La Secretaría de Minería estableció un nuevo procedimiento para actualizar el registro de la Ley 24.196 de inversiones mineras por el cual las empresas obtienen beneficios fiscales e impositivos y -también- alcanzan exenciones aduaneras. Al mismo tiempo, fijó nuevos trámites digitales para la presentación de las declaraciones juradas que las compañías deben realizar para acceder al régimen de fomento. Lo hizo mediante una serie de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial. Las mineras tienen tiempo hasta el 31 de diciembre para presentar los trámites bajo la nueva modalidad.

El objetivo de la secretaría conducida por Alberto Hensel es tener el detalle de los trabajos que hicieron las empresas y conocer las inversiones efectivamente realizadas en el último período fiscal. Además, las compañías deberán precisar las inversiones previstas para 2021 y un cronograma para los siguientes años. La intención de la cartera de Hensel es contar con información fehaciente y monitorear al sector al mismo tiempo que impulsa la Mesa Nacional Minera, que tiene como objetivo presentar en marzo un plan estratégico confeccionado con los diferentes actores de la minería.

Registro de Inversiones Mineras

A través de la resolución 118/20, publicada en el Boletín Oficial, la Secretaría de Minería estableció un nuevo procedimiento para actualizar el listado de las mineras que acceden a los beneficios fiscales. Se trata de una reactualización del padrón para detectar posibles estados de inactividad de las firmas inscriptas. El texto establece la “baja preventiva por un año a partir del dictado del acto administrativo que así lo disponga, para aquellas personas humanas o jurídicas inscriptas en el Registro de Inversiones Mineras de la Ley Nº 24.196 que reúnan las siguientes condiciones:

– Ser informada por la AFIP en estado inactivo, de baja o que indique que no se encuentra habilitada en los impuestos nacionales desde dos años anteriores al 31 de diciembre de 2019.

– No contar con sede electrónica constituida.

– No haber utilizado el beneficio del art. 21 de la Ley de Inversiones Mineras o, habiéndolo utilizado, pueda presumirse el fin de su vida útil conforme la Resolución SPM Nº89/19.

– No haber presentado declaraciones juradas en los dos últimos períodos fiscales.

Presentación de las declaraciones juradas

Además, la Secretaría de Minería publicó la semana pasada en el Boletín Oficial la resolución 119/20 que implementa trámites digitales para la presentación de las declaraciones juradas que tienen que realizar las empresas mineras para acceder a los beneficios impositivos. Los trámites que realicen las compañías “deberán realizarse en formato digital, presentados a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD), del Sistema de Gestión Documental Electrónica (GDE), con carácter obligatorio para los beneficiarios inscriptos en el Registro de Inversiones Mineras”.

En el segundo artículo de la resolución señala que “la totalidad de los inscriptos en el Registro de Inversiones Mineras de la Ley Nº 24.196 deberán presentar las declaraciones juradas” mediante la nueva modalidad y tienen tiempo “hasta el 31 de diciembre de 2020 inclusive, correspondiente a los períodos 2019/2020, aún en el caso de que ya hubieran realizado la presentación con anterioridad”.

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YPF informó que a partir de la 0 hora de hoy aumentó el precio de sus combustibles en un 2,5% promedio en todo el país. Pero en el caso de la Ciudad de Buenos Aires, el alza fue del 2,85%. “Este aumento se encuentra en línea con la decisión de ir recortando brechas entre la Capital Federal y el resto de las provincias”, aseguró la empresa controlada por el Estado a través de un comunicado.

De este modo, en el ámbito metropolitano el litro de nafta súper pasó a valer desde hoy $ 63,60. En el caso de la nafta premium Infinia el nuevo precio es de $73,70. El gas oil se ubica desde hoy a $59,40 y en el caso del gas oil premium su nuevo valor pasar a ser $67,56.

Con el de hoy, es el cuarto aumento que YPF establece en menos de cuatro meses. Hasta agosto, y en medio del aislamiento obligatorio definido por el Gobierno en gran parte del país, las naftas no habían aumentado durante todo el año. Desde entonces, registró una suba del 19%. Con todo, se trata de un incremento inferior a la inflación, ya que de acuerdo a la medición del Indec, en lo que va del año los índices de precios tuvieron un aumento del 26,9%. El aumento anterior, en octubre, fue del 3,5% promedio, y en ese caso además de la actualización por precios se agregó el aumento de los valores en el Impuesto del a los Combustibles Líquidos (ILC), el Impuesto al Dióxido de Carbono y los biocombustibles.

Dos semanas atrás, Sergio Affronti, CEO de YPF, había comunicado en una conferencia con inversores que la compañía tenía previsto actualizar los precios de los combustibles en correspondencia con la variación del tipo de cambio.

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El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, firmó la resolución que tiene por objeto la subasta de un cupo de 70 MM de m3 diarios de gas natural de las distintas cuencas, con un sistema que premia con prioridad y mayor volumen a la productora que oferte el precio más bajo.

El secretario expresó que «la firma del decreto fue la orden presidencial para que se ponga en marcha nuevamente la  producción de gas en la Argentina».

Martínez agregó que «estaremos abriendo las ofertas el 2 de diciembre y estimamos adjudicar a mediados de mes». Además, añadió que «el respaldo del ministro Guzmán y el gran trabajo del equipo de la Secretaria de Energía nos permite estar hoy convocando la subasta por 4 años del Plan Gas.Ar».

Finalmente Martínez manifestó que «esta resolución se materializará en más equipos perforando, en trabajo y en inversiones y producción».

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Por Juan Carlos Doncel Jones (*)

Desde que se inventaron y desarrollaron las máquinas para generar cargas eléctricas y a medida que esa tecnología fue evolucionando e incorporando a la actividad industrial, comercial y luego en forma masiva a la sociedad, la electricidad se ha convertido en un bien irremplazable para toda la comunidad. Nos resulta imposible, en el siglo XXI, imaginarnos un mundo sin energía eléctrica, y debiéramos remontarnos a la época de nuestros abuelos o bisabuelos para entender cómo se las ingeniaban. El aislamiento vivido durante la pandemia hubiese sido muchísimo más perjudicial sin energía eléctrica, que nos permitió mantenernos conectados, activos y en alguna medida “entretenidos” gracias a la cantidad de dispositivos que funcionan a partir de la misma.

Pero la energía eléctrica es parte de una industria compleja e integrada, que por su relevancia y singular importancia requiere sucesivas inversiones en equipamiento para ponerlas en funcionamiento y servir al fin para el que ha sido concebida.

