Informe Especial de Gas Natural

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Informe Especial de Gas Natural

La revolución del gas natural a todo vapor.

Mayor oferta y temperaturas favorables mejoran al abastecimiento del mercado local.

En el siguiente informe resumiremos, las principales variables de Mercado Argentino de Gas Natural, con especial foco en la oferta, demanda, precios de gas natural, tarifas y déficit. Este informe busca detallar la evolución de las variables mencionadas y brindar perspectivas claras y concretas, sobre el comportamiento de las mismas en el corto plazo. El informe ha sido elaborado por profesionales de DYR Energía, buscando generar valor agregado a nuestros clientes, proveedores y socios para la toma de decisiones estratégicas sobre el abastecimiento de gas natural.

2015

Diego Rebissoni y equipo D&R Energía 21/08/2015

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Informe Especial de Gas Natural 2015

www.dyrenergia.com Asesoramiento Profesional en Energía

1. Cambios en la Oferta: Neuquén es el motor de la recuperación y el Norte despierta expectativas rompiendo la tendencia anterior.

El mercado de gas natural en Argentina se encuentra en plena recuperación desde el año 2014, donde luego de 6 años consecutivos de producción decreciente, pasó a lograr un significativo aumento de su producción gracias a nuevas perforaciones de gas no convencional y aceleración de pozos existentes.

En lo que va del año 2015 y considerando proyecciones conservadoras en los últimos meses, se espera un incremento del orden de 4 MMm3/día como promedio anual de inyección comparado con el 2014. En el grafico continuo, mostramos los volúmenes totales mencionados y podemos observar cómo se revierte la tendencia decreciente observada para el periodo 2007-2013.

La cuenca que ha producido el shock en la oferta de gas natural en los últimos 2 años, ha sido la cuenca Neuquina, creciendo casi 7 MMm3/día desde su piso del año 2013, lo que representa un incremento del 6% anual. Este quiebre en la tendencia decreciente se revirtió completamente a partir del años 2014, luego de experimentar caídas consecutivas desde el año 2007. A continuación el gráfico de su evolución en MMm3/día promedio para los últimos años y detallamos los responsables del aumento de oferta.

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El esfuerzo de YPF

Entrando en mayor detalle sobre la cuenca, YPF ha sido el productor con mayor crecimiento tanto para el 2014 como para lo que llevamos del 2015, superando el 15% con respecto al mismo mes del año anterior. La participación de Estado Argentino en la empresa ha producido un cambio radical en los niveles de producción, las cantidades de pozos en exploración y los niveles agregados de oferta. En los siguientes gráficos detallamos la evolución del crecimiento mensual de la producción de YPF y su producción mensual para los años 2011-2015.

Si comparamos el volumen inyectado en el 2015 versus el 2013, observamos un crecimiento de la producción del 25% en promedio.

Entre los yacimientos de mayor crecimiento se destacan Cupen Mahuida (gas no convencional, formación Las Lajas de Tight Gas), Sierra Barrosa (gas no convencional), Rincón del Mangrullo y el Orejano con gran potencial para producción de Shale y Tight gas para los próximos años.

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Gracias a los proyectos mencionados, y desarrollos previos realizados por Apache Argentina (hoy Yacimientos del Sur), Total (Aguada Pichana) y Petrobras, entre otros, la producción de gas no convencional estimamos que supere los 20 MMm3/día para el 2015, teniendo en cuenta un crecimiento cauteloso para los últimos meses del corriente año.

Para completar la sección de Oferta Gasífera mencionamos también que la cuenca Austral ha dejado de ser el impulsor de la mayor disponibilidad de gas natural a nivel local, abandonando ese rol desde el año 2013, donde luego de 4 años consecutivos de crecimiento comenzó una lenta reducción de volúmenes por depletamientos naturales y problemas operativos en pozos irrecuperables. Para el 2015 se espera niveles levemente superiores al 2014.

En el último gráfico se muestra la cuenca norte, donde la caída impactante de la misma lleva reducir la producción a casi un tercio de los niveles del año 2008. En los volúmenes macro, el peso de la cuenca norte ha perdido relevancia por su baja incidencia.

