Informe Energético a Octubre de 2014 por provincias

1. 04/11/2014 |E&R | +5411 4325-4339
Informe de la Construcción Enero
1. Síntesis del Nivel de Actividad
2014 Informe Energético 2014
1. Síntesis de Mercados Energéticos
Contenido
Síntesis 1
Mercado de Hidrocarburos 2
Transporte y Distribución de Gas Natural 8
Mercado Eléctrico 10
Box: Ley de Hidrocarburos
Economía & Regiones
Director:
Alejandro Caldarelli
Economistas:
Verónica Sosa
Diego Giacomini
Mario Sotuyo
Guillermo Giussi
Esteban Arrieta
Valeria Sandoval Rebak
Número 2
E&R
 La Producción de Petróleo y Gas Natural a Agosto 2014 acumulan caídas del 1,5% y 0,6% interanuales, respectivamente. En la mayoría de las provincias petroleras se experimentaron caídas interanuales en la extracción de crudo durante el mes de Agosto.
 La Refinación a Agosto de 2014, acumula un incremento del 1,6%.
 Los Precios del petróleo a Septiembre acumulan un aumento del 6,5% valuado en dólares y en el mercado externo del 8,4%.
 La Venta de Naftas al mercado interno desacerlera su caída
 Las Importaciones de hidrocarburos a Agosto de 2014 continúan en ascenso
 El Transporte de Gas Natural acumula una caída del 4% interanual
 La Distribución de Gas acumula 29,142 millones de m3 a Usuarios Finales, con un incremento de solo 1,2% interanual
 Las Exportaciones de Gas Natural: acumulan 39.7 millones de m3 a Uruguay, con una caída del 5% interanual
 GNC: nuevo aumento de la cantidad de vehículos habilitados
 La Generación Bruta de Energía Eléctrica presentó en Agosto 2014 un descenso del -3,6% a/a.
 La Demanda de Energía Eléctrica contenida por la recesión y moderadas temperaturas
 Precios del Mercado Eléctrico: el spot se mantiene y el monómico disminuye.
 Intercambio internacional de Energía Eléctrica: Importaciones en aumento, y exportaciones sin variaciones

2. Producción de Crudo
“…La producción de petróleo en el mes de Agosto de 2014 alcanzó los 2.606.158 m3, con una caída del 2,5% con respecto al mismo mes de 2013...”.
Fuente: E&R en base a Secretaría de Energía de la Nación.
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2. Mercado de Hidrocarburos
Producción de Petróleo y Gas Natural a Agosto 2014: acumulan caídas del 1,5% y 0,6% interanuales
La producción de petróleo en el mes de Agosto, último dato disponible, de 2014 alcanzó los 2.606.158 m3, con una caída del 2,5% con respecto al mismo mes de 2013, pero un incremento del 0,8% con respecto a Julio de 2014. En el acumulado anual 2014, la producción totalizó los 20.458.669 m3, 1,5% por debajo del acumulado hasta igual mes de 2013.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
La extracción de crudo se realiza principalmente en las Provincias de Chubut (29% del total), Neuquén (21%), Santa Cruz (20%), Mendoza (14%) y Río Negro (7%). Recuérdese que históricamente Neuquén era la provincia petrolera por excelencia, con más del 25% de la producción nacional, provincia que fue perdiendo participación en los últimos años, producto de la falta de inversión en el sector y los rendimientos decrecientes de sus pozos. Durante el mes de Agosto de 2014, la mayoría de las provincias petroleras experimentaron caídas interanuales. Entre las de mayor participación en la producción total, se destacan las caídas en Santa Cruz (-10%), Mendoza (-3,5%), Río Negro (-10,3%) y La Pampa (-11,1%). Por el contrario, Chubut y Neuquén presentaron variaciones positivas del 2,2% y 6,4%, respectivamente. En el acumulado a Agosto, las mayores caídas se presentan en Formosa (-20,3%), La Pampa (-9,5%), Tierra del Fuego (- 8,1%), Jujuy (-7,6%) y Río Negro (-7,4%).