En nuestro país, esa actividad o servicio se encuentra regulado por las Leyes 15.336, 24.065, la Ley 26.190 de fomento a las energías de fuente renovable. Bajo esas reglas de juego los agentes del denominado MEM -Mercado Eléctrico Mayorista- interactúan entre sí y con la administración pública para instalar su equipamiento, producir la energía y entregar ese bien indispensable a la comunidad, procurando el menor costo para el sistema en su conjunto.

Pero como en cualquier actividad industrial, comercial o de servicio, aparece entonces el “socio oculto” –en las buenas- que a todos alcanza y del que nadie escapa[1] con su carga tributaria. Ahí es donde nace la tentación de algunas jurisdicciones de salir de tour de cacería en busca de la presa acorralada y que ni siquiera pueda saltar el alambrado en busca de otras praderas.

Hoy, la presa de caza son las centrales de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y los cazadores los gobiernos provinciales / municipios, que ven en esas industrias el milagro, como si se tratase de maná caído del cielo.

A través de las leyes XVI N° 100 y XV N° 101 –ambas del año 2019-, la Provincia de Chubut, extendió los límites del “zoológico”, a través de la ampliación de los ejidos municipales de las localidades de Rawson y Puerto Madryn. Ambos municipios, tendrán a partir de entonces una superficie mayor al de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Ese “gesto político”, le permite a los municipios percibir tasas por servicios, que hasta entonces no tenían capacidad o competencia para gravar. Dato al paso, y no menor, es que dentro de la delimitación de los nuevos ejidos municipales, se encuentran dos de los parques eólicos más grandes del país. Oh casualidad!

Lo que en apariencia surge como una decisión de política expansiva en materia territorial, no es otra cosa que la salir en la búsqueda de contribuyentes, que no tienen escapatoria. Decisiones de esa naturaleza, si bien aparentan legalidad, resultan arbitrarias e inconstitucionales, en cuanto pretenden quedarse con parte de la renta del generador disfrazado como tasas, por servicios que no solo no se prestan sino que tampoco están en condiciones de prestar.

El sector de energías renovables, sobre un total de 41.564 MW de potencia instalada, alcanza al día de la fecha a 4025 MW. La demanda cubierta con dicha fuente de energía alcanzó en el mes de octubre del año 2020 un 12,7% de la demanda total del país; ello significa que nos encontramos aún a mitad de camino entre lo que exige la ley y las necesidades de inversión para duplicar la capacidad de equipamiento a partir de fuentes renovables, con inversiones que no solo proveerán mano de obra local, sino también la complementariedad de proveedores nacionales.

Ese cambio de las reglas de juego a poco de comenzar significa un retroceso y no solo afecta la seguridad jurídica, sino que amenaza proyectos futuros en proceso de análisis y evaluación.

Por último, esta ¨sutileza” producirá incrementos de costos del sistema energético en forma artificial, de manera distorsionada y en un “teórico” beneficio para comunidad en donde se establezcan, en claro detrimento del resto de la sociedad.

A fuerza de ser reiterativo, cito nuevamente aquella frase del libro Cuentos Chinos (Andrés Oppenheimer, 2006), en donde cita al reconocido economista del MIT –Rudiger Dornbush– explicando las dificultades de ciertos países de América Latina para superar sus problemas.

“Los países desarrollados tienen normas flexibles de cumplimiento rígido. Ustedes tienen normas rígidas de cumplimiento flexible. O sea, en los países que funcionan, los Congresos actualizan sus leyes periódicamente, pero una vez que lo hacen sus gobiernos las hacen cumplir. En los otros, las leyes son estáticas pero no necesariamente inflexibles. Mientras no se respeten las leyes y no exista confianza, los países no recibirán inversiones nacionales ni extranjeras, y tendrán que seguir”.

Por último, recordemos las palabras de Schiller: «Mediocridad, el más peligroso de los enemigos«.

[1] Benjamon Franklin en su carta a Jean-Baptiste Le Rey le dice: “Our new Constitution is now established, and has an appearance that promises permanency; but in this world nothing can be said to be certain, except death and taxes”.

(*) Abogado especialista en Derecho Público y en temas energéticos.

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La petrolera brasileña PetroRio anunció la compra de la participación de la británica BP Energy en Brasil en dos campos de producción de crudo ubicados en aguas muy profundas del país sudamericano por US$ 100 millones.

En un comunicado enviado al mercado, PetroRio informó de que se adjudicó las participaciones de un 35,7 % en el Bloque BM-C-30 (campo de Wahoo) y de un 60 % en el Bloque BM-C-32 (campo de Itaipu), ambos situados en la cuenca de Campos, por lo que se convertirá en la operadora de los dos campos del presal.

La transacción, que requiere ahora la aprobación de los reguladores, incluye además el pago de 40 millones de dólares  del proceso de unitización del primer petróleo de Itaipu.

El presal es un horizonte de explotación en aguas muy profundas del océano Atlántico, por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor y cuyas gigantescas reservas pueden convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores mundiales de petróleo.

Con la adquisición de Wahoo, la estrategia de PetroRio es formar un conglomerado de producción con el campo de Frade, que también se encuentra en la cuenca de Campos y fue adquirido por la petrolera el año pasado.

«PetroRio hace otro importante movimiento estratégico y consolida aún mas su modelo de negocios (ya consagrado en otros países) que incluyen la formación de clústers de producción», destacó la empresa en el comunicado.

El campo de Wahoo fue descubierto en 2008, tiene un potencial para producir más de 140 millones de barriles y está localizado a unos 30 kilómetros del campo de Frade.

La compañía calcula una productividad media inicial superior a los 10.000 barriles por día por pozo y una producción total que podría superar los 40.000 barriles por día en Wahoo, según estudios preliminares.

PetroRio proyecta gastar unos 800 millones de dólares (675 millones de euros) en el desarrollo del proyecto, cuya conexión con el campo de Frade debe incluir cuatro pozos productores y dos pozos inyectores, conectados a una isla de válvulas submarina para el desagüe del óleo producido.

La petrolera pretende realizar dicha inversión en asociación con los demás miembros del consorcio (la francesa Total y la indiana IBV), aunque todavía no ha decidido la fuente de financiación.

https://es.investing.com/news/commodities-news/la-brasilena-petrorio-compra-la-participacion-de-bp-en-dos-campos-del-presal-2059000

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Snam SpA de Italia acordó comprar el 33% de la empresa de tecnología electroquímica Industrie De Nora SpA como parte de su expansión en el negocio del hidrógeno. La compañía de gasoductos más grande de Europa está comprando una participación minoritaria en el diseñador, fabricante y proveedor italiano de tecnología de electrodos y agua a Blackstone Group Inc. De Nora está valorado en US$ 1.400 millones.

