solar, Hidráulica Renovable, Biomasa y Biogas
aumentaron 283,7%, 2181,1%, 2,8%, 0,9% y 88,6% i.a
respectivamente.
Por otra parte, en los datos que refieren a la media del último
año móvil la generación renovable presenta un variación
positiva del 27,2%, que está impulsada por una mayor
generación Eólica, Solar, Biomasa y Biogas (129%, 559%,
3,8% y 126% respectivamente) que más que compensan la
menor generación del tipo Hidráulica Renovable (-15,5%).
dic-18 dic-17Media año
móvil
Media año
móvil
anterior
Var. % i.a.Var. % año
móvil
Residencial 4.617 5.216 4.737 4.659 -11,5% 1,7%
Comercial 3.252 3.552 3.194 3.197 -8,4% -0,1%
Ind.l/comercial 2.940 3.257 3.146 3.188 -9,7% -1,3%
Demanda total 10.808 12.025 11.077 11.044 -10,1% 0,3%
Demanda neta total (GWh)
Fuente: IAE en base a CAMMESA
dic-18 dic-17Media año
móvil
Media año
móvil
anterior
% i.aVariación
año móvil
Oferta neta 11.270 12.481 11.486 - -9,7% 0,5%
Generación
neta local11.079 12.472 11.457 11.372 -11,2% 0,7%
Térmica 6.608 7.759 7.310 7.378 -14,8% -0,9%
Hidráulica 3.770 3.814 3.329 3.299 -1,1% 0,9%
Nuclear 213 651 538 476 -67,3% 12,9%
Renovable 489 249 279 220 96,6% 27,2%
Eólica 269 67 118 - 283,7% 129,4%
Solar 39 2 9 - 2181,1% 559,0%
Hidráulica
renovable161 156 119 - 2,8% -15,5%
Biomasa 15 15 21 - 0,9% 3,8%
Biogas 15 8 12 - 88,6% 126,9%
Importación 191 9 29 - 2074,9% -53,2%
Generación de energía eléctrica (GW/h)
Fuente: IAE en base a CAMMESA
6 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
En términos anuales la generación Eólica alcanzó a la
Hidráulica Renovable en términos de importancia,
representando cada una el 42% del total Renovable (entre
ambas explican el 84% del total Renovable del año).
La participación de generación a través de energías
Renovables fue del 2,4% del total generado en el último
año móvil a diciembre de 2018, mientras que en términos
mensuales representó el 4,4% de la energía generada en
el mes.
Como se ha expuesto en informes anteriores, es preciso
volver a indicar que eso refleja que no se alcanzó el objetivo
(prorrogado) de generar el 8% de la demanda con energías
renovables a diciembre de 2018 como sugiere la ley 27.191 y
su reglamentación.
Desde este punto de vista, el grado de avance en materia
de generación renovable ha sido hasta ahora insuficiente.
Este análisis surge debido a que en diciembre de 2018 la
generación renovable tiene una participación levemente
superior a la de enero de 2016 en el total generado
(tomando la media móvil anual), puesto que se
incrementó 1 punto porcentual desde entonces.
El grado de cumplimiento de la ley 27.191 muestra retraso
respecto a lo dispuesto en la norma. Se sugiere hacer un
análisis sistémico de este apartamiento significativo para
conocer en detalle las causas y eventualmente tomar o no
acciones correctivas según corresponda.
Precios y costos de la energía: los datos indican que en
diciembre de 2018 el costo monómico medio (los costos
promedio de generación eléctrica) respecto a diciembre de
2017 tuvo un incremento del 111,7% i.a, mientras que el
precio monómico estacional (el precio promedio que paga la
demanda) aumentó 66,2% i.a. La variación en los costos
está muy por encima del índice de precios internos
mayoristas (IPIM), que en el mismo periodo se incrementó
73,5% i.a, y en concordancia con la devaluación del Peso
argentino (+114%), mientras que el precio que paga la
demanda aumentó menos que estos.
Con estos valores, el precio promedio que paga la demanda
alcanza a cubrir el 52% de los costos de generación en
diciembre de 2018, siendo el resto cubierto con subsidios. En
el mismo mes de 2017 el precio pagado por la demanda
cubrió el 67% de los costos de generación eléctrica, lo cual
implica que a pesar de que los precios que paga la demanda
por la energía eléctrica aumentaron, la recuperación de los
costos no ha logrado avances al momento debido, entre otros,
al impacto de la devaluación del peso en los combustibles. En
este sentido, el esfuerzo que ha hecho la población en pagar
la recomposición tarifaria no ha logrado aún su objetivo
primordial: cubrir un mayor porcentaje del costo de
generación.
La potencia instalada en noviembre de 2018 fue de 38.538
MW, mientras que la potencia máxima bruta generada ha sido
de 23.100 MW el día 26/12/2018.
En diciembre el consumo de combustibles en la
generación eléctrica muestra una caída en el Gasoil en
términos inter anuales de 57,9%, mientras que el consumo de
Gas Natural disminuyó 13,9%. El consumo de Fueloil y el de
Carbón Mineral fueron nulos. En cuanto a la variación del
último año móvil, el Consumo de Gas Natural se
dic-18 dic-17Medio año
móvil% i.a
Costo
monómico
medio
2.543,5 1.201,7 2.117,5 111,7%
Precio
monómico
estacional
1.346,5 810,1 1.111,1 66,2%
Fuente: IAE en base a CAMMESA, no incluye transporte.