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
YPF es el principal productor de petróleo (42% del total). En Agosto su producción aumentó 10,9%. En tanto, en Pluspetrol cayó -5,8% (que participa con el 7% del total), en Sinopec Arg -29,3% (que representa el 5%) y en Petrobras -38% (con una participación del 4%).

3. 3
Producción de Gas Natural
“….La producción de gas natural, por su parte, en el mes de Agosto de 2014 alcanzó los 3.558.876 Mm3, registrando una caída del 0,4% con respecto a igual mes de 2013…”
Fuente: E&R en base a Secretaría de Energía de la Nación.
La producción de gas natural, por su parte, alcanzó los 3.558.876 Mm3 en el mes de Agosto de 2014, registrando una caída del 0,4% con respecto a igual mes de 2013, y de igual magnitud (-0,4%) con respecto a Julio. En el acumulado anual 2014, la producción totalizó los 27.574.216 Mm3, 0,6% por debajo del acumulado hasta Agosto de 2013. Acá si la Provincia de Neuquén lidera el mercado con el 46% del gas extraído en el país.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Las mayores caídas interanuales ocurrieron en Salta (-9,9%), Mendoza (-9%) y Santa Cruz (-6,5%). En sentido contrario, aumentó la producción en Jujuy (+9,6%), La Pampa (+8,1%), Neuquén (+5,3%), Chubut (+4,9%) y Formosa (+2,1%). En el acumulado hasta Agosto, los mayores descensos se presentaron en Formosa (- 23,8%), Salta (-11,3%) y Mendoza (-4,8%), descensos que se vieron compensados por los incrementos en La Pampa (+14,6%), Río Negro (+3,2%), Neuquén (+2,5%) y Chubut (+1%).
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Con respecto a la producción por empresas, YPF y Total lideran el mercado con el 29% y 28% de participación, respectivamente. En Agosto YPF aumentó su producción de gas 14,6% y Total bajó 6,4%. Pan American, incrementó 5,6% con una participación del 12%.
Refinación a Agosto de 2014: acumula un incremento del 1,6%
Los principales subproductos obtenidos por la industria son Gas Oil, con una participación del 29% en el total de subproductos obtenidos, Nafta Super con el 13%, Nafta Virgen (7%), Fuel Oil (6%), Gas de Refinería (5%), Otros productos livianos (5%), Aerokerosene (4%) y Coque (3,3%).

4. Refinación y Subproductos
“En el acumulado anual, YPF aumentó su producción un 5,2% (que representa un 52% del total), Refinería del Norte un 5% (que aportó un 3%), Shell un 3,7% (con una participación del 15%) y PBBPolisur un 2,5% (que participa con el 5%)”
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En Agosto de 2014 se obtuvieron 3.361.286 m3, 2% por debajo de 2013, con descensos en casi todos los subproductos: Gasoil Común (- 2,6%), Nafta Super (-12%), Mezclas IFO (-32%), Nafta Ultra (-15,7%), Aerokerosene (-7,1%) y Coque (-5,3%). Por el contrario, Otros Productos Livianos presentó una variación positiva del 49,4% en Agosto de 2014, seguido por la Nafta Virgen (+36,8%), Gas de Refinería (+7%) y Fueloil (+0,8%). En el acumulado anual, los subproductos obtenidos alcanzaron los 26.452.880 m3, registrando un incremento anual del 1,6%: Nafta Súper acumula un incremento del 0,5%, Fueloil (+32,2%), Nafta Virgen (+16,1%) y Otros productos livianos (+4,2%). Cabe destacar que el Gasoil común, subproducto con mayor participación (27%) presentó una caída del 4,1%.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Desde el lado de las empresas productoras, la caída del volumen de subproductos fue el siguiente: Shell (-1,9%), que participa con el 13,5% del total del volumen de Agosto, ESSO (-5,3%) con una participación del 13,5%, OIL Combustibles (-8,6%) que representa el 4,8%, Petrobras (-11,1%) que aportó el 5,8% obtenido en Agosto y Refinería del Norte (-19,7%) que participa con el 2,3% del total. En el acumulado anual, YPF aumentó su producción un 5,2%, Refinería del Norte un 5%, Shell un 3,7%, y PBBPolisur un 2,5%. En sentido contrario, Esso (-8%), Oil Combustibles (-7%) y Petrobras (-3,5%) presentaron caídas en el acumulado hasta Agosto de 2014.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.