El acuerdo es parte del impulso del director ejecutivo de Snam, Marco Alvera, en la tecnología después de que la Unión Europea pusiera el hidrógeno en el centro de las medidas para reducir los gases de efecto invernadero y alcanzar la neutralidad climática para 2050. “Vemos mucho potencial para que De Nora continúe creciendo, y el hidrógeno permite que ese crecimiento se acelere aún más”, dijo Alvera en una llamada con analistas.

El hidrógeno, si se fabrica con energías renovables, podría reemplazar el carbón, el petróleo y, finalmente, el gas natural, y ayudaría a eliminar alrededor de un tercio de las emisiones de industrias como el acero y el cemento para mediados de siglo.

De Nora no es el primer paso de Snam hacia el hidrógeno. La compañía acordó el mes pasado invertir en ITM Power Plc, que produce electrolizadores, un componente crucial en la tecnología del hidrógeno. También tiene una asociación con la compañía ferroviaria estatal Ferrovie dello Stato Italiane SpA para la tecnología de trenes propulsados ​​por hidrógeno.

Goldman Sachs Group Inc. estima que el mercado del hidrógeno podría tener un valor de 10 billones de euros para 2050 a nivel mundial solo para los servicios públicos.

“Nuestra inversión en De Nora se basa en la exitosa historia de Blackstone de apoyar a las empresas familiares emprendedoras para lograr sus objetivos”, dijo Andrea Valeri, directora general senior y presidente de Blackstone Italia.

https://www.worldoil.com/news/2020/11/19/italy-s-largest-pipeline-firm-continues-push-into-hydrogen-tech

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Dos condiciones resultan actualmente determinantes para pensar el futuro de la industria energética a nivel internacional: la recuperación post-pandemia y las elecciones presidenciales de Estados Unidos. En un evento organizado por AmCham y el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) tres especialistas explicaron cuáles son las propuestas del presidente norteamericano en materia de energía y el futuro de las inversiones estadounidenses en la Argentina.

El demócrata Joe Biden asumirá el 20 de enero el máximo cargo convirtiéndose en el 46° mandatario de Estados Unidos pese a que el presidente saliente Donald Trump se niega a reconocer su derrota e inició más de 100 presentaciones judiciales para solicitar un recuento de votos.

Entre sus principales anuncios, Biden afirmó el regreso de Estados Unidos al Acuerdo de París y destacó la importancia de poner en marcha la transición hacia las energías limpias con el objetivo de alcanzar la neutralidad de carbono en 2050.

En este sentido, la ex alcaldesa de Houston, Annise Parker, aseguró ayer que se esperan notables cambios en la administración estadounidense y señaló que “Biden está muy interesado en poner salvaguardas ambientales, mejorar normas de salud y seguridad y planificar la salida de los combustibles fósiles”. Respecto del Acuerdo de París, Mark Jones, director del Baker Institute Rice University, consideró que se trata de “una muestra simbólica de que Estados Unidos está presente en la lucha contra el cambio climático junto al resto de los países del mundo”.

Aún así, el directivo aclaró que -si bien las intenciones son claras-, la transición no será sencilla: “Si Biden no se hace con el poder en el Congreso para aprobar leyes e implementar reformas sustanciales en la industria petrolera de acá a dos años, va a tener que trabajar en los márgenes para girar de dirección. Aún así, el presidente electo pretende avanzar con la transición energética. Por eso digo que los mejores días de la industria petrolera están en el pasado”.

Readaptación

“Biden no es el diablo para la industria petrolera, así como Trump no fue su salvador”, sentenció Parker y agregó que “Donald Trump se movía en un terreno de comportamiento errático y en una constante toma de decisiones impredecibles. Ahora es momento de cambiar no solo para adaptarse a la cuestión climática, sino también a las fuerzas de mercado que están en juego y se están transformando y todo esto sin olvidar que son procesos largos porque la transición no es gratuita, requiere inversión”.

Ante este panorama una pregunta se torna crucial: ¿hay expectativas por parte de empresas estadounidenses para invertir en el sector energético de nuestro país?

Sofía Adrogué, presidenta de SAPC y socia de Diamond McCarthy LLP, resaltó que “en términos de lo que pasó en energía, la pandemia ha borrado casi una década de crecimiento y de demanda mundial de petróleo en un solo año. La cantidad de pozos completados cayó un 50 por ciento. En cuanto al crecimiento de producción en 2021 en Estados Unidos será plano. Este pronóstico asume que las nuevas perforaciones y terminaciones serán suficientes para reemplazar la producción en declive de los pozos existentes”.

Para la influyente abogada, la energía constituye un rompecabezas complejo en el que interviene la geopolítica, el medio ambiente y la tecnología. “Puntualmente para que haya inversiones en Argentina es necesario entender la importancia de la estabilidad, la transparencia, los requisitos de un contrato y su cumplimiento, la conectividad y las condiciones locales. Si económicamente hay un interés de hacer las cosas bien van a existir oportunidades”. Y concluyó: “Para Houston, la capital energética de Estados Unidos, es de gran importancia hacer negocios con Argentina”.

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El Directorio del Banco Central aprobó las condiciones para el acceso libre al mercado de cambios de las empresas que participen del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural 2020-2024, tanto para la repatriación de inversiones, las rentas que generen y el vencimiento de capital e intereses de endeudamientos financieros por los desembolsos realizados a partir del pasado 16 de noviembre.

El plan fue creado por el decreto 892/20 y en el artículo 9 delegó en el Banco Central las condiciones para que puedan acceder al mercado oficial las empresas que participan de la iniciativa oficializada el lunes pasado.

Las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos a accionistas no residentes a partir de cumplirse el segundo año de la inversión y cuando correspondan a balances cerrados y auditados, por un monto que no supere el que les corresponda según la distribución determinada por la asamblea de accionistas.

Para la cancelación del vencimiento de servicios de capital e intereses de endeudamientos con el exterior, se exigirá que la deuda tenga una vida promedio no inferior a los 2 años.

En el caso de repatriación de inversiones directas de no residentes, se aclaró que se permitirá a partir del segundo año hasta el monto de los aportes de inversión directa liquidados en el mercado de cambios.