Precios ($/MWh)
Potencia
instalada
(MW)
Potencia
máxima
bruta (MW)
Potencia
máxima
histórica
(MW)
23.100 26.320
26/12/2018 8/2/2018
Mercado eléctrico: Potencia instalada
noviembre de 2018
Fuente: IAE en base a CAMMESA
38.538
dic-18 dic-17Media año
móvilVar. % i.a.
Var. % año
móvil
Gas Natural
(MDam3)1.446 1.679 1.502 -13,9% 5,3%
Fuel oil (MTn) 0 29 47 -99,8% -56,1%
Gas Oil (Mm3) 20 47 73 -57,9% -37,4%
Carbón Mineral
(MTn) 0 51 55 - 0,6%
Biodiesel (MTn) 0 0 0 - -
Fuente: IAE en base a CAMMESA
Consumo de combustibles por tipo
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
2,0%
2,5%
3,0%
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
dic
.-1
3
feb
.-1
4
ab
r.-1
4
jun.-
14
ag
o.-
14
oct.
-14
dic
.-1
4
feb
.-1
5
ab
r.-1
5
jun.-
15
ag
o.-
15
oct.
-15
dic
.-1
5
feb
.-1
6
ab
r.-1
6
jun.-
16
ag
o.-
16
oct.
-16
dic
.-1
6
feb
.-1
7
ab
r.-1
7
jun.-
17
ag
o.-
17
oct.
-17
dic
.-1
7
feb
.-1
8
ab
r.-1
8
jun.-
18
ag
o.-
18
oct.
-18
dic
.-1
8
GW
H
Generación energías renovables (% participación sobre el total en eje derecho)
Mensual Media móvil Participación Fuente: IAE en base a CAMMESA
7 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
incrementó 5,3% respecto a igual periodo del año anterior
mientras que se consumió 37,4% menos de Gas Oil y
56,1% menos de Fuel Oil. Por otra parte, la utilización de
Carbón mineral aumentó 0,6% en el último año móvil.
Este incremento en el uso del Gas Natural como combustible
para la generación térmica, en conjunto con la disminución en
el consumo de Gasoil y Fueloil, puede entenderse como una
sustitución de combustibles hacia aquel con menores
emisiones de contribuyendo a la mitigación del cambio
climático.
4. Hidrocarburos:
Upstream
La producción de petróleo aumentó en diciembre de 2018.
En el acumulado del año 2018 la producción es superior al
año precedente.
En el mes de diciembre de 2018 la producción de petróleo
crudo tuvo un incremento de 2,6% respecto al mismo mes de
2017 impulsada por un incremento del 8,5% en la cuenca
Neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta, y del 20,4% i.a
en la Cuenca Austral. La Cuenca Golfo de San Jorge (la
cuenca productora más importante) tuvo una disminución del
2,2%, mientras que las cuencas Cuyana y Noroeste
disminuyeron la producción un 8,7% y 12,6% i.a
respectivamente.
La producción acumulada de petróleo durante el año 2018 fue
2,1% superior a la del año anterior.
La producción anual crece a una velocidad moderada, sin
embargo, ha logrado revertir una tasa de decrecimiento anual
que llegó al 7% en octubre de 2017.
La producción de petróleo desagregada por cuenca continúa
mostrando importantes disminuciones en algunos casos en
términos acumulados en los últimos doce meses: la Cuenca
Noroeste es la que presenta la disminución más importante
con una retracción del 15,4% en el acumulado del último año
móvil respecto de igual periodo del año anterior, le sigue la
Cuenca Cuyana con una disminución del 7,2%, mientras que
la Cuenca Golfo de San Jorge, la Cuenca Neuquina y la
Cuenca Austral, que representan el 93% de la producción
Nacional, aumentaron 0,4% 4,5% y 16,5% respectivamente en
el acumulado del año móvil a diciembre de 2018.
Desagregado por principales operadores se observa que YPF
ha incrementado su producción acumulada en el último año
móvil un 4,5%, Pan American Energy 4,5% y Tecpetrol 13,8%.
Estas tres empresas ocupan el 72% de la producción total de
petróleo.
En la Cuenca Austral la producción Off Shore (54% de la
producción total de la cuenca) acumulada en los últimos doce
meses aumentó 12% mientras que la producción On Shore
fue 21,9% superior a igual periodo del año anterior.
La producción de petróleo no convencional aumentó
67,8% i.a y 47% en el acumulado de los últimos doce
meses a diciembre de 2018 según datos de la Secretaría
de Energía (capitulo IV).
En el mes de diciembre de 2018 la producción no
convencional representó el 16,5% del total, mientras que
en el acumulado anual de 2018 es del 13,3% del total
producido.