5. 5
Precios de los Hidrocarburos
“…En Junio de 2014 el precio promedio ponderado por volumen de ventas de crudos alcanzó los u$s 474,7 por m3 en el mercado interno, presentando un incremento del 6,5% interanual…”
“….El precio promedio del gas ponderado por volumen de ventas en el mercado interno alcanzó los $493,4 por Mm3 lo que significa un incremento del 131,4% interanual y una caída del 9,6% mensual…”
Precios de los hidrocarburos: el crudo presentó un aumento del 6,5% valuado en dólares y del 8,4% en el mercado externo
En Junio de 2014, último mes con información disponible, el precio promedio ponderado por volumen de ventas de crudos alcanzó USD 474,7 por m3 en el mercado interno, presentando un incremento del 6,5% anual. Por otra parte, el precio promedio de ventas de crudo al mercado externo fue de USD 666 por m3, un 8,4% mayor que en el mismo mes de 2013. En tanto, el precio del WTI en el mercado internacional, alcanzó los USD 661,4 por m3 en el mismo mes, 9,8% superior al precio de Junio de 2013.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
El precio promedio del gas ponderado por volumen de ventas en el mercado interno alcanzó los $493,4 por Mm3, lo que significa un incremento del 131,4% anual y una caída del 9,6% mensual. El precio promedio en el mercado externo fue de $5.985,4 por Mm3, 41,1% superior al de Junio de 2013 y un 0,5% superior a Mayo 2014. Expresado en dólares, al tipo de cambio oficial ($5,33 en Junio 2013 y $8,13 en Junio 2014), el precio en el mercado externo alcanzó los USD 736,6, un caída del 7,5% interanual, y en el mercado interno USD 60,72 por Mm3.
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.

6. Ventas de Naftas
“…En Septiembre de 2014 YPF
aumentó 4% el precio de los
combustibles, acumulando un
incremento anual de entre el
55% y el 60%, de acuerdo al
tipo de combustible…”
“….caída de las ventas de
naftas, que en Septiembre fue
del -1% interanual, y en lo
que va del año acumula una
contracción del -2%,
desacelerando la caída
respecto a lo ocurrido en
Agosto último …”
6
Venta de Naftas al mercado interno: aumento de precios y
desaceleración de la caída de la demanda
En Septiembre de 2014 YPF aumentó 4% el precio de los
combustibles, acumulando un incremento anual de entre el 55% y el
60%, de acuerdo al tipo de combustible. Cabe destacar que en
Octubre no se registraron ajustes de precios.
Fuente: E&R en base a Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y
Afines de la República Argentina.
Como mencionáramos en nuestro primer informe, este efecto de
incremento de precios, junto con el menor ingreso de los
consumidores por el proceso inflacionario, ha dado lugar a una caída
de las ventas de naftas, que en Septiembre fue del -1% interanual, y
en lo que va del año acumula una contracción del -2%,
desacelerando la caída respecto a lo ocurrido en Agosto último,
cuando la contracción alcanzaba al -6% y al -3%, respectivamente.
Fuente: E&R en base a datos de la Secretaria de Energía de la Nación.
En Septiembre de 2014, el gasoil común desaceleró su caída al -4%
(frente al 11% observada en Agosto), en tanto la Nafta Ultra registró
nuevamente una caída interanual del -6% en las cantidades vendidas.
Por el contrario, el gasoil ultra volvió a registrar un aumento, esta vez
del 9%, mientras la nafta super, revertió su caída aumentando un 3%
respecto a los volúmenes vendidos en Septiembre de 2013,
registrando un incremento acumulado del 2%.