En el caso de reducción de capital y/o devolución de aportes irrevocables realizadas por la empresa local, podrán acceder al mercado de cambios cuando se cuente con la documentación que demuestre que se han cumplimentado los mecanismos legales previstos y se haya verificado que se encuentra declarada en la última presentación vencida del “Relevamiento de activos y pasivos externos”.

En todos los casos, la entidad deberá contar con la documentación que le permita constatar el carácter genuino de la operación a cursar, que los fondos fueron destinados a financiar proyectos comprendidos en el mencionado plan y el cumplimiento de todos los requisitos aplicables de las normas de “Exterior y Cambios”, menos los exceptuados en la presente.

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La empresa líder en tecnología Panasonic, la empresa energética Equinor y el grupo industrial Hydro han firmado un Memorando de Entendimiento (MoU) para formar una asociación estratégica para explorar las posibilidades de establecer un negocio europeo de baterías sostenible y competitivo en costos.

Las compañías trabajarán juntas hacia el verano de 2021 para evaluar el mercado de baterías de iones de litio en Europa y madurar el caso comercial para un negocio de baterías ecológicas ubicado en Noruega. Las empresas tienen la intención de que esta iniciativa se base en la tecnología líder de Panasonic y se dirija al mercado europeo de vehículos eléctricos y otras aplicaciones.

Las empresas también investigarán el potencial de una cadena de valor de baterías integrada y la ubicación conjunta de los socios de la cadena de suministro. Los hallazgos de esta fase exploratoria inicial constituirán la base para decisiones posteriores.

Mototsugu Sato, vicepresidente ejecutivo de Panasonic, dijo que la compañía ve la asociación estratégica con Equinor e Hydro como una base potencial para el futuro desarrollo y crecimiento en el sector de energía / baterías en la región europea.

“Esta colaboración combina la posición de Panasonic como empresa de tecnología innovadora y líder en baterías de iones de litio, con la profunda experiencia industrial de Equinor e Hydro, ambos importantes actores globales, para allanar potencialmente el camino para un negocio de baterías robusto y sostenible en Noruega”, afirmó el directivo.

“Nuestras empresas buscan ser líderes en la transición energética. La creación de esta asociación de baterías de clase mundial demuestra la ambición de Equinor de convertirse en una amplia empresa de energía. Creemos que el almacenamiento de baterías desempeñará un papel cada vez más importante para llevar los sistemas de energía a cero emisiones netas. Al unir nuestras diferentes áreas de experiencia en energía, nuestras empresas buscarán crear un negocio de baterías que sea rentable, escalable y sostenible”,  afirmó Al Cook, vicepresidente ejecutivo de Estrategia Global y Desarrollo Comercial en Equinor.

La electrificación es un elemento fundamental en la transición de Europa hacia cero emisiones netas en 2050, y se espera que las baterías jueguen un papel vital en esto, especialmente en el sector del transporte, donde la demanda está creciendo rápidamente.

Como parte de esta fase inicial, las empresas se involucrarán directamente con clientes potenciales en las industrias automotriz y no automotriz de Europa y entablarán un diálogo con las autoridades relevantes en Noruega y en Europa con el objetivo de garantizar condiciones marco competitivas para esta iniciativa conjunta de baterías. Se esperan hallazgos preliminares para mediados de 2021.

https://www.worldoil.com/news/2020/11/18/equinor-panasonic-and-hydro-team-up-for-green-battery-development

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Las principales petroleras que operan Nigeria han pedido a las autoridades locales que aumenten la vigilancia de sus activos petroleros y de infraestructur , en medio de las crecientes protestas contra la represión policial y los planes de recortes de empleos en el sector energético.

El desempleo supera el 40% en las regiones productoras de energía de Nigeria. Observadores del sector afirman que una mayor pérdida de puestos podría agravar los problemas de explotación de oleoductos, refinación ilegal de petróleo y ataques piratas, según consignó la agencia Reuters.

Las protestas y los recortes de empleo previstos están agravando aún más el desempleo en el delta del Níger, la región productora de petróleo de Nigeria, y las empresas y organizaciones sin fines de lucro temen un aumento en el robo de petróleo en los oleoductos.

Tres fuentes cercanas a las empresas, que hablaron bajo condición de anonimato, dijeron a Reuters que las principales firmas habían pedido una vigilancia más estricta y organizaciones no gubernamentales sostuvieron que había riesgo de que se cometieran crímenes.

«Va a aumentar la desesperación en la región, lo que conduce a la delincuencia», afirmó Ken Henshaw, director ejecutivo de la ONG We The People, con base en Port Harcourt.

Chevron planea recortar el 25% de su fuerza laboral en Nigeria, que según IndustriALL Global Union incluía 1.000 puestos de trabajo.

Las petroleras ya no ofrecen suficientes puestos de trabajo para satisfacer las necesidades de empleo en la región, que tiene pocas industrias adicionales.

Royal Dutch Shell y ExxonMobil han anunciado recortes de empleo a nivel mundial, pero dijeron que no saben cuántos vendrán en Nigeria. Eni no hizo comentarios, mientras que Total no ha anunciado recortes y afirmó que no había reducido los salarios en Nigeria.

El sindicato petrolero Pengassan dijo que aproximadamente 200.000 nigerianos trabajan en el sector del petróleo y el gas. Los sindicatos están luchando contra todos los recortes.

El desempleo de Nigeria alcanzó el 30% en el segundo trimestre, y los estados productores de petróleo de Akwa Ibom y Rivers tuvieron el segundo y tercer total más alto a nivel nacional, con un 45,2% y un 43,7%, respectivamente. En los cuatro principales estados productores de petróleo, 4,8 millones de personas no tuvieron trabajo en el segundo trimestre.

Las tasas de desempleo en los principales estados productores de petróleo de Nigeria en el Delta superan el 45 por ciento.

La creciente tensión en el principal productor de petróleo de África provocó la reacción del Departamento de Estado de EE. UU., Y el secretario Mike Pompeo  dijo  a fines de octubre que «Estados Unidos condena enérgicamente el uso de fuerza excesiva por parte de las fuerzas militares que dispararon contra manifestantes desarmados en Lagos, causando muerte y heridos».