La producción de petróleo no convencional se incrementó
67,8% i.a debido al aumento del 83% i.a en el Shale -
dic-18 dic-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVariación
año móvil
Producción de
petróleo (Mm3)2.458 2.396 28.404 27.816 2,6% 2,1%
Cuenca Austral 109 90 1.170 1.004 20,4% 16,5%
Cuenca Cuyana 114 125 1.399 1.508 -8,7% -7,2%
Cuenca Golfo San
Jorge1.144 1.169 13.479 13.405 -2,2% 0,6%
Cuenca Neuquina 1.067 983 12.047 11.533 8,5% 4,5%
Cuenca Noroeste 25 28 310 366 -12,6% -15,4%
Producción de petróleo total y por cuenca
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
dic-18 dic-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVariación
año móvil
Shale 363 199 3.278 2.177 83,0% 50,5%
Tight 43 44 543 422 -1,6% 28,7%
Producción de
petróleo No
Convencional
406 242 3.821 2.599 67,8% 47,0%
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
Producción de petróleo no convencional (miles de m3)
1.700
1.900
2.100
2.300
2.500
2.700
2.900
3.100
3.300
3.500
ene
.-0
7
jun
.-0
7
nov.-
07
abr.
-08
sep
.-08
feb.-
09
jul.-0
9
dic
.-09
ma
y.-
10
oct.
-10
ma
r.-1
1
ago
.-1
1
ene
.-1
2
jun
.-1
2
nov.-
12
abr.
-13
sep
.-13
feb.-
14
jul.-1
4
dic
.-14
ma
y.-
15
oct.
-15
ma
r.-1
6
ago
.-1
6
ene
.-1
7
jun
.-1
7
nov.-
17
abr.
-18
sep
.-18
Producción de petróleo (Mm3)
Mensual 12 per. media móvil (Mensual)
Fuente: IAE en base a Secretaria de Energía
8 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
representó el 14,8% de la producción total de diciembre –
compensando la disminución del 1,6% en la producción de
Tight – representó el 1,7% de la producción total de diciembre
de 2018-.
La producción acumulada en los últimos doce meses de Shale
Oil, que representa el 11,4% de la producción total, creció
50,5% mientras que la de Tight aumentó 28,7% en el mismo
periodo, representando el 1,9% de la producción total. De esta
manera, la producción de petróleo no convencional acumulada
durante 2018 fue 47% superior a igual periodo del año
anterior.
La producción de Gas Natural se incrementó 5,2% i.a en
diciembre de 2018 respecto del mismo mes de 2017. En
los doce meses de 2018 tuvo un aumento respecto a
igual periodo del año anterior del 5,5%.
La producción de gas natural muestra un incremento inter
anual en la cuenca Neuquina del 10,7% y en la cuenca
Austral del 1,7% i.a. En la Cuenca Cuyana la producción
disminuyó 6,4% i.a mientras que la cuenca Golfo San Jorge y
Noroeste presentan en diciembre de 2018 una producción
6,7% y 13,2% inferior respecto a diciembre de 2017.
Por otra parte, la producción acumulada del último año móvil
crece en las principales Cuencas del país: en la Cuenca
Neuquina aumentó 8,8% mientras que en la cuencas Austral y
Cuyana se incrementó 7,9% y 1,1% respectivamente. Estas
tres cuencas concentran el 84% del total de gas producido en
el país. Sin embargo, la producción de gas natural tiene una
fuerte disminución en las cuencas Noroeste y Golfo San Jorge
(-12,2% y -7,4% respectivamente).
Desagregando por principales operadores se observa que la
producción acumulada del último año móvil de Total Austral y
Pan American Energy han sido 0,6% y 2% menor
respectivamente. Estas empresas representan el 36% del total
del gas producido. En contraste, YPF que, produce el 32% del
gas en Argentina, aumentó su producción acumulada en el
último año móvil un 0,3%, mientras que Tecpetrol con un peso
de 8,5% en el total aumentó su producción acumulada en el
último año móvil en 160,4%. Tecpetrol aportó 2.465 MMm3
mientras que el total de gas incremental fue 2.460 MMm3
considerando que YPF aportó 45,9 MMm3 se desprende que
la producción habría sido negativa sin el aporte de estos. En
este sentido, en promedio Tecpetrol explicó el 98,1% del
incremento en la producción anual de gas. Sin embargo, hay
que destacar que la producción de Tecpetrol, principalmente
desarrollada en el yacimiento Fortín de Piedra, ha sido
beneficiaria de importantes subsidios enmarcados en el “Ex
Plan Gas” (Resolución 46-E/2017).
La producción de gas natural no convencional aumentó
45,6% i.a y 40,4% en el acumulado de los doce meses de
2018 según los datos de la Secretaría de Energía (capitulo
IV).
En diciembre de 2018 la producción no convencional
representó el 39,7% del total, mientras que en el
acumulado del año 2018 es del 35,5% del total producido.