MES/AÑO Super Gasoil Euro Premium
Ene-14 8,91 8,12 9,30 9,99
Feb-14 9,49 8,60 9,94 10,68
Mar-14 10,07 9,12 10,54 11,33
Abr-14 10,61 9,62 11,12 11,94
May-14 11,01 9,98 11,54 12,39
Jun-14 11,01 9,98 11,54 12,39
Jul-14 11,45 10,40 11,98 12,89
Ago-14 11,45 10,40 11,98 12,89
Sep-14 11,91 10,82 12,40 13,41
Var Sep / Ago 2014 4% 4% 4% 4%
Var. Sep 14/ Sep 14 56% 55% 60% 59%
Fuente: E&R en base a OPESSA
PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES PARA YPF
EN CAPITAL FEDERAL - en Pesos por Litro

7. 7
Importaciones de Hidrocarburos
“En Agosto de 2014, el total de importaciones de hidrocarburos alcanzó a USD 770 millones, acumulando en el año USD 6.473,8 millones, 23,3% menos que en el mismo periodo de 2013”
Importaciones de hidrocarburos a Agosto de 2014: más cantidades de crudo (101,4%) y GNL (30,2%) importado en el acumulado anual
En Agosto de 2014, el total de importaciones de hidrocarburos alcanzó a USD 770 millones, acumulando en el año USD 6.473,8 millones, 23,3% menos que en el mismo periodo de 2013.
El gas natural se constituye como el principal hidrocarburo importado. En Agosto trepó los 1.342.562 Mm3 (+155,1% interanual), totalizando USD 639,9 millones (+218,5% a/a). En el acumulado a Agosto, las importaciones de gas natural sumaron 4.914.731 Mm3 (+30,2% interanual) y acumularon USD 2.027 millones (+38,5% interanual). Cabe destacar que el total de las importaciones de gas natural fueron realizadas por Enarsa Energía Argentina S.A, y provienen en su mayor parte de Bolivia.
Por otra parte, en el mismo mes no se presentaron importaciones de Gas Natural Licuado (GNL), lo que habría obedecido a la dificultad para Enarsa de conseguir los dólares para el pago de la importación. Hasta Agosto se importaron 4.310.723 Mm3 con un costo total de USD 2.421,8 millones, lo que significa un descenso del 1% en cantidades y del 10% en dólares respecto al acumulado 2013.
Fuente: E&R en base a Secretaría de Energía de la Nación.
Por otra parte, las importaciones de gasoil ultra alcanzaron los 97.583 m3, con un costo total de USD 76,4 millones, presentando una caída interanual del 55,2% en cantidades y del 57,4% en monto. Hasta Agosto, las importaciones de este gasoil grado 3 sumaron 980.629 m3 y USD 788,9 millones, registrando una caída acumulada del 20,7% interanual en cantidades y 22,1% en monto. El 46% de las importaciones de este gasoil fueron realizadas por YPF.
En cuanto a la importación de gasoil común o grado 2, en Agosto se reanudaron, luego de dos meses sin importaciones, y alcanzaron los 10.000 m3, por USD 7,5 millones, con caídas del 82,4% en cantidades y del 84,4% en monto. En el acumulado anual alcanzaron los 487.703 m3 y USD 393,1 millones, 28,1% superior en cantidades y 26,8% en dólares. El total de las importaciones de Agosto correspondieron a Petrobras Argentina.
Por último, las importaciones de crudo alcanzaron los 44.308 m3, sumando USD 27,7 millones, con un incremento del 8,7% en término de cantidades y un 5,7% en monto. Las mismas fueron realizadas por Refinería del Norte S.A. En el acumulado anual, se importaron 489.216 m3 de crudo por valor de USD 289 millones, presentando un aumento del 101,4% en m3 y 103,4% en dólares.

8. 8
3. Transporte y Distribución de Gas Natural
Transporte de Gas Natural a Agosto: caída acumulada del 4%
Transportadora Gas del Sur (TGS) transporta el 61% del Gas del país y Transportadora Gas del Norte (TGN) el otro 49%. A Agosto de 2014 ingresaron al sistema de transporte 3,215 millones de m3 de gas natural, 2% por debajo de Agosto de 2013. En forma acumulada, en los primeros siete meses del año ingresaron 22,102 millones de m3, registrando una caída del 4% interanual.