La industria del petróleo y el gas representa alrededor del 10 por ciento del producto interno bruto (PIB) de Nigeria, mientras que los ingresos por exportaciones de petróleo representan el 86 por ciento de los ingresos totales.

https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/Oil-Majors-Look-To-Bolster-Security-In-Nigeria-Amid-Protests.html

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La producción de petróleo crudo en el Golfo de México de Estados Unidos tuvo su peor caída en agosto pasado  desde septiembre de 2008, debido a los cierres que obligó el paso de los huracanes Marco y Laura, según informó la Administración de Información de Energía (EIA).

 En agosto, la producción de petróleo del Golfo de México disminuyó en un 27 por ciento, o en 453.000 barriles por día (bpd), en comparación con julio, estimó la EIA. La producción total promedió 1.2 millones de bpd en agosto de 2020, que fue la tasa de producción más baja en casi siete años. 

Los huracanes Marco y Laura tocaron tierra en la costa del Golfo con tres días de diferencia a fines de agosto y aumentaron la magnitud de los cierres debido a que los operadores bombeaban volúmenes reducidos de petróleo crudo durante 15 días, dijo la EIA.

En lo que va del año, cinco huracanes y una depresión tropical han interrumpido la producción de petróleo en el Golfo de México, ya que la temporada de huracanes del Atlántico de este año se convirtió en la más activa registrada con 30 tormentas. Tantas fueron las tormentas este año que el Centro Nacional de Huracanes se quedó sin los nombres planificados y comenzó a referirse a ellos como letras griegas.

El último huracán que provocó cierres en el Golfo de México fue Zeta, que obligó al cierre del 66,6 por ciento de la producción de crudo en el Golfo de México el 28 de octubre, con 228 plataformas evacuadas.

La temporada récord de huracanes en el Atlántico obligó a los operadores del Golfo de México a cerrar la producción de un total de 41 millones de barriles de petróleo durante toda la temporada, los datos más cerrados en datos que datan de 2010.

Según las estimaciones de Bloomberg , los cierres de la producción de petróleo durante esta temporada de huracanes fueron iguales a 270.000 barriles por día (bpd), o aproximadamente la producción diaria del pequeño productor de la OPEP, Congo.

La producción de petróleo del Golfo de México se recuperó a un promedio de 1,73 millones de bpd en septiembre, pero luego cayó a 1,29 millones de bpd en octubre debido a los huracanes Delta y Zeta.

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Hurricanes-Led-To-Steepest-Fall-In-Gulf-Of-Mexico-Oil-Production-Since-2008.html

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El Parque Solar Cauchari, de 300 MW de capacidad instalada, ubicado en la provincia de Jujuy, es el principal emprendimiento fotovoltaico del país. En diálogo con Nicolás Gandini, como parte del ciclo de entrevistas que organiza EconoJournal, el abogado Guillermo Hoerth que preside el proyecto y Felipe Albornoz, titular de JEMSE (Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado) brindaron detalles sobre la iniciativa, tanto desde el punto de vista técnico como de su impacto regional.

Entrado en habilitación comercial el 26 de septiembre, Guillermo Hoerth define al proyecto como “uno de los pocos casos en que la conexión a la red es simultánea con la puesta a punto y el período de adaptación de la planta. Es decir que, mientras ajustamos la planta, producimos energía y la entregamos al sistema, cumpliendo el contrato con Cammesa”.

Felipe Albornoz, señaló que JEMSE está acompañando el proyecto como accionista. “Seguimos trabajando para ampliar el proyecto en 200 MW y buscar nuevos emprendimientos similares en la zona”, remarcó. Con respecto a la ampliación aseguró que “se enviaron todos los formularios y estamos sujetos a la autorización de Nación”. Además, sostuvo que “se está trabajando en otras propuestas relacionadas a la energía fotovoltaica en la región como parques de energía distribuida de entre 8 y 10 MW”, aseguró.

La puesta en marcha

Casi un millón de paneles ocupan la superficie de los parques y debajo de la tierra hay 3500 kilómetros de cable, un viaje ida y vuelta de Jujuy a Buenos Aires. “Es una planta moderna desde el punto de vista tecnológico porque permite trabajar sobre sub-plantas de 3 MW cada una. Entonces, si hacemos ajustes en alguna parte, el resto sigue funcionando y podemos despachar en función de la instrucción que le demos al sistema”, aseguró Albornoz.

La construcción de la planta implicó 390 millones de dólares más el costo de conexión de 33 millones sin tener en cuenta los impuestos e intereses de financiamiento que demandan la emisión de un bono de la provincia y un crédito del asiático Eximbank. Hoerth sostuvo que “alrededor de 100 millones del costo local de inversión se volcaron en el mercado interno de Jujuy. Muchas empresas regionales prestaron servicios y, por otro lado, a través del Ministerio de Producción de la provincia se desarrollaron cooperativas que aportaron valor en la vecindad. Trabajaron 1700 empleados en total”.

En la misma línea, se firmó también un convenio entre el Ministerio de Educación de la provincia y la Universidad del Ministerio de Defensa para capacitar 600 trabajadores de 102 comunidades originarias en actividades como instalación eléctrica y metalmecánica. “Desde JEMSE, apuntamos a generar negocios, emprendimientos y procesos productivos aprovechando los recursos de la puna”, indicó Felipe Albornoz y sentenció, a raíz de las críticas y cuestionamientos a la provincia por pensar sólo en la renta, que “no se apunta sólo al rendimiento económico. Este proyecto en la segunda zona del mundo que tiene más radiación, es un hito a nivel nacional, cuida el medio ambiente, genera empleo, establece una matriz de producción y provoca el movimiento de la producción local”.

Los desafíos

“La logística no fue nada fácil”, dijo Guillermo Hoerth. “Es una región que presenta dificultades de acceso y había que subir 3800 contenedores a 4200 metros de altura. Por otro lado, las condiciones climáticas son terribles, en las noches de invierno la temperatura baja a menos 18 grados, entonces el horario para coordinar la logística comienza a las 9 de la mañana y finaliza a las 3 de la tarde desde mayo hasta septiembre”.

Otro desafío importante consistió en realizar el análisis de los materiales y sus componentes para que resistan la altura y la velocidad de los vientos. El diseño se pensó tomando en cuenta una hipótesis de ráfagas de viento a 180 kilómetros por hora. En esta línea, tener a disposición la experiencia china fue fundamental teniendo en cuenta que hay proyectos en altura en determinadas zonas de Asia.

La construcción de la planta fue ejecutada por las contratistas Power China y Shangai Electric. El presidente de JEMSE destacó el compromiso y la buena comunicación que se entabló con los profesionales chinos y aseguró que el contacto sigue vigente para abordar cuestiones de asesoramiento y financiamiento. “Nosotros aportamos desde el punto de vista de la ingeniería que es poco común en lo que hace al rol del dueño”, expresó Hoerth.