La producción de gas no convencional se incrementó 45,6%
i.a debido al aumento del 233% i.a en el Shale - representó el
21,5% de la producción total de diciembre – que compensó la
caída del 12,7% i.a en el Tight – representó el 18,2% de la
dic-18 dic-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVariación
año móvil
Producción de gas
(MMm3)3.990 3.795 47.055 44.595 5,2% 5,5%
Cuenca Austral 983 967 11.521 10.682 1,7% 7,9%
Cuenca Cuyana 4 4 49 48 -6,4% 1,1%
Cuenca Golfo San
Jorge413 443 4.950 5.348 -6,7% -7,4%
Cuenca Neuquina 2.423 2.188 28.426 26.116 10,7% 8,8%
Cuenca Noroeste 168 193 2.109 2.401 -13,2% -12,2%
Producción de Gas Natural total y por cuenca
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
dic-18 dic-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVariación
año móvil
Shale 858 257 6.751 2.291 233,8% 194,7%
Tight 725 830 9.935 9.593 -12,7% 3,6%
Producción de gas
No Convencional1.583 1.087 16.686 11.884 45,6% 40,4%
Producción de gas no convencional (MM m3)
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
2.700
2.900
3.100
3.300
3.500
3.700
3.900
4.100
4.300
4.500
4.700
ene
.-0
7
jun
.-0
7
nov.-
07
abr.
-08
sep
.-08
feb.-
09
jul.-0
9
dic
.-09
ma
y.-
10
oct.
-10
ma
r.-1
1
ago
.-1
1
ene
.-1
2
jun
.-1
2
nov.-
12
abr.
-13
sep
.-13
feb.-
14
jul.-1
4
dic
.-14
ma
y.-
15
oct.
-15
ma
r.-1
6
ago
.-1
6
ene
.-1
7
jun
.-1
7
nov.-
17
abr.
-18
sep
.-18
Producción de gas (MMm3)
Mensual 12 per. media móvil (Mensual)
Fuente: IAE en base a Secretaria de Energía
9 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
producción total en diciembre-.
La producción acumulada en los últimos doce meses de shale
gas, que representa el 14,4% de la producción total, creció
194% mientras que la de Tight aumentó 3,6% en el mismo
periodo, representando el 21,1% de la producción total. De
esta manera, la producción de gas natural no convencional
acumulada en durante los 12 meses de 2018 fue 40,4%
superior a igual periodo del año anterior.
Hasta el mes de mayo de 2018 la producción de gas no
convencional de la cuenca Neuquina fue beneficiaria de
subsidios a la producción incremental según la resolución 46-
E/2017 del Ex MINEM. Los proyectos que fueron incluidos en
este programa de incentivos reciben un precio de 7,5
US$/MMbtu a la producción incremental, esto significa que se
les otorgó un subsidio de alrededor de 3 US$/MMbtu puesto
que la oferta recibió un precio de 4,8 US$/MMbtu en abril de
2018. Las noticias del mes reflejan que este beneficio podría
ser retirado definitivamente a los productores.
La producción de petróleo convencional disminuyó en
diciembre 2,6% i.a y 1,4% en el acumulado del último año
móvil. Por el contrario, la producción de petróleo no
convencional se incrementó 67,8% i.a y 47% en el año móvil
siendo el 13,3% del total anual producido durante 2018.
La producción de gas natural convencional disminuyó en
diciembre de 2018 11,7% i.a y 7,5% en el acumulado del
año 2018. Por el contrario, la producción de gas natural no
convencional se incrementa 45,6% i.a y 40,4% en el año móvil
siendo el 35,5% del total anual producido.
Downstream
En el mes de diciembre de 2018 las ventas de naftas y
gasoil tuvieron una variación de -6,4% i.a mientras que en
el cálculo acumulado para el último año móvil
disminuyeron 0,8%.
La disminución observada en las ventas de combustibles i.a
está explicado por una caída del 7,2% i.a en las ventas de
Gasoil y por una disminución en las ventas de las naftas del
5,3% i.a
Desagregando las ventas de naftas, en diciembre de 2018 se
observan aumento respecto a igual mes del año anterior
únicamente en la nafta Súper (3,9% i.a) mientras que las
naftas Ultra, con una variación negativa del 24,2%, explica la
disminución en las ventas de este combustible. Por su parte,
la caída i.a en las ventas de gasoil están explicadas por una
disminución del 7,7% i.a en las ventas de gasoil común (que
ocupa el 75% del gasoil comercializado).
Por otra parte, las ventas de Gasoil acumuladas durante
los últimos 12 meses disminuyeron del 1,7% respecto a
igual periodo del año anterior, impulsadas por las ventas de
Gasoil Común que tuvieron caída del 5,4% y ocupa el 75% del
gasoil comercializado. Las Naftas aumentaron sus ventas
acumuladas en el año móvil 0,5%, debido a los incrementos
en naftas Súper (4,4%) que compensa la caída del 7,8% en
las ventas de nafta Ultra.