Incluye gas por cuenta de terceros (by pass comerciales). No incluye el gas de proceso (planta Cerri), by pass físicos, exportaciones y el gas que no ingresa al sistema de transporte.
Fuente: ENARGAS, en base a datos de las Licenciatarias de Distribución.
Distribución de Gas Natural: acumula 29,143 millones de m3 a Usuarios Finales, con un incremento de solo 1,2% interanual
Por otra parte, el total de Gas entregado a Usuarios Finales en el mes de Agosto de 2014 cayó 2,1% respecto a Agosto de 2013, en tanto que en los primeros ocho meses del año, se distribuyeron 29.143 millones de m3, sin grandes variaciones respecto al mismo periodo de 2013, con un incremento del 1,2%.
*Entes oficiales: hospitales, centros de educación, todos los organismos oficiales,
**SDB Subdistribuidor: entes o soc. privadas que operan cañerías de gas que conectan el sistema de Distribución
***GNC Gas Natural Comprimido: usuarios excluyentes las estaciones de servicio.
Fuente: ENARGAS, en base a Licenciatarias de Gas y Usuarios en boca de pozo
Cabe destacar la caída de gas entregado a Residenciales en el mes de Agosto de 2014 (-16,9%) y -11,2% al Comercio, por temperaturas más benignas, así como en el sentido contrario, a la Industria se entregó 3,9% más que en el mismo mes de 2013, por una mayor disponibilidad de gas.
Transporte de Gas Natural
“…En Agosto de 2014 ingresaron al sistema de transporte 3,2 millones de m3 de gas natural, 2% por debajo de Agosto de 2013. En forma acumulada ingresaron 22,1 millones de m3, registrando una caída del 4% interanual.”
Distribución de Gas por Usuario
“El 32% del Gas se destinó a Centrales Eléctricas, el 28% a la Industria y el 26% a Residenciales (viviendas), en tanto el 13% restante, se distribuyó a servicios públicos y organismos estatales, Comercio, Subdistribuidoras y GNC”

9. 9
Expo de Gas Natural
“…En el mes de Agosto de 2014, se exportaron a Uruguay a través del Sistema de Transporte de gas natural unos 6,3 millones de metros cúbicos, 25% menos respecto a Agosto de 2013….”
Vehículos habilitados con GNC
“…A Septiembre de 2014, el stock total aumento 7%, ascendiendo a un total de 1.664.897 vehículos….”
Fuente: Estos datos son los que posee el ENARGAS a partir de la información suministrada mensualmente, en forma electrónica, por los sujetos del sistema.
Fuente:
Exportaciones de Gas Natural: acumulan 39,7 millones de m3 a Uruguay, con una caída del 5% interanual
En el mes de Agosto de 2014, se exportaron a Uruguay a través del Sistema de Transporte de gas natural unos 6,3 millones de metros cúbicos, 25% menos respecto a Agosto de 2013. En términos acumulados, hubo una caída del 5% interanual. El 91% de las exportaciones fueron realizadas por Transportadora Gas del Sur (TGS).
Fuente: ENARGAS, en base a Licenciatarias de Gas y Usuarios en boca de pozo.
GNC: nuevo aumento de la cantidad de vehículos habilitados
En el actual contexto de caída del nivel de actividad, la cantidad de vehículos habilitados con Gas Natural Comprimido (GNC) viene crecimiento en forma acelerada. A Septiembre de 2014, el stock total aumentó 7%, ascendiendo a un total de 1.664.897 vehículos, mercado que venía creciendo a tasas inferiores 2% anual en los últimos años.
El 44% están radicados en la Provincia de Buenos Aires, mientras un 16% en Córdoba, 8% en Mendoza, 8% en Santa Fe, 5% en Capital y 4% en Tucumán. El 14% restante, se distribuye entre las otras 18 provincias del país.
