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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

La entrada Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

La entrada Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

La entrada Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

La entrada Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Cómo se inserta el proyecto de GNL que impulsa Massa en medio de la profunda reforma de los mercados energéticos de Europa

*Por José Luis Sureda

El artículo 1 del proyecto dice “Declárase de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina la licuefacción de gas natural con destino a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) y sus actividades asociadas, vinculadas con su almacenamiento, comercialización y transporte”. Por lo tanto, el sector upstream queda fuera del alcance de la ley. Esto es razonable para la producción de gas asociado al petróleo y para gas húmedo, donde la producción de líquidos cubre todos los costos. Pero no lo es para la ventana de gas seco.

Argentina venderá su LNG a precios internacionales mediante una fórmula que incluya un cargo fijo para garantizar el repago de las instalaciones. No somos USA, no tenemos un mercado líquido y profundo como para vender a precio boca de pozo más los cargos fijos. Venderemos a TTF (el precio que marca al gas y el LNG en Europa), que es un mercado muy líquido. La Unión Europea está en el medio de una profunda reforma de sus mercados energéticos y, entre otras cosas, analiza poner un “cap” al precio TTF en el mercado de futuros. Ya se está organizando un mercado “desregulado” para el TTF en Londres.

O venderemos a JKM (el marcador de precios para Japón, Corea, Taiwan y China). Este es un precio menos líquido que el TTF, entre otras cosas porque las ventas bajo contratos de largo plazo tienen una gran participación. Y por supuesto que para las ventas spot habrá que mirar ambos precios para arbitrar exitosamente.

En todo caso el “riesgo precio” lo tomará el gas natural en boca de pozo. Los riesgos en la boca de pozo también impactarán en las regalías por lo que las provincias productoras deberían mirar esta cuestión al momento de considerar los beneficios de la ley.

No sería extraño que a Neuquén le convenga entrar al mercado de futuros para hacer un hedging de sus regalías (una suerte de fondo de estabilización), como seguramente lo harán los vendedores de LNG y los de gas natural.

La segunda cuestión relevante se refiere a la santidad de los contratos. El artículo 26 reza: “Los beneficiarios gozarán de la garantía de transporte y suministro de gas natural destinado a la ejecución del proyecto. Los contratos de transporte y suministro de gas natural asociados al proyecto no podrán ser afectados por ningún tipo de medidas que establezcan preferencias en la asignación de la producción de hidrocarburos, la interrupción de su suministro y/o transporte, redireccionamientos, o medidas de intervención en las condiciones de su comercialización, sea directa o indirectamente”.

Este artículo es verdaderamente inquietante porque supone que la autoridad sí podría afectar a los contratos destinados a satisfacer al mercado interno.

En su artículo 27 puede leerse: “…se considerará que la exportación de GNL no afectará adversamente el normal abastecimiento interno del país cuando: el proyecto prevea el compromiso de inversión de los solicitantes de a) desarrollar uno o más yacimientos dedicados operados por los beneficiarios o bajo contrato de suministro de largo plazo; (ii) construir uno o más ductos como parte del proyecto dedicados al transporte de gas natural hasta la planta de licuefacción (en tierra o flotante)…”.

El concepto de yacimiento dedicado es restrictivo y supone que los yacimientos de gas seco serán los únicos “exportables” Esto no está alineado con la situación en el upstream, ya que muchos productores poseen participación en diferentes yacimientos, tanto de gas seco como húmedo y asociado, y buscarían hacer un “portafolio” de abastecimiento al proyecto de LNG. Es otro tema para analizar con cuidado.

También puede considerarse que, a partir de lo anterior, habrá productores “condenados” a vender su gas en el mercado interno. Si consideramos los artículos 26 y 27 en conjunto, la visión de la autoridad da un giro de 180 grados: ahora los únicos privilegiados son los exportadores. Toda la propiedad privada debe ser considerada intangible, y no solamente una parte de esta.