Como dato relevante para la cuenca Norte, en el último período del 2015 y 2016 se espera un crecimiento en la cuenca norte debido al exitoso proyecto que realizó PAE en el proyecto llamado MAC-1004, que contempló la perforación del primer pozo multilateral con completamiento inteligente de la Argentina. La iniciativa permitió extraer hidrocarburos de dos formaciones de la región del Noroeste –Huamampampa e Icla– a través de una sola perforación. Gracias a esto, esperamos que el crecimiento de la producción sea del orden del 0,5 MMm3/día a partir del segundo semestre del 2015.

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Cuenca por cuenca que nos depara el sector para el corto plazo:

Importaciones: Entorno internacional muy favorable!

Resulta esencial mencionar la evolución de las importaciones de gas de Bolivia y las de Gas Natural Licuado (GNL), los cuales han sido los motores de sustitución de la caída de producción local de gas natural y han compensado parcialmente las necesidades de la demanda del sector.

Como hemos mencionado en otros informes, en el año 2013 en lo que a importaciones se refiere, parece observarse un techo a los volúmenes importados producto de topes en la logística y, desde luego, mayor producción nacional de gas que permite morigerar las necesidades de producto.

En el primer gráfico se muestra la evolución de las importaciones de GNL y en el segundo chart, la misma información para la inyección media desde Bolivia.

•En la cuenca Neuquina se esperan niveles de crecimiento similares a los experimentados en el año 2014 y lo que llevamos del 2015, donde los niveles de inversión en YPF se mantendrán y junto a los incentivos del plan gas II, creemos que la cuenca Neuquina mostrará un crecimiento del orden del 4,5 MMm3/día para el 2015 y de la misma forma esperamos un incremento similar para el 2016

Neuquén

•En la cuenca Austral, considerando las restricciones volumétricas por la campaña de perforación y una expectativa moderada sobre el resultado de las perforaciones, nos lleva a realizar un previsión es de un crecimiento de 2 MMm3/día para la cuenca Austral para el año 2016.

Austral

•En la cuenca norte, la campaña de perforación mostrará levemente sus frutos para fin de año. Para el 2016, se espera un leve crecimiento de 0,5 MMm3/día con respecto al año 2015, en función de lo comentado recientemente.

Norte

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Se observa en los gráficos previos, que la importación Bolivia y de GNL retrocede ligeramente para el año 2015 luego de 6 años de crecimiento a ritmo exponencial.

Las menores importaciones responden a varios motivos, entre los cuales destacamos:

ü Mayor producción nacional de gas natural.

ü Imposibilidad logística de Escobar de incrementar volúmenes en el invierno.

ü Cuidado intensivo de la reservas monetarias.

ü Moderadas temperaturas del invierno 2014 y lo que va del 2015.

Considerando la imposibilidad logística de tener mayores niveles de GNL en el periodo de mayor necesidad, y las perspectivas de crecimiento de gas natural nacional para el corto plazo, creemos que las importaciones se mantendrán estables en el corto plazo, sin incrementos significativos.

Por otra parte las mismas tampoco se reducirán significativamente dado que gran parte de año están sustituyendo combustibles alternativos, como el Gas Oil o el GLP, los cuáles son más costosos que la importación de ambos productos (GNL y Bolivia).

Oferta Agregada: Crecimiento moderado pero impulsado por la producción local.

A nivel agregado, desde el año 2011, la disponibilidad total de gas natural incluyendo importaciones ha crecido, producto del fuerte crecimiento de las importaciones. Desde el 2013, la tendencia se mantiene con mayor disponibilidad pero las importaciones estables y decrecientes para el 2015, dada la mayor oferta local.

En la siguiente tabla podrán observar los volúmenes promedios por cuenca, y en las últimas columnas, el crecimiento de la oferta total y el crecimiento de la producción local.

En función de las perspectivas mencionadas previamente, creemos que la disponibilidad para el 2015 se ubicará en 2.3 MMm3/día más, lo que representa un 1.8% de crecimiento, basado en un Neuquén Norte Austral Bolivia GNL TOTAL Crec Local Crec. Local

MMm3/día MMm3/día MMm3/día MMm3/día MMm3/día MMm3/día MMm3/día

2007 68,4 17,4 30,9 - 4,3 121,0 116,6

2008 67,0 16,6 29,6 1,2 2,5 117,0 -3,3% 113,2 -2,9%

2009 60,8 15,3 32,7 2,2 4,7 115,7 -1,1% 108,8 -3,9%

2010 58,9 13,1 33,5 4,6 5,1 115,3 -0,4% 105,6 -3,0%

2011 55,8 10,9 34,3 10,3 7,5 118,8 3,1% 101,0 -4,3%

2012 53,2 8,8 36,3 11,9 12,7 122,9 3,4% 98,2 -2,7%

2013 50,8 6,5 35,1 16,7 15,8 124,8 1,5% 92,3 -6,0%

2014 53,9 5,5 33,4 16,3 16,9 126,0 1,0% 92,8 0,5%

2015 57,3 6,2 33,6 15,3 16,0 128,3 1,8% 97,0 4,6%

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crecimiento de producción local y un leve decrecimiento en las importaciones. De cumplirse las estimaciones la oferta total para los últimos meses, la misma crecería un 4.6%.