En lo que va del año, puede destacarse el crecimiento interanual de estos vehículos en las provincias de Formosa (628,4%), Santa Cruz (25,4%), Santiago del estero (20,2%) y Córdoba (12,9%).

10. Generación de Energía
“…La generación total bruta nacional en el mes de Agosto alcanzó los 11.311 GWh, un 3,6% inferior a Agosto 2013…”
Demanda de Energía
“…la recesión económica y las temperaturas moderadas indujeron a una contención en la demanda de potencia y energía, que dio lugar a una caída en el mes de Septiembre …”
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4. Mercado de Energía Eléctrica
Generación Bruta: Agosto 2014 con caída, -3,6% a/a.
La generación bruta nacional de energía eléctrica vinculada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en el mes de Agosto de 2014 alcanzó los 11.311 GWh, un 3,6% inferior a Agosto 2013. Esta caída se relaciona con los descensos en la generación bruta de centrales térmicas (-11,2%) que representan el 58% del total producido en el país, y la generación bruta de centrales nucleares (-13,9%), que participan con el 5% del total generado. En sentido contrario, la generación bruta hidráulica presentó un crecimiento interanual (+13,1%). En lo que va del año, la generación bruta total alcanza a 90.955 GWh, un 1,9% más que en los ocho meses de 2013.
Fuente: E&R en base a Comisión Nacional de Energía Atómica.
Debe señalarse la inexistencia de generación de energía eléctrica por otros mecanismos no convencionales, como ser fuentes eólicas o solares, acentuando la fuerte dependencia de combustibles fósiles para la su generación.
Demanda de Energía Eléctrica: contenida por la recesión y moderadas temperaturas
Como mencionáramos en el informe anterior, la recesión económica y las temperaturas moderadas indujeron a una contención en la demanda de potencia y energía eléctrica, que dio lugar a una nueva caída en el mes de Septiembre. En efecto, la demanda de energía eléctrica a nivel nacional en Septiembre alcanzó los 9.807.541 MWh, registrando una caída del 3,5% con respecto a igual mes de 2013.
Fuente: E&R en base a ADEERA

11. 11
Demanda por Usuario
“…En Septiembre de 2014, el mayor descenso en la demanda por categoría se presentó en el segmento Residencial (-8,1%), seguido por el Alumbrado Público (-3,8%) y los Grandes Usuarios del MEM (-3%)…”
Demanda Regional
“…Los mayores descensos se presentaron en Corrientes (- 11,2%), CABA y GBA (-7,8%), La Rioja (-7,3%), Catamarca (- 5,4%), San Luis (-4,2%), Santa Fe (-4,2%) y Córdoba (-3,6%)…”
El mayor descenso en la demanda por categoría se presentó en el segmento Residencial (-8,1%), que representa el 39% del total demandado, seguido por el Alumbrado Público (-3,8%), con una participación del 4%, Grandes Usuarios MEM (-3%), que participa con el 21%, General (-1,7%), con una representación del 10% y el Comercio e Industria Pymes (-0,2%), que participa con el 16% de la demanda total.
En sentido contrario, el único incremento se presentó en Industria (+8,3%) que representa el 11% del total demandado en Septiembre.
Categorías contempladas por la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de Argentina (ADEERA): Residencial (rango de consumo menor o igual a 1.400 kWh/Bimestre; entre 1.000 y 1.400 kWh/Bimestre; entre 1.400 y 2.800 kWh/Bimestre; y mayor a 2.800 kWh/Bimentre); General (rango de consumo menor a 4.000 kWh/Bimestre; y mayor o igual a 4.000 kWh/Bimestre); Alumbrado Público; Comercio e Industria PyMEs (potencia entre 10 y 300 kW); Industria (potencia superior a 300 kW abastecidos por las distribuidoras); Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) (no son abastecidos por las distribuidoras).
Fuente: E&R en base a ADEERA.
Cabe destacar la alta concentración de la demanda de engría eléctrica: el 38% proviene de la CABA y Gran Buenos Aires, en tanto que otro 12% del resto de la provincia de Buenos Aires.