“Los chinos tienen mucho compromiso en su palabra, aunque lógicamente hay diferencias. Por ejemplo, ellos no piensan en la duración de un material a largo plazo porque tienen capital de sobra, en cambio nosotros proyectamos un transformador y no lo queremos cambiar nunca más. Hubo que compatibilizar desde ese lugar y desde el punto de vista cultural se dio un intercambio interesante”, agregó.

El proyecto del Parque Solar Cauchari evidencia la posibilidad de que empresas estatales sirvan de driver para generar crecimiento y dinamizar la producción y el desarrollo de energías renovables en regiones que tienen importantes necesidades socio-económicas. Tal como señalaron ambos entrevistados, “el rol de las empresas del Estado se pone a la vanguardia para generar un ahorro en la provincia de Jujuy con miras hacia el desarrollo económico de las futuras generaciones”.

Por último, teniendo en cuenta los recursos de litio que tiene la puna, -especialmente Jujuy, Salta y Catamarca-, Albornoz subrayó que “el litio es esencial en la provincia y estamos seguros de su gran futuro. Tenemos intención de trabajar la tecnología de las baterías de litio. Ya cerramos convenio con la Universidad Nacional de la Plata para desarrollar un modelo de conversión de buses tradicionales a eléctricos. Estamos trabajando en la electro-movilidad. En base a este prototipo podemos analizar la conveniencia, los precios y la competitividad. Es un proyecto sustentable de 18 meses que esperemos, arroje buenos resultados”.

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Después de una serie de importantes descubrimientos de petróleo en alta mar de Guyana, ExxonMobil y sus socios descubrieron que el pozo más profundo perforado hasta el momento en alta mar del país latinoamericano no tenía potencial comercial para un desarrollo independiente.

El pozo Tanager-1 ha sido reportado como un descubrimiento de petróleo, que actualmente se considera no comercial como desarrollo independiente, dijo un socio minoritario en el Bloque Kaieteur, Westmount Energy, en una presentación a la Bolsa de Valores de Londres el Martes.  

Westmount Energy posee el 5,4 por ciento de Cataleya Energy, la empresa matriz de Cataleya Energy Limited, que tiene el 25 por ciento en Kaieteur Block operado por una subsidiaria de ExxonMobil.

“El resultado del pozo de exploración Tanager-1 ha demostrado ser una mezcla de resultados – confirmando la extensión del fairway de juego de Liza en el bloque Kaieteur pero aparentemente se queda corto en los niveles estratigráficos más profundos”, dijo el Presidente Ejecutivo de Westmount Gerard Walsh.

El descubrimiento de petróleo no comercial en el pozo más profundo perforado hasta el momento en las afueras de Guyana es un raro error para Exxon y sus socios, que han encontrado importantes recursos de petróleo en los últimos años.

Exxon  anunció a principios de septiembre su decimoctavo  descubrimiento de petróleo en la costa de Guyana, que se suma a su estimación anterior de más de 8.000 millones de barriles de recursos recuperables descubiertos en el área. 

A fines de septiembre, Exxon dijo que había tomado la decisión final de inversión en el campo costa afuera de Payara en Guyana, esperando que Payara produjera hasta 220,000 bpd de crudo cuando comience la producción comercial en 2024.

Este sería el tercer proyecto de desarrollo offshore del supermajor en Guyana, que saltó a la fama gracias a una serie de descubrimientos en el bloque Stabroek realizados por Exxon y su socio Hess Corp.

En menos de cinco años, Exxon y sus socios en el bloque Stabroek hicieron más de una docena de descubrimientos de calidad en el bloque, convirtiendo a Guyana en la nación productora de petróleo más nueva el año pasado. Guyana se unió oficialmente a las filas de los productores de petróleo a fines de diciembre de 2019, después de que Exxon y sus socios  comenzaran a producir petróleo en  alta mar. 

https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/Exxons-Deepest-Guyana-Oil-Well-Disappoints.html

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El Departamento del Tesoro de EE.UU. volvió a extender,  ahora hasta el 3 de junio de 2021, la licencia que permite a Chevron continuar con sus operaciones esenciales en territorio venezolano, pese a las sanciones aplicadas por Washington contra la compañía estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa).

La medida, que solo aplica para «el mantenimiento limitado de operaciones esenciales en Venezuela o la liquidación de operaciones para determinadas entidades», también incluye a las empresas Halliburton, Schlumberger Limited, GE Baker Hughes y Weatherford International.

El permiso garantiza la preservación de activos y la seguridad del personal de esas empresas en suelo venezolano, así como la cancelación de impuestos locales y el pago de salarios a empleados o contratistas.

El pasado mes de abril, el gobierno de EE.UU. ordenó a Chevron «cesar gradualmente» sus actividades petroleras en Venezuela, hasta un simple «mantenimiento» de sus activos. La última licencia otorgada para tal fin expiraba este 1 de diciembre.

Chevron, la segunda petrolera de EE.UU. y la séptima del mundo, es la última gran compañía estadounidense que aún opera en el sector del crudo en Venezuela, donde tiene participación en varias empresas mixtas con Pdvsa como Petropiar y Petroindependencia, en la Faja Petrolífera del Orinoco, o Petroboscán y Petroindependiente, en el fronterizo estado Zulia.

https://www.efe.com/efe/america/economia/ee-uu-extiende-la-licencia-a-chevron-para-operar-en-venezuela-hasta-junio-de-2021/20000011-4396749

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México está avanzando con planes para nacionalizar su emergente industria del litio luego de que un miembro del gobernante partido Morena presentó un proyecto de ley en el parlamento la semana pasada , que exige que el metal de la batería sea considerado propiedad exclusiva de la nación, con la producción controlada por el estado.

Alejandro Armenta, titular de la comisión de finanzas del Senado, propone la creación de una nueva entidad estatal, LitioMex, para regular la minería de litio.

 “No se trata de cerrar la puerta a la inversión”, dijo Mena en una sesión on line del parlamento. “Es necesario que exista una regulación (…) Actualmente estamos regalando nuestro litio a chinos, estadounidenses y canadienses (…) No deberíamos ser un paraíso para la explotación. Eso se llama saqueo».

México ya ha ahuyentado a los inversores privados al renegociar los contratos de gasoductos que el gobierno declaró exorbitantes. También ha intentado cambiar las regulaciones para proyectos de energía renovable.