Reservorios no convencionales: Tight y Shale Gas en Neuquén

En la cuenca Neuquina se están volcando los mayores esfuerzos para la producción de gas no convencional. La producción en los reservorios de tight viene creciendo significativamente en los últimos años.

Entre los reservorios de arenas compactas (tight) en la Cuenca Neuquina podemos mencionar a las Formaciones Mulichinco, Tordillo, Lotena, Punta Rosada, Lajas, Los Molles, al Ciclo Precuyano y al Basamento cristalino

En el gráfico siguiente se muestra que, en la provincia de Neuquén, la producción de gas en reservorios tight alcanzó un caudal promedio diario de 11 MMm3/d (representa el 20% de la producción total de la cuenca neuquina), con un total de 284 pozos productores en diciembre de 2014.

Estos valores implican un incremento del 36,5% en la producción y del 42% en el número de pozos productores con un ritmo de incorporación promedio de 7 pozos por mes en comparación al mismo período en 2013, como se puede observar en la próxima tabla.

De las formaciones productoras, las Formaciones Lajas y Mulichinco representaron un 45,3% y un 33,4%, respectivamente, de la producción anual de gas en dichos reservorios en 2014. Según su producción anual durante 2014, las empresas con mayor participación fueron YPF S.A. con un 38,8%, seguida por Petrobras S.A. (25,9%) y Total Austral (12,3%). En los siguientes gráficos observamos lo comentado recientemente.

(MMm3/ día)N de pozos Diciembre 2013 8,0 200 Diciembre 2014 11,0 284

Diferencia 36,45% 42,00%

Prod. Gas

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Reservorios Shale

La producción de reservorios shale corresponde a la Fm. Vaca Muerta y se consideran en algunos casos puntuales producción de la zona basal de la Fm. Quintuco.

En el siguiente grafico se muestra que en diciembre de 2014 la producción diaria promedio de gas alcanzó los 2,5 MMm3/d.

Según la tabla que se muestra a continuación, al comparan estos valores con los correspondientes a diciembre de 2013 se observaun alza del 221% en la producción de gas y un 95% en la incorporación de pozos productores con un ritmo promedio de 13 a 14 pozos por mes.

El área Loma Campana (YPF S.A.) es la principal productora de petróleo y gas de la Fm. Vaca Muerta. Tiene una participación del 86,5% en la producción de petróleo anual en la provincia de Neuquén seguida por el resto de las áreas en valores menores al 2%. En el caso de gas, se observa que la participación es del 67% (gas asociado al petróleo), seguida por El Orejano (12,1%) y Aguada Pichana (6,7%) en áreas productoras en ventana de gas seco.

(MMm3/ día)N de pozos Diciembre 2013 0,8 173 Diciembre 2014 2,6 337

Diferencia 221% 94,80%

Prod. Shale Gas

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2. Demanda de Gas Natural:

Como hemos observado en año pasado, la demanda de gas natural ha tenido un comportamiento atípico por las templadas temperaturas del invierno 2014, el cual produjo un fuerte baja en el requerimiento de la demanda prioritaria. Este fenómeno permitió al sector de generación y al sector industrial contar con mayor disponibilidad de producto durante la etapa de restricciones.

A continuación se muestra la evolución total de la demanda, y en la tabla la mayor oferta total de gas natural. Claramente se puede establecer una clara correlación entre ambas. A más oferta, más demanda, sobre todo en el periodo invernal, donde la mayor oferta compensa restricciones o sustituye combustibles alternativos y por ende cualquier molécula adicional de gas natural es utilizada por el sector industrial o el mercado eléctrico.

La mayor oferta de gas natural, desde el año 2011, ha permitido crecer a la demanda desde 104 MMm3/día hasta los 118 MMm3/día esperados para el 2015.

Demanda Residencial: Las temperaturas elevadas reducen el consumo.