El Gas entregado en el mes de noviembre de 2018 totalizó
2.951 millones de m3. En este sentido, las entregas totales
fueron 6,6% menores en términos i.a mientras acumula un
aumento del 2,8% en los últimos doce meses corridos
respecto a igual periodo del año anterior.
dic-18 dic-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVariación
año móvil
Producción de
Petróleo
Convencional (Mm3)
2.100 2.156 24.884 25.234 -2,6% -1,4%
Producción de
petróleo No
convencional (Mm3)
406 242 3.821 2.599 67,8% 47,0%
Producción de Gas
convencional (MMm3)2.407 2.727 30.328 32.772 -11,7% -7,5%
Producción de Gas
No Convencional
(MMm3)
1.583 1.087 16.686 11.884 45,6% 40,4%
Producción de hidrocarburos por tipo
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
dic-18 dic-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVar. % año
móvil
Fueloil (Miles
de Tn)5 8 381 1.345 -35,9% -71,7%
Gasoil* (Mm3) 1.120 1.206 13.472 13.706 -7,2% -1,7%
Naftas (Mm3) 825 870 9.346 9.298 -5,3% 0,5%
Común 0 1 9 16 - -43,8%
Súper 614 591 6.668 6.388 3,9% 4,4%
Últra 211 278 2.669 2.894 -24,2% -7,8%
Naftas* +
Gasoil. Mm31.945 2.077 22.818 23.004 -6,4% -0,8%
* Naftas común, Súper y ultra. Gasoil es la suma de agrogasoil, gasoil común y gasoil ultra
Ventas de principales combustibles
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
nov-18 nov-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVar. % año
móvil
Residencial 453 488 9.655 9.582 -7,1% 0,8%
Comercial 78 81 1.264 1.269 -3,8% -0,4%
Entes Oficiales 22 21 399 448 6,5% -10,8%
Industria 944 1.087 12.992 12.475 -13,2% 4,1%
Centrales
Eléctricas1.201 1.213 18.175 17.296 -1,0% 5,1%
SDB 52 61 1.047 1.041 -15,7% 0,6%
GNC 200 208 2.412 2.570 -3,8% -6,2%
Total 2.951 3.160 45.943 44.680 -6,6% 2,8%
Demanda de Gas (MMm3)
Fuente: IAE en base a ENARGAS
* Naftas común, Súper y ultra. Gasoil es la suma de agrogasoil, gasoil común y gasoil ultra
10 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
En términos desagregados por principales Usuarios, el Gas
entregado a los usuarios residenciales disminuyó 7,1% i.a
a la vez que en el acumulado del último año móvil
presenta un incremento del 0,8% respecto a igual periodo
del año anterior. Por otra parte, el Gas entregado a la
Industria tuvo una disminución del 13,2% i.a mientras que
se incrementó 4,1% en el acumulado para el último año
móvil a noviembre de 2018 respecto a igual periodo del año
2017. Las Centrales Eléctricas tuvieron consumieron 1%
menor en noviembre de 2018 respecto a igual mes del año
anterior mientras que han aumentado su demanda un 5,1% en
el acumulado de los últimos doce meses corridos.
El hecho de que en crecimiento en la demanda de gas en el
acumulado para el año móvil sea menor al crecimiento de la
oferta (+2,8% versus +5,5%) implica una baja en las
importaciones de este combustible.
El Petróleo procesado disminuyó 1,9% i.a en diciembre de
2018 mientras que en el cálculo acumulado para el último año
móvil presenta una disminución del 3,7%.
Esta caída en el procesamiento de petróleo en el año móvil (-
3,7%) es más importante que la disminución en la demanda
de naftas y gasoil (-0,8%), lo cual sugiere que las
importaciones de combustibles líquidos están en aumento.
Precios:
El barril de petróleo WTI cotizó en noviembre U$S/bbl 49,5 lo
cual implica un precio 13,1% menor respecto al mes anterior
mientras que es un 14,4% inferior al registrado en diciembre
de 2017. Por otra parte, el barril de crudo BRENT cotizó
U$S/bbl 57,3 teniendo una variación negativa del 11,4%
respecto del mes anterior mientras que disminuyó 10,9%
respecto a diciembre de 2017.
El precio del petróleo disminuyó considerablemente a partir de
noviembre de 2018 lo cual motivó a los países de la OPEP a
establecer recortes en la oferta.
Por otra parte, el barril Argentino del tipo Medanito tuvo un
precio de U$S/bbl 65,6 en septiembre de 2018 (último dato
disponible en Secretaría de Energía) incrementándose 20,6%
i.a y 0,5% respecto al mes anterior. Por otra parte, el barril del
tipo Escalante muestra un precio que se ubica en los U$S/bbl
52,2 en el mes de diciembre de 2018, siendo 7,7% inferior al
de igual mes del año anterior aunque 15% menor al mes
anterior.
El precio spot del gas natural Henry Hub fue de U$S 4 MMBtu
(millón de Btu) en diciembre de 2018. Así, el precio principal
que rige en el NYMEX de USA aumentó 43,8% respecto al
mismo mes del año anterior mientras muestra un precio 1,2%
inferior al del mes anterior.
En el caso Argentino, el precio del Gas Natural en boca de
pozo (lo que reciben los productores locales) fue de 5,33
US$/MMbtu en agosto de 2018 (último dato disponible), lo
cual implica un precio 9,4% superior al mes anterior y 34%
superior a igual mes del año anterior.