Ojos en Sonora

Hasta el momento, México no es un gran productor de litio. Pero la situación comenzará a cambiar cuando Bacanora Minerals  y el socio de riesgo compartido Ganfeng Lithium comiencen la producción comercial en su proyecto de Sonora, que se espera para 2023. La mina producirá inicialmente 17.500 toneladas de litio por año. A pleno rendimiento, Sonora generará 35.000 toneladas de metal de batería por año.

Ganfeng, que cotiza en Hong Kong y tiene acuerdos para suministrar litio a Tesla y a LG Chem de Corea del Sur, aumentó recientemente su participación del 22,5% al ​​50% en el proyecto, que cree que es de «clase mundial».

El director ejecutivo Wang Xiaoshen ha expresado sus reservas sobre los planes del país para su industria del litio. “Puede que la nacionalización no sea una buena idea; hay muchos malos ejemplos de nacionalización de recursos ”, dijo Wang en septiembre. “Un ejemplo es Bolivia. Hay grandes recursos de litio allí, pero durante muchos años no se ha construido ningún proyecto porque los bolivianos no permiten que las empresas extranjeras posean propiedades mineras. Ese es un gran obstáculo para atraer inversiones», aseguró.

Sin embargo, Armenta afirma que el valor de los recursos de litio de México es más de cuatro veces la deuda soberana del país y, como tal, podría ser una solución a los problemas económicos actuales de la nación.

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La energética Iberdrola y Bayer en España han anunciado hoy la firma del primer contrato de compraventa de electricidad a largo plazo (PPA) entre una energética y una farmacéutica en España, generada por fuentes de generación limpia.

En virtud de este acuerdo, Iberdrola suministrará electricidad 100% renovable para cubrir la totalidad del adquisitivo de electricidad de los 9 centros de Bayer en España, entre los que se encuentran 3 fábricas, 5 centros de investigación y desarrollo (I+D) y las oficinas centrales de la compañía para Iberia.

Esta iniciativa será efectiva en el 100% de estos centros a partir de 2022 y durante diez años, con la energía generada por la planta fotovoltaica Francisco Pizarro, la planta fotovoltaica más grande proyectada en la actualidad en Europa, que Iberdrola levantará en Extremadura y de la que ya tiene la aprobación del impacto medioambiental (DIA). Se prevé que esté operativa en 2022 y tendrá una potencia instalada de 590 MW.

Hasta el momento en que entre en operación la planta, el acuerdo contempla un ‘contrato puente’ con el que Bayer realiza desde ahora un consumo eléctrico total sin emisiones, con garantía de origen renovable (GDO).

Iberdrola y ya firmaron en México un PPA por el que la farmacéutica consume energía verde generada por el parque eólico terrestre Santiago, ubicado en el estado de Guanajuato.

Bayer anunció a finales del año pasado su compromiso por conseguir una huella neutral de emisiones en todo el mundo para 2030.

La inversión en el proyecto fotovoltaico Francisco Pizarro se elevará a unos 300 millones de euros. El proyecto forma parte del plan de inversión en renovables de Iberdrola en Extremadura, que prevé la instalación de unos 2.000 MW verdes a 2022.

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Repsol y Sinopec mantienen una dura batalla arbitral por la operación de compra de los activos británicos de Talisman. La compañía china reclamó en julio de 2015 una indemnización de 5.000 millones de dólares por los daños que presuntamente le generó esta operación. Dos años después, la petrolera española presentó otra demanda arbitral para exigirle a la china una compensación por cualquier daño que pudiera sufrir como consecuencia del primer arbitraje.

La situación de este conflicto encara ahora su recta final. La petrolera española espera que el arbitraje que presentó Sinopec en su contra pueda resolverse en el segundo semestre del próximo año y, al mismo tiempo, está avanzando en la demanda que ella misma impuso contra la asiática.

Según ha indicado la petrolera a la CNMV, el próximo 21 de mayo tendrá lugar la vista para dilucidar el arbitraje impuesto por Repsol contra Sinopec por los daños que pueda producirle cualquier decisión adversa sobre el arbitraje inicial.

En estos momentos, los abogados están en labores de preparación de las pruebas sobre la actuación de Sinopec en los meses previos a la operación de compra.

Además de este arbitraje, la compañía dirigida por Josu Jon Imaz ha dado más pasos para hacer frente a la ofensiva de Sinopec. Repsol impugnó el pasado 28 de abril uno de los laudos parciales que daba la razón a la petrolera china ante la High Court de Singapur. Esta entidad ya ha trasladado al Singapore International Commercial Court el caso y se estima que el recurso de anulación se resolverá en el segundo trimestre de 2021.

Repsol provisionó en su momento 837 millones para hacer frente a este litigio pese a que asegura que el riesgo era limitado.

El arbitraje en curso de Sinopec contra Repsol se ha definido en dos partes. En la primera fase se tiene que determinar si hay responsabilidad y en la segunda se decidirá sobre la cuantificación de los daños.

Según explicó la petrolera, en estos momentos este millonario proceso está en la primera fase y, por el momento, se ha decidido que en la parte correspondiente al incumplimiento de Warranties se ha desestimado los argumentos de la petrolera china y en lo que respecta a la existencia de Fraudulent Misrepresentation y la aplicación de ciertas Indemnities en relación con la disputa sobre las reservas se ha estimado parcialmente la reclamación de Sinopec.

La petrolera explicó que el tribunal todavía tiene pendiente pronunciarse con uno o varios laudos sobre el área de producción, proyectos, mantenimiento, abandono y tramitar toda la segunda fase de cuantificación de daños.

Repsol asegura que para esta segunda parte se espera el uso de expertos para el cálculo de los daños y asegura que la disputa entre ambas compañías no está afectando al resto de negocios de la petrolera y añade que la valoración de los mismos incluso se ha visto mejorada.

Repsol y Sinopec son socios también en los negocios en Brasil donde mantienen una compañía conjunta que tiene un valor contable de 4.357 millones de euros y que logró un resultado de 258 millones en 2019, una cifra similar a la del año anterior.

https://www.eleconomista.es/energia/noticias/10893477/11/20/Repsol-abre-una-ofensiva-legal-contra-el-arbitraje-de-Sinopec-que-le-reclama-5000-millones.html

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Tras haber recorrido las distintas etapas del concurso, ENERGIA ITINERANTE, la iniciativa creada por Camuzzi para fomentar la cultura local y la música de artistas emergentes, llega a su instancia final: las artistas RO SOSA y LIYAH se medirán “en vivo” en un último duelo que tendrá lugar el próximo viernes 20 de noviembre a las 19.30 hs. en la cuenta oficial de Instagram @camuzzigas.