El atípico invierno 2014, ha mostrado incrementos de consumo en la demanda residencial para los meses de Mayo y Junio, con fuertes detrimentos para Julio, Agosto y Septiembre. Dos efectos importantes se han dado en la segunda mitad del invierno. El primero, y el más importante ha sido las templadas temperaturas desarrolladas a lo largo y ancho del país durante el invierno, y el segundo ha sido el comienzo de ajuste tarifario sobre el precio del gas para el sector residencial.

En los que ha transcurrido del invierno 2015, al igual que el año pasado se han dado temperaturas superiores a las medias históricas, y han sido aún mayores a las del año pasado. Esto generó que la demanda residencial para estos meses sea tenuemente inferior al año pasado

En los gráficos se muestra mensualmente la evolución de la temperatura, y el correlato en demanda residencial.

TOTAL Crec

MMm3/día 2007 121,0

2008 117,0 -3,3%

2009 115,7 -1,1%

2010 115,3 -0,4%

2011 118,8 3,1%

2012 122,9 3,4%

2013 124,8 1,5%

2014 126,0 1,0%

2015 128,3 1,8%

Oferta Total

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Demanda Industrial: Un invierno moderado alivia los cortes.

La demanda industrial ha crecido sostenidamente en el invierno 2014 y lo que va del 2015.

En los primeros meses del invierno, tanto el Residencial, como el industrial han tenido consumos moderadamente superiores, donde la variable “mayor disponibilidad de gas” ha sido la única razón para que esto pueda suceder.

Las perspectivas de disponibilidad para los años venideros parecen favorables producto de las expectativas de oferta. El sector residencial es el que comanda los volúmenes disponibles para el sector industrial y el parque generador, siendo la temperatura un vector clave para establecer su consumo. En este sentido, teniendo a los meses de agosto y septiembre del 2015 con temperaturas similares al 2014, las restricciones serían menores al 2014 y por ende el sector industrial recibiría mayor disponibilidad de gas por tercer año consecutivo.

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3. El déficit del Sector: Escenario Favorable!

Recordando el comienzo y la generación de los déficits en el sector eléctrico y gasífero, el sector de generación, fue el pionero en su creación y gestación, donde su crecimiento fue exponencial desde el año 2008 al año 2012, pasando de 800 MMUSD a 6000 MMUSD en ese periodo, para luego manteniéndose estable.

A partir del año 2011, el déficit gasífero comenzó a escalar a tasas exponenciales, producto de los incrementos en los volúmenes de importaciones y los mayores precios del GNL y el gas de Bolivia.

La mayor disponibilidad de gas importado, permitió estancar el déficit eléctrico y contener el incremento de utilización de combustibles alternativos para generar energía eléctrica.

Gracias a un cambio internacional favorable por la baja en el crudo, en el 2015 generó un impacto positivo en los costos de los combustibles importados por el país, principalmente en la importación de gas de Bolivia y GNL. A continuación mostramos la evolución de los costos de importación de gas de Bolivia y GNL, el cual incluye el costo de regasificación.

A continuación mostramos la evolución histórica del déficit gasífero en Millones de dólares.

Entrando en los detalles de la generación de déficit, las importaciones de GNL y Gas de Bolivia componen los egresos. Estos precios que no son compensados por los consumidores de gas natural, los cuales en todos los casos pagan precios inferiores, dependiendo de la categoría.

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3,39

4,15 4,20

4,49 4,77 4,70

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$/MMBTU Tierra del Fuego Neuquén TGS

Gracias a la disminución de los costos en los últimos años, y que los volúmenes se han mantenido en los últimos 2 años, los déficit estimados para el 2015 han disminuido en casi 2,400 millones de dólares.

Dentro de los ingresos se consideró la recaudación del Decreto 2067 y 1982, las asignaciones de gas importado a Generación eléctrica (paga 2.68 US$/MMBTU), ventas a Industriales, asignaciones de GUI / PUI (13.29 US$/MMBTU y 7.5 US$/MMBTU), y asignaciones al residencial de baja recaudación.

4. Precios de Gas Natural para el sector Industrial: Se prevén precios estables para los próximos años.

Plan Gas II: Los productores que adhirieron al régimen plan Gas I (YPF, Total, Pan American Energy (PAE) y Wintershall), así como aquellas Petroleras medianas y pequeñas, como Sipetrol, Crown Point y PCR, se sumaron al nuevo régimen de precios lanzado por el Gobierno para incentivar la inversión y lograr tener mayores ingresos, de esta manera no dependen del incremento de precios de un sector como el industrial.