Pensemos en una situación en la que falta gas para el mercado interno. Es posible clasificarla dentro de 2 grandes grupos. En el primer grupo, la falta de gas se debe a una mala, o inexistente, política energética. En este caso, si el estado decide intervenir un contrato debiera hacerse cargo de todos los costos de tal decisión.En el segundo grupo, la falta de gas se debe a una fuerza mayor: la rotura de un gasoducto o un problema en un gran yacimiento. Si tal hecho afecta al mercado residencial, el regulador debe tomar las medidas necesarias para paliar la situación, y estas medidas tienen soluciones específicas a ser aplicadas por tiempos relativamente breves. Esto al margen de los remedios que los respectivos contratos de suministro tengan previstos.

Un mercado interno bien diseñado llevará a la contractualización del mismo, y estos contratos proveerán los remedios que compradores y vendedores acuerden.

El estado tiene el monopolio de la fuerza jurídica como para evitar abusos de posiciones dominantes. En términos generales me parece un buen proyecto, al que le falta una “vuelta de tuerca” para, en mi opinión, mejorar las cuestiones apuntadas.

*Ex secretario de Hidrocarburos.

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El gobierno incrementa la recaudación en casi 1000 millones al diferir hasta 2024 la devolución de IVA y Ganancias a grandes importadores

La Unión Industrial Argentina (UIA) cuestionó una resolución de AFIP que incrementa la presión tributaria al suspender hasta el 31 de diciembre el régimen de percepción que le permitía a las grandes importadoras quedar exentas del pago de los impuestos al Valor Agregado (IVA) y a las Ganancias.

La Resolución General 5339/23, publicada el miércoles en el Boletín Oficial bajo la denominación de “Suspensión momentánea del certificado de exclusión en IVA y Ganancias”, difiere el computo de las percepciones por 9 meses. De este modo, la AFIP evitará desembolsar unos 1000 millones de pesos en medio de la fuerte caída de la recaudación que enfrenta como consecuencia de la sequía. A su vez, constituye una herencia que el gobierno de Alberto Fernández le dejará al próximo gobierno que ahora será el encargado de devolver esos recursos.

Hasta ahora las empresas podían evitar el pago de esos impuestos al momento de importar pidiendo un certificado de exclusión de percepciones, siempre y cuando tuvieran un saldo a favor en la AFIP. La nueva resolución suspende esos certificados hasta fin de año. Eso significa que las empresas deberán empezar a pagar esos impuestos, aunque tengan un saldo a favor ante el organismo recaudador.

Lo que paguen ahora recién lo van a recuperar en 2024 sin intereses, lo que supone una pérdida significativa en una economía con una inflación anual por encima del 100%. A su vez, quien deberá afrontar ese pago en el futuro no este gobierno sino el próximo.

La respuesta de la UIA

Especialistas tributarios del departamento técnico de la UIA analizaron el tema y reseñaron los siguientes cuestionamientos que la entidad difundió el jueves a través de un comunicado:

La medida es inconsulta, sorpresiva y de amplia afectación y alcance al sector productivo porque encarece el abastecimiento de bienes y equipamiento importado, al aumentar el financiamiento exigido para hacer frente al pago de estas operaciones acumulando el pago de las percepciones en detrimento del capital de trabajo, sin dejar que dichos saldo a favor se computen contra otros impuestos durante 2022, en un contexto global y macroeconómico doméstico adverso con restricción de crédito, alto riesgo cambiario y altas tasas de interés.  Es pertinente recordar que, para obtener dichos certificados las industrias deben tener acumulados saldos a favor por el equivalente al 20% del promedio del impuesto determinado en las últimas 12 declaraciones juradas y cumplimentar todos los requisitos impuestos por AFIP. Es decir, afecta a empresas industriales que ya acumulan un significativo crédito fiscal a favor. La Resolución genera preocupación por el impacto en el costo financiero del sector industrial que conlleva la inmovilización del capital de trabajo producto de la aplicación de la norma.

La medida no es sustentable económicamente: implica un préstamo a tasa 0 por 9 meses de parte de las empresas importadoras argentinas al fisco por el equivalente a las percepciones por el 26% del valor de las importaciones de los próximos 9 meses (20% IVA, 6% IIGG), afectando de ese modo a las empresas que requieren insumos importados para su producción y/o realizan inversiones (ya que son en su mayoría las que cuentan con estos certificados). Por otra parte, el diferimiento de nueve meses para el cómputo de los pagos a cuenta al momento de la importación, en un contexto inflacionario del 100% anual, implica devaluar el crédito fiscal y, a valor presente, incrementar el costo financiero de las importaciones.