Estas dos mujeres, con voces cautivantes y un estilo único, se impusieron a lo largo de todo el certamen, destacándose entre los más de 280 artistas que participaron de esta nueva edición del concurso, en el que se registraron más de 20.000 votos a lo largo de las diferentes instancias de eliminación.

Representando a la ciudad de Tandil, la artista que buscará ganar la final con la interpretación de su tema Buscando, es Ro Sosa, mientras que, en representación de Trelew, la artista chubutense Liyah intentará imponerse con su tema Quien va a ser?.

La conducción del evento estará en manos del “Pollo Alvarez”. Se tratará de un encuentro en vivo y en la cuenta oficial de Instagram @camuzzigas, y en donde el público – al igual que en todo el certamen- deberá indicar a través de un like quien es su artista preferida. La más votada será la ganadora de esta nueva edición de ENERGIA ITINERANTE; y quien accederá al premio de $150.000 para seguir potenciando su proyecto artístico.

Además, y por el solo hecho de haber llegado hasta la final, LIYAH y RO SOSA estarán colaborando con dos instituciones sin fines de lucro de sus respectivas ciudades (Comedor del Corazón en Trelew y Banco de Alimentos de Tandil). Cada una de estas instituciones recibirá 400kg., de alimento no perecedero, como forma de acompañar también a través de este certamen, el espíritu de compromiso con la comunidad de dichas organizaciones.

Energía Itinerante tiene como objetivo fomentar la visibilidad de los músicos emergentes, alentar la creatividad y el desarrollo de los talentos locales. Esta iniciativa se desarrolla en el marco del programa “Más cerca de nuestra comunidad” de Camuzzi, como parte de la estrategia de la sustentabilidad de la compañía. 

Entre 2019 y 2020, más de 500 músicos emergentes de las ciudades de Bahía Blanca, Coronel Pringles, Punta Alta, Sierra de la Ventana, Trelew, Rawson, Puerto Madryn y Tandil han sido parte del concurso, mostrando su arte a miles y miles de personas. ENERGÍA ITINERANTE es una iniciativa musical plural en la que ya han participado bandas y solistas de todos los géneros musicales: rock, pop, metal, cumbia, hip-hop y blues son algunos de los estilos musicales que han pasado por el “escenario” de ENERGIA ITINERANTE. 

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Jaqueadas por el congelamiento tarifario, las subdistribuidoras gasíferas atraviesan una profunda crisis y algunas han decidido reducir su participación en el negocio o directamente retirarse transfiriéndoles la obligación de prestar al servicio a las distribuidoras, que operan como proveedoras de última instancia. Las que están transitando ese camino son la operadora marplatense CAMET y la estatal Hidrocarburos del Neuquén (Hidenesa). En ambos casos es Camuzzi quien deberá continuar con la prestación del servicio.

La figura del subdistribuidor está contemplada en el decreto 1738/92 y en las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución aprobada por el decreto 2255/92. Se lo define como un cliente autorizado por la Autoridad Regulatoria para operar cañerías de gas que conectan el Sistema de Distribución de la distribuidora con un grupo de usuarios.  Tiene con esos usuarios las mismas obligaciones que rigen para las distribuidoras, pero no es considerado como proveedor de última instancia.

Su tarea ha sido y es esencial en aquellas áreas geográficas en donde las distribuidoras declinan su derecho de prioridad, tanto para la construcción del emprendimiento como de su operación y mantenimiento. En la actualidad, hay 17 subdistribuidoras autorizadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), entre las cuales figuran cooperativas, empresas privadas e incluso operadores estatales como Hidenesa, Bagsa y Distrigas.

Una modificación regulatoria que introdujo el ente en 2017 erosionó su margen de operación, ya que algunas subdistribuidoras pagan el gas más caro de lo que lo abona un cliente R1 a la distribuidora. A su vez, el congelamiento tarifaria, vigente desde abril de 2019, constituyó el golpe de gracia para estos operadores que han visto incrementar sus costos mientras sus ingresos permanecen fijos. El principal problema lo enfrentan las firmas más pequeñas que no pueden compensar los menores ingresos a partir de la escala del negocio.

La primera reacción fue dejar de pagar el gas. De hecho, 13 de esas 17 subdistribuidoras tienen deudas por no abonar el fluido. Sin embargo, ahora algunas compañías directamente tomaron la decisión de reducir su negocio o directamente dejar de prestarlo. En el sector afirman que en el Enargas funciona una comisión que se ocupa del tema, pero en todos estos meses de gestión no le aportó ninguna solución a los operadores.

Los casos de Camet e Hidenesa

Camet es una cooperativa que no solo brinda servicio de gas sino también de electricidad, telefonía e internet. Lo que decidió la firma es desentenderse de la provisión de gas. Por lo tanto, unos 200 usuarios pasarán a ser abastecidos directamente por Camuzzi.

Son los barrios El Tejado, La Laura, Castagnino, Las Margaritas, Santa Angela, 2 de abril y el Sosiego. Muchos de ellos están entre el aeropuerto y la entrada a Mar del Plata, sobre la ruta 2. Para los vecinos el único cambio es que pasaran a recibir la factura de Camuzzi y pasarán a ser atendidos por las vías de comunicación que ofrece esta compañía, pero la red la red y el medidor seguirán siendo los mismos. Además, no habrá cambios en las tarifas.

El caso de Hidenesa es diferente. La compañía controlada por el gobierno de Neuquén presta servicio en unas 30 localidades y cuenta con unos 20 mil usuarios en la provincia. La decisión que le comunicó a Camuzzi y al ente regulador es que dejará de proveer gas solo en 4 localidades pequeñas que tienen entre 90 y 200 medidores cada una. Son Santo Tomás, Villa El Chocón, Las Buitreras y Los Catutos.

Los casos de Bagsa y Distrigas

Entre los principales deudores figuran Bagsa y Distrigas, pero a diferencia de las cooperativas estas subdistribuidoras son estatales. Por ejemplo, la deuda total de las subdistribuidoras con Camuzzi llega a los 1500 millones de pesos y las que más deben son justamente Distrigas, que opera en la provincia de Santa Cruz, y la bonaerense Bagsa.

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