Precios de Gas para el sector residencial: Los consumidores residenciales que comenzaron a recibir sus facturas de gas con el aumento de tarifas y retiro de subsidios anunciados por el Gobierno en marzo 2014. Los nuevos precios, según la categoría de consumidor, implican subas que van desde 100% hasta más de 300% con respecto al 2013. Esta quita de subsidios por un lado tiene un impacto directo por una suba real del valor del gas en boca de pozo a las productoras y por otro lado desincentiva a los residenciales al derroche de gas natural. Este impacto positivo esta atenuado por aquellos residenciales que han sido exceptuados mediante recursos de amparo.

Cabe aclara que el aumento tarifario del año pasado fue en pesos, y el mismo va perdiendo peso con el paso del tiempo producto de la inflación minorista y la devaluación de peso argentino.

Incremento de la producción Nacional: Como vimos este informe, Argentina comenzó a aumentar su producción de gas natural y en la medida que el residencial se abstenga de incrementar su consumo, el incremental de producción va a permitir a los productores incrementar la venta a sectores como la industria y generación eléctrica.

Net back City gate: Por primera vez después de muchos años se volvió al concepto de Net Back, por el cual económicamente es “indistinto” para una industria en Buenos Aires: comprar gas en Neuquén y transportarlo desde Neuquén a Buenos Aires que comprar gas en el sur (Tierra del Fuego o Santa Cruz) y transportarlo a Buenos

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Aires. Esto implica que los precios de la cuenca austral ya llegaron a una armonía con los de la cuenca Neuquina y no hay desequilibrios que permitan altos ajustes de precios como ocurrió en los 2010-2013.

En el gráfico previo, sobre la derecha le mostramos la evolución de los costos para el sector industrial de los últimos años, para gas en boca de pozo originario de Tierra del Fuego o Santa Cruz (columnas color violeta) y para la cuenca Neuquina (línea color azul)

5. Tarifas y Precios de gas Natural. Nada cambia en el año de las elecciones presidenciales!

Respecto a los costos de gas natural incluidos en la tarifa del segmento Residencial, se pudo observar un fuerte impacto en el año 2014, el cual se refiere a la readecuación tarifaria a partir del 1ro de Abril, incluyendo fuertes aumentos en los precios de gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte y con pleno impacto desde el mes de agosto. El costo determinado en el gráfico precedente se refiere al promedio de todas las categorías del segmento Residencial (R1 a R3-4), considerando que no se producen ahorros en el consumo respecto al año 2013. Como hemos mencionado, la tarifa residencial al estar pesificada, va perdiendo valor con respecto al dólar.

El sector industrial, único segmento en el que los precios de gas están desregulados, donde luego de varios años consecutivos de incrementos generados fundamentalmente por la caída en la producción total, muestra una estabilización en los precios medios para el 2015 y comienzos del 2016.

Los precios del sector de GNC se readecuaron en el año 2012, mostrando un fuerte incremento, el cual fue de más del 300% en pesos. Posteriormente, al igual que la tarifa residencial, con las variaciones del tipo de cambio este incremento se va reduciendo en término de dólares.

El precio de gas del sector de generación de energía eléctrica no ha sufrido modificaciones en los últimos años y se ubica para la cuenca Neuquina en 2.68 US$/MMBTU.

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En el gráfico precedente se puede ver las distintas categorías de consumo Residencial. Estas categorías fueron determinadas en base a su consumo y a las zonas de ubicación. Hay zonas que han perdido el subsidio en el precio de gas.

A modo de la comparación entre las distintas categorías, la tarifa del segmento R3-4 está pagando además del costo sin subsidio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, un Cargo por la importación de gas natural de Bolivia y del LNG, el cual también no está subsidiado.

El segmento R1 paga precios de gas natural y Cargo por importación fuertemente subsidiados.

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5. Nuevo equipamiento de Generación de Energía Eléctrica en el MEM

A continuación detallamos los ingresos de nueva oferta de energía, donde podemos observar que en el corto plazo, el sistema eléctrico nacional pueda superar en el años 2015 los 1400 MW nuevos de potencia necesarios para mantener la oferta de energía. Para el 2016 se esperan casi 1000 MW de potencia instalada nueva.