En términos macroeconómicos, y según las estimaciones de la misma AFIP, la medida implica un desfinanciamiento a las empresas por 979 mil millones de pesos para el año 2023 que representa 1,1% del PIB 2022 (precios corrientes). La medida tiene un claro objetivo recaudatorio, afectando la competitividad de la producción.

La medida sí afecta a las MiPyMES porque, en primer lugar, afecta directamente a las empresas medianas (tramos 1 y 2) que se ven alcanzadas por la medida. Y en segundo lugar porque en general, las micro y pequeñas, aunque no realicen importaciones en forma directa, se abastecen mayoritariamente a través de distribuidores que pueden ser afectados por esta medida, y podrían trasladarles sus efectos adversos, encareciendo el abastecimiento de insumos y equipamiento.

La norma aumenta la presión fiscal sobre el sector formal de la economía, en tanto estas percepciones constituyen una carga pública superior a lo que por alícuotas las empresas deberían pagar, por efecto de un régimen de recaudación que no tiene en cuenta el saldo a favor de la cuenta tributaria de las empresas contribuyentes. Considerando el reciente informe elaborado por la UIA (https://uia.org.ar/centro-de-estudios/4025/ceu-informe-industrial-no02-2023/) referido a la Carga Fiscal Formal comparada, esta nueva normativa eleva aún más a Argentina en los primeros puestos del ranking  de los países más gravosos de la región y del mundo.

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, Redaccion EconoJournal

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El precio internacional del litio bajó más de 22% en el primer trimestre del año

El precio internacional de carbonato de litio en enero se ubicó por encima de los US$ 80.000 la tonelada. Para fines de marzo está cotizando en alrededor de US$ 65.000 por tonelada. La caída representa un 22,5% en el primer trimestre. La tendencia se observa también con una baja de 12,6% respecto al mismo mes de 2022. Además, en las últimas dos semanas, el mineral descendió un 9,6%, según la consultora internacional Fastmarkets, una de las dos firmas a nivel internacional que publica el precio de referencia del mercado chino de litio, el mayor demandante del mundo.

Según fuentes consultadas por EconoJournal que conocen de cerca el intercambio comercial del litio a nivel internacional, “hay una baja generalizada del precio spot y se debe a varios factores. Por un lado, la demanda de autos eléctricos en china disminuyó. Hay una explicación estacional, que tiene que ver con la menor demanda por el año nuevo chino. La caída del precio también se explica por el menor consumo de los stocks de carbonato y de hidróxido de litio de las empresas que hacen baterías”.

Las mismas fuentes explicaron que otro factor que está incidiendo en el precio del litio este trimestre tiene que ver con una “presión por los contratos a plazo que está cerrando la compañía china CATL (Contemporary Amperex Technology Limited, el mayor fabricante de baterías del mundo), con precios menores”. De todos modos, las fuentes sostuvieron que “no va ser una baja sostenida, va a cambiar la tendencia”.

En búsqueda del equilibrio

Pese a la baja en el precio, la oferta en el mercado de litio a nivel mundial todavía no llega a cubrir la demanda. Si bien la producción creció significativamente entre 2021 y 2022, aún no hay suficientes proyectos en operación comercial para abastecer el ciento por ciento de las -cada vez mayores- necesidades mundiales. Los cuatro principales productores del mundo, como son Australia, Chile, China y la Argentina, vienen escalando la producción, pero los nuevos proyectos mineros no alcanzan para cubrir la exponencial suba de la demanda. Por esta razón, el precio aumentó un 400% entre 2021 y 2022.

Según las mismas fuentes, la oferta demorará algunos años en cubrir a la demanda y esto va a generar que en el corto plazo el precio del litio deje de bajar. “El valor se va a mantener porque se trata de una caída de reacomodamiento (con algunos factores estacionales). Va a bajar el precio del litio, pero se va a recuperar, no creo que a los valores estratosféricos en el que estaba, pero si va a