El Precio de importación del GNL para el año 2018
promedia los 7,9 US$/Mmbtu al mes de diciembre según
informa IEASA en su detalle de cargamentos comprados para
el año 2018. Esto implica un precio de importación 38%
superior al de 2017 (5,74 US$/MMbtu) y 41% superior al de
2016 (5,61 US$/MMbtu).
dic-18 dic-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVar. % año
móvil
Petróleo
procesado2.366 2.412 26.753 27.772 -1,9% -3,7%
Petróleo procesado
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
25
45
65
85
105
125
145
ene.-07 ene.-08 ene.-09 ene.-10 ene.-11 ene.-12 ene.-13 ene.-14 ene.-15 ene.-16 ene.-17 ene.-18
(U$S
/bbl
Precio mensual spot petróleo (U$S/bbl)
WTI BRENT Escalante Medanito
F Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía e EIA US
5,33 (ago)
4
-0,50
0,50
1,50
2,50
3,50
4,50
5,50
6,50
ene
.-1
1
abr.
-11
jul.-1
1
oct.
-11
ene
.-1
2
abr.
-12
jul.-1
2
oct.
-12
ene
.-1
3
abr.
-13
jul.-1
3
oct.
-13
ene
.-1
4
abr.
-14
jul.-1
4
oct.
-14
ene
.-1
5
abr.
-15
jul.-1
5
oct.
-15
ene
.-1
6
abr.
-16
jul.-1
6
oct.
-16
ene
.-1
7
abr.
-17
jul.-1
7
oct.
-17
ene
.-1
8
abr.
-18
jul.-1
8
oct.
-18
us$/M
mbtu
Precio del gas Henry Hub y Boca de pozo arg. (us$/MMbtu)
Boca de pozo Arg. Henry Hub
F Fuente: IAE en base a MinEM e EIA US
11 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
El gas de Bolivia tiene un precio de importación de 7,17
US$/MMBTU para el trimestre octubre-diciembre de 2018
(incluido transporte y combustible).
5. Biocombustibles
La producción de Bioetanol en base a maíz y caña de
azúcar aumentó 2% i.a en noviembre de 2018. Mientras que
en el cálculo acumulado durante los últimos 12 meses al mes
de referencia la producción aumentó 0,5%.
Las ventas respecto de noviembre de 2017 se redujeron 8,5%,
mientras que aumentaron 0,2% en el cálculo acumulado del
último año móvil respecto al año anterior.
La producción de Biodiesel disminuyó en el mes de
noviembre de 2018, siendo un 14,2% menor respecto al
mismo mes del año anterior. Por otra parte, se observa una
disminución del 6,2% en la producción acumulada en el último
año móvil.
En noviembre de 2018 las ventas de biodiesel fueron 7,7%
menores a las registradas el mismo mes de año anterior a la
vez que muestran una disminución del 4,6% en el cálculo
acumulado para los últimos 12 meses.
Las exportaciones de Biodiesel cayeron 21,1% i.a siendo los
Países Bajos, Canadá y Bélgica los únicos destinos. Por otra
parte, el acumulado de los últimos 12 meses a noviembre de
2018 las ventas al exterior fueron 2,5% menores a igual
periodo del año anterior.
Por último, la producción total de biocombustibles medida
en toneladas disminuyó 10,9% i.a, mientras disminuye en el
acumulado para el último año móvil a un ritmo de 4,6%.
6. Balanza comercial energética:
La balanza comercial energética del mes de diciembre de
2018 se muestra deficitaria en US$ 22 millones.
Adicionalmente, el déficit comercial energético acumulado a
diciembre de 2018 se redujo un 27,9%, pasando de un déficit
de U$D -3.246 millones en 2017 a uno de U$D -2.339 millones
en el mismo periodo de 2018. Esto implica un déficit U$D 907
millones inferior al del mismo periodo de 2017.
El menor déficit comercial energético acumulado a diciembre
de 2018 respecto del mismo periodo de 2017 se explica por el
hecho de que las importaciones de combustibles y lubricantes
tuvieron un incremento del 14,1% (U$D 806 millones más)
mientras las exportaciones de combustibles y energía
aumentaron un 69,2% (U$D 1.713 millones más) en el mismo
periodo. De esta manera, el año 2018 culmina con
importaciones y exportaciones creciendo lo cual implica un
mayor nivel de comer exterior energético.
Los índices de valor, precio y cantidad indican que en
diciembre de 2018 se exportó un 0,6% menos de combustible
y energía en términos de cantidades respecto de diciembre de
2017, mientras que los precios de exportación se redujeron
13,3% dando como resultado una caída en el valor exportado
de 13,5% i.a. Por otra parte, las importaciones de
nov-18 nov-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.aVar. % año
móvil
Bioetanol (MTn)
Producción 78 77 880 876 2,0% 0,5%
Ventas 68 75 851 849 -8,5% 0,2%
Biodiesel (MTn)
Producción 260 303 2.588 2.759 -14,2% -6,2%
Ventas 94 102 1.115 1.169 -7,7% -4,6%
Exportación 146 185 1.350 1.385 -21,1% -2,5%
Total* (MTn) 338 379 3.469 3.635 -10,9% -4,6%
*Bioetanol se pasa de m3 a toneladas haciendo los cálculos correspondientes tomando la
densidad del etanol (0,794 Kg/L).
Biodiesel y Bioetanol
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
dic-18 dic-17Acumulado
2018
Acumulado
2017% i.a
% var.