Tanto las Turbinas de Gas de Vuelta de Obligado y Guillermo Brown ya se encuentran en servicio generando para el Mercado. Asimismo Atucha II está en período de pruebas, las cuales una vez finalizadas, la central nuclear Embalse dejará de aportar energía por al menos un período de 2 años para la extensión de su vida útil.

Es notable destacar que el Mercado Eléctrico Mayorista continua creciendo de la mano de energía térmica, generando mayor consumo de combustibles y asimismo mayor nivel de importaciones de combustibles líquidos y gas natural para los años venideros. A la fecha no se encuentra en construcción ningún proyecto de magnitud de energía renovable. Los proyectos hidroeléctricos de mayor importancia se esperan para el 2020 en delante, de cumplirse con los plazos estimados por el gobierno nacional.

En caso de cumplirse los plazos estimados para todos los proyectos listados a continuación el sistema eléctrico se encontrará en equilibrio, pudiendo abastecer la demanda, siempre y cuando no se dé un escenario crítico de temperaturas en el invierno o un aumento muy significativo en la indisponibilidad de los equipamientos previstos para el año 2016 y 2017. Por otro lado, estamos advirtiendo que para los años 2018 y 2019, se va a requerir de nuevos proyecto adicionales para poder abastecer una demanda que pueda seguir creciendo al ritmo de los últimos años.

Tipo Compañia Tecnología Nombre Potencia Año Ingreso

Térmico Privados - Gobierno TG Vuelta de Obligado 600 2015 2 TG x 300MW

Nuclear Gobierno NUC Atucha II 740 2015

Nuclear Gobierno NUC Embalse -648 2015 extensión vida ultil (2 años)

Térmico Privados - Gobierno TG Guillermo Brown 600 2015 2 TG x 300MW

Hidráulica Gobierno HI Punta Negra 30 2015

Térmico Privados DI Grupos Diesel 130 2015

Térmico Gobierno CC Brigadier Lopez 150 2016 Cierre CC

Térmico Gobierno CC Ensenada de Barragan 300 2016 Cierre CC

Térmico Gobierno TV Rio Turbio 240 2016 Carbonera

Térmico Privados - Gobierno CC Vuelta de Obligado 300 2016 Cierre CC

Térmico Gobierno TG General Belgrano II 600 2017 2 TG x 300MW

Eólico Privados EO Malaspina y Koluel Kayke 75 2017

Térmico Privados - Gobierno CC Guillermo Brown 300 2018 Cierre CC

Térmico Gobierno CC General Belgrano II 300 2018 Cierre CC

Hidráulica Gobierno HI Jorge Cepernic 600 2020

Hidráulica Gobierno HI Néstor Kirchner 1140 2020

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6. Conclusiones y Principales Tendencias

Oferta: El mercado de gas natural ha revertido notablemente la tendencia y la mayor disponibilidad de oferta comienza a tener impactos positivos para el sector industrial y la balanza comercial, permitiendo menores restricciones, y menores necesidades de volúmenes importados.

Si bien el 2016 será un año de transición política, este autor cree que las primeras medidas concretas, llegarán luego del invierno del año mencionado. Estas políticas tendrán como prioridad la reducción moderada de subsidios y el desarrollo de la exploración local del petróleo y gas natural. El contexto internacional de precios será clave para dar viabilidad al desarrollo de Vaca Muerta.

Déficit: Las perspectivas estables en materias de volúmenes de importaciones junto a la baja en los precios de referencia internacionales de los combustibles alternativos (integran la fórmula del precio en el contrato con Bolivia) y el menor costo de los barcos de GNL, dan un perspectiva favorable para el año entrante, con expectativas de decrecimiento en los déficits en función del precio internacional del crudo. Como hemos observado, esta situación puede cambiar radicalmente en función de lo que suceda en el mercado internacional del crudo.

Tarifas: No se avizoran cambios tarifarios en gas natural para el corto plazo y como se mencionó previamente, la primeras medidas se esperan para la primavera del 2016 y orientadas a mejorar los precios medios del sector residencial.

Precios Industriales: El plan gas que permite vender parte de la producción de gas a 7.5 US$/MMBTu, y el aumento de la recaudación por mayores precios de gas en las tarifas del residencial, establecen un salto en los ingresos del productor que sumandos a la mayor oferta, permiten inferir una escenarios de precios industriales estables. Para los próximos años no observamos aumentos extraordinarios y considerando el contexto internacional esta tendencia puede mantenerse hasta el 2017.