A nivel territorial, doce provincias vieron reducidas sus demandas de energía con respecto al mismo mes de 2013. Los mayores descensos se presentaron en Corrientes (-11,2%), CABA y GBA (- 7,8%), La Rioja (-7,3%), Catamarca (-5,4%), San Luis (-4,2%), Santa Fe (-4,2%) y Córdoba (-3,6%). En sentido contrario, las mayores subas en la demanda de energía se presentaron en las provincias de Santa Cruz (+26,6%), Santiago del Estero (+11,8%), Formosa (+10,4%) y La Pampa (+9%).
Cabe destacar que en términos acumulados, la demanda de energía eléctrica presenta una suba del 2,1%, respecto a los mismos 9 meses de 2013, con incrementos del 5,1% en la Industria y del 3,1% en el segmento Residencial.

12. Demanda en Potencia
“…veinte distribuidoras presentan caídas interanuales en las demandas de energía…”
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Analizando la demanda de potencia de las asociadas a ADEERA, veinte distribuidoras presentan caídas interanuales en las demandas de energía en el mes de Septiembre de 2014.
Entre las mayores caídas se encuentran SECHEEP en Chaco (-13,5%), REFSA en Formosa (-12%), E. Catamarca SAPEM (-11,4%), ESJSA en San Juan (-10,1%), EDESE en Santiago del Estero (-8,2%) y EDEMSA en Mendoza (-7,5%).
Fuente: E&R en base a ADEERA.
En sentido contrario, los mayores incrementos en la demanda corresponden a Coop. San Bernardo en Bs. As. Atlántica (+33,4%), Coop. Bariloche en Río Negro (+11,8%), EDERSA en Río Negro (+7,3%) y Coop. Concordia en Entre Ríos (+7,1%).

13. 13
Precios de la Energía
Fuente: E&R en base a CNEA.
Expo de Energía
“…las importaciones de energía eléctrica, medidas en GWh, aumentaron 444% respecto al 2013 totalizando 522,09 GWh…”
Precios del Mercado Eléctrico: el spot se mantiene y el monómico disminuye
Mientras que el precio de la energía en el mercado spot ($120) no presentó variaciones en el mes de Agosto, el precio monómico disminuyó un 1,4% con respecto a Agosto de 2013. El precio monómico de Agosto ($420,7) está compuesto por el precio de la energía ($120) más los componentes adicional de potencia ($10,8), energía adicional ($2,3) y la incidencia del consumo de combustibles líquidos (sobrecostos transitorios de despacho ($282,9) y sobrecosto de combustible ($4,8). El componente que cayó respecto a julio es la incidencia del consumo de combustibles líquidos (sobrecostos transitorios de despacho, en tanto que el resto de los componentes se mantuvo en niveles similares.
Intercambio internacional de Energía Eléctrica: Importaciones en aumento, exportaciones sin variaciones
En el mes de Agosto de 2014, las importaciones de energía eléctrica fueron de 72,6 GWh, un 495% más que en Agosto 2013. En el acumulado del año, las importaciones de energía eléctrica, medidas en GWh, aumentaron 444% respecto al 2013 totalizando 522,09 GWh. De Paraguay (69.20 GWh), para abastecimiento de localidades de Misiones, y principalmente de Uruguay (451,5 GWh) por vertimiento a costo nulo en Salto Grande con un beneficio importante para la Argentina.
Fuente: E&R en base a Comisión Nacional de Energía Atómica.
Las exportaciones a Brasil son muy débiles, ya que la demanda eléctrica de ese país crece a valores muy reducidos. Tampoco hubo exportaciones de energía a Uruguay.