Acumulado
Balanza
comercial
energética
-22 -129 -2.339 -3.246 -82,9% -27,9%
Exportacion
combustibles y
energía
268 310 4.190 2.477 -13,5% 69,2%
Importación
combustibles y
lubricantes
290 439 6.529 5.723 -33,9% 14,1%
Balanza comercial energética (millones de Dólares)
Fuente: IAE en base a INDEC
Valor Precio Cantidad Valor Precio Cantidad
Exportacion
combustibles y
energía
-13,5% -13,3% -0,6% 69,2% 19,5% 41,2%
Importación
combustibles y
lubricantes
-33,9% 11,3% -40,4% 14,1% 25,5% -9,0%
Balanza comercial energética por valor, precio y cantidad (Variación %)
Respecto de diciembre de 2017 Respecto al acumulado a diciembre
Fuente: IAE en base a INDEC
12 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
combustibles y lubricantes tuvieron una disminución en las
cantidades del 40,4% en diciembre de 2018 respecto a igual
mes de 2017, mientras que en precios se observa un aumento
del 11,3%. Esto generó una caída en el valor importado del
33,9% i.a.
En el acumulado a diciembre de 2018, las exportaciones de
combustibles y energía crecieron 41,2% en cantidad y 19,5%
en precio, dando como resultado un incremento del 69,2% en
el valor exportado. Por otra parte, las importaciones de
combustibles y lubricantes cayeron 9% en cantidades, pero
aumentaron 25,5% en precios en los doce meses de 2018
respecto a igual periodo del año anterior, resultando en un
incremento del 14,1% en el valor importado.
Las exportaciones medidas en cantidades de los
principales combustibles para el acumulado del año móvil al
mes de diciembre de 2018 muestran mayores ventas al
exterior de Butano (68%), petróleo del tipo Escalante (84,6%),
Gasolina natural (14,8%) y de propano (22,5%).
Las importaciones de combustibles muestran un aumento
en las compras de naftas al exterior en los últimos 12 meses
acumulados a diciembre de 2018 del 48,6% pasando de 416
Mm3 a 618 Mm3 en igual periodo. Por otra parte, se importó
un 3,3% más de Gasoil en el acumulado del último año móvil
respecto a igual periodo del año anterior.
Las importaciones de gas natural de Bolivia disminuyeron
50,2% i.a y 11,7% en el acumulado del último año móvil a
diciembre de 2018, mientras que las de GNL se redujeron
23,9% en el último año móvil. En conjunto, la importación total
de Gas (Natural y GNL) disminuyó 16,7% durante el año 2018
respecto al año anterior.
dic-18 dic-17Acumulado
año móvil
Acumulado
año móvil
anterior
% i.avar %
acumulado
Exportación
Butano y otros
(MTn)59 36 616 367 64,9% 68,0%
Escalante (Mm3) 159 166 2.694 1.460 - 84,6%
Gasolina natural
(Mm3)29 3 375 327 805,2% 14,8%
Propano y otros
(MTn)51 47 633 517 8,0% 22,5%
Importación
Crudo importado
(Mm3)0 211 445 1.195 - -62,8%
Gas natural
(MMm3)271 545 6.065 6.870 -50,2% -11,7%
GNL (MMm3) 0 0 3.653 4.799 - -23,9%
Gasoil* (Mm3) 152 170 2.203 2.132 -10,1% 3,3%
Naftas* (Mm3) 7 93 618 416 -92,5% 48,6%
Fuente: IAE en base a Secretaría de Energía
* Naftas común, Súper y ultra. Gasoil es la suma de agrogasoil, gasoil común y gasoil ultra
13 Informe Nº 024, Ene-19
Instituto Argentino de Energía
“Gral. Mosconi”
[Volver al índice]
Glosario:
Año móvil: son los últimos doce meses corridos al mes de
cálculo. En base a esto se puede calcular la “media del
año móvil” que es un promedio simple de los datos de los
últimos meses corridos, el “acumulado para el año móvil”
(suma de los últimos 12 meses corridos) y la “variación
año móvil” que indica la variación de la media del año
móvil respecto a igual periodo (mismos doce meses
corridos) del año anterior.
ASAP: Asociación Argentina de Presupuesto y
Administración Financiera Pública.
Balanza comercial energética: surge de las estadísticas
del INDEC particularmente del informe de “intercambio
comercial argentino” donde se desagregan los ítems
“combustibles y energía” para la exportación y
“combustibles y lubricantes para la importación”.
Adicionalmente de informan los índices de valor, precio y
cantidad de comercio exterior para cada uno de ellos.
Bioetanol: la producción de Bioetanol se refiere a la suma
de producción a base de Maíz y caña de azúcar.
BRENT: petróleo denominado BRENT, de referencia en
los mercados Europeos.
CAMMESA: Compañía Administradora del Mercado
Eléctrico Mayorista.
Costo medio de generación: Precio monómico según lo
define CAMMESA.
La demanda de energía eléctrica: se toma según los
establece CAMMESA es base a la resolución 6/2016 de
Ministerio de Energía y Minería.
EMAE: El Estimador Mensual de Actividad Económica
(EMAE) refleja la evolución mensual de la actividad
económica del conjunto de los sectores productivos a
nivel nacional. Este indicador permite anticipar las tasas
de variación del Producto Interno Bruto (PIB) trimestral.
EMI: El Estimador Mensual Industrial (EMI) mide el
desempeño del sector manufacturero sobre la base de
información proporcionada por empresas líderes, cámaras
empresarias y organismos públicos. El cálculo del EMI se
efectúa en base a unidades físicas de producción de
distintos sectores industriales.
ENARSA: Energía Argentina Sociedad Anónima.
ENRE: Ente Nacional Regulador de la Electricidad.
Energías renovables incluye: Eólico, Solar, Biogas,
Biomasa e Hidráulicas menores a 50 MW. Según Ley
27.191.
Exportación e importación de principales
combustibles: se refiere al comercio exterior mensual
con destino a todos los países a los cuales de exporta.
Los totales figuran en cantidad (metros cúbicos) y en
Dólares Estadounidenses. En el presente informe se
utilizan las cantidades.
Fondo Fiduciario para consumo GLP y red de gas
natural: Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos
Residenciales de GLP de Sectores de Bajos Recursos y
para la Expansión de Redes de Gas Natural.
Fondo fiduciario consumo residencial de gas: Fondo
Fiduciario Subsidio Consumidores Residenciales de Gas
(Ley N° 25,565).
Gas: la producción total se refiere a datos según lo
informa el Ministerio de Energía y Minería de la Nación
para todas las cuencas, concesiones, provincias y
yacimientos, así como también tanto para la producción
ON y OFF Shore. Por otra parte, los conceptos de los
cuales se establece la reproducción de datos son los
fijados originalmente en las tablas dinámicas “Sesco
Web”: gas de alta presión, gas de media presión y gas de
baja presión.
Generación de energía eléctrica por tipo: la generación
térmica se refiere a la suma de la generación por Ciclos
combinados, Turbo vapor, Turbina a gas y Motor diésel.
Por otro lado, la generación por fuentes renovables se
refiere a la suma de generación Solar, Eólica, Hidráulica
renovable (menor a 50 MW según Ley 27.191), Biomasa y
Biogas. Las generaciones de tipo Nuclear e Hidroeléctrica
no tienen desagregación. Adicionalmente, la importación
hace referencia a la suma de compras de todos los
países.
i.a: Abreviación de “inter anual”, datos correspondientes a
igual mes del año anterior.
i.m: Abreviación de “inter mensual”, datos
correspondientes a un mes respecto al mes anterior.
Ingresos y gastos: se refieren a los ingresos y gastos
corrientes según informa ASAP.
INDEC: Instituto Nacional de Estadísticas y Censos.
IPC: Los índices de precios al consumidor miden la
variación de precios de los bienes y servicios
representativos del gasto de consumo de los hogares
residentes en la zona seleccionada en comparación con
los precios vigentes en el año base.
IPIM: El Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM)
tiene por objeto medir la evolución promedio de los
precios de los productos de origen nacional e importado
ofrecidos en el mercado interno. Una de las
desagregaciones ponderadas es la correspondiente a
Energía Eléctrica.
Petróleo: la producción total se refiere a datos según lo
informa el Ministerio de Energía y Minería de la Nación
para todas las cuencas, concesiones, provincias y
yacimientos, así como también para la producción ON y
OFF Shore. Por otra parte, los conceptos de los cuales se
establece la reproducción de datos son los fijados
originalmente en las tablas dinámicas “Sesco Web”:
Producción de condensado, producción por recuperación
asistida, producción primaria y producción secundaria.
Precio monómico estacional: Precio Monómico
ponderado Estacional (Energía + Potencia) + Otros
Ingresos.
Resultado financiero: es la diferencia entre los gastos
totales e ingresos totales.
Resultado primario: es la diferencia entre los gastos
primarios y los ingresos totales. La nueva metodología del
resultado primario quita de los ingresos aquellos
provenientes de rentas de la propiedad, y a los gastos los
referidos a intereses. Este se empieza a implementar a
partir de Enero de 2016.
SADI: Sistema Argentino de Interconexión.
Tn: abreviación de toneladas
Ventas de principales combustibles: se refiere a las
“ventas no al sector”. Es decir, para todos los sectores
excepto las empresas que se desempeñen en el sector
hidrocarburos (Upstream y Downstream) y para todas las
provincias.
WTI: petróleo denominado “West Texas Intermediate”, de
referencia para el mercado Estadounidense.
Cambios en el calendario de publicaciones: El informe de tendencias se publicará el primer viernes de cada mes.
Publicación del
Departamento Técnico del
INSTITUTO ARGENTINO DE LA ENERGÍA “GENERAL MOSCONI”
Moreno 943 3º Piso, (C1091AAS) Ciudad Autónoma de Buenos Aires – Argentina
Teléfono: 43347715 / 6751
iae@iae.org.ar
www.iae.org.ar
El Instituto Argentino de Energía “Gral. Mosconi” no produce datos primarios, sino que procesa, elabora y comenta información basada en datos publicados por organismos
oficiales del sector energético citando debidamente las fuentes que se encuentran consignadas al pie de cada cuadro y figura.
top related