14. BOX 1: Se sancionó la nueva ley de Hidrocarburos La Ley de Hidrocarburos acaba de ser aprobada con 130 votos afirmativos frente a 116 negativos, una abstención y nueve ausencias. La nueva ley sustituirá a una ley de 1967, y se constituye como el nuevo "régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos", que otorga beneficios a las inversiones petroleras superiores a los 250 millones de dólares. Particularmente recorta los ingresos de las provincias por regalías e impuestos y limita la participación de las empresas petroleras provinciales. Estos son los principales puntos que se sumaron al proyecto de ley: -Ingresos provinciales: el artículo 21 establece que los “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que sean aprobados en el futuro por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas deberán abonar los siguientes aportes a las provincias productoras: a) Un 2,5% del monto de inversión inicial del proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria (RSE), a ser aportado por las empresas. b) Un monto a ser determinado por la Comisión (que responde al ministro de Economía), en función de la magnitud y alcance del proyecto de inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias productoras, a ser aportado por el Estado Nacional. Qué cambió: los gobernadores exigieron la inclusión de estos aportes para garantizar ingresos adicionales para los estados provinciales en función de la renta que generen los nuevos yacimientos hidrocarburíferos. -Licitaciones provinciales: el artículo 29 instituye que las Autoridades de Aplicación de las provincias y la Secretaría de Energía de la Nación confeccionarán dentro de los 180 días a contar desde el inicio de vigencia de la ley, un pliego modelo que podrá ser revisado y actualizado periódicamente según la oportunidad y conveniencia de los concursos. El pliego modelo contemplará los términos y condiciones generales aplicables a los concursos, incluyendo entre otras, las garantías a las que deberán ajustarse las ofertas, el alcance de las inversiones y los ingresos que eventualmente pudieran corresponder a las respectivas Autoridades Concedentes. Qué cambió: el borrador anterior establecía que el pliego modelo iba a ser elaboradora por la Comisión de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas. Los gobernadores lograron correr a ese organismo del medio e incluir a la Secretaría de Energía. -Impuestos provinciales: se incorporó un Anexo 1, que funciona como un pacto fiscal entre la Nación y las provincias, a través del cual los distritos petroleros se comprometen a que la alícuota del Impuesto a los Ingresos Brutos para la actividad de extracción de hidrocarburos no podrá superar el 3%. Además, se establece que las provincias y municipalidades no podrán gravar a sus titulares con nuevos tributos ni aumentar los existentes. Y que las gobernaciones no incrementarán las alícuotas efectivas del impuesto de sellos que se encuentren en vigencia a la fecha, comprometiéndose a no gravar los contratos financieros que se realicen a los proyectos de inversión. Qué cambió: el documento anterior incluía estos puntos tendientes a la homogenización impositiva entre las provincias. Los gobernadores se negaron porque lo consideraban anticonstitucional. A cambio, propusieron rubricar un pacto fiscal. -Bono de prórroga: Se incorporó el artículo 58 bis, que contempla que la Autoridad de Aplicación podrá establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final de período de vigencia de la concesión por el 2% del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga. Asimismo, para los casos de realización de actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, a partir del vencimiento del periodo de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y dentro de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación podrá establecer el pago de un bono de explotación cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del periodo de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos. Qué cambió: el documento anterior contemplaba el pago de un bono de prórroga por el 1,5% del precio promedio. Por pedido de los gobernadores, la alícuota creció al 2% y además se incorporó el pago de un bono de ingreso cuando un concesionario convencional solicite una explotación no convencional. -Prórroga de concesiones: el texto final fija que los titulares de las concesiones de explotación (ya sea que a la fecha de inicio de vigencia de la presente modificación hayan sido o no prorrogadas) que estén produciendo hidrocarburos en las áreas en cuestión y presenten un plan de inversiones consistente con el desarrollo de la concesión, podrán solicitar prórrogas por un plazo de 10 años de duración cada una de ellas. Una vez agotados dichos plazos de prórroga, los titulares de las concesiones de explotación podrán solicitar nuevas prórrogas, debiendo dar cumplimiento a las condiciones de prórroga establecidas en la presente ley. Qué cambió: La redacción del proyecto anterior establecía que los concesionarios actuales tenían el “derecho” a requerir la prórroga de sus cambios, con lo cual dejaba abierta la idea de prórrogas a perpetuidad a favor de los privados. Los gobernadores pidieron una modificación de forma tal que las empresas “puedan solicitar” una prórroga. La decisión de otorgarla dependerá de la autoridad de aplicación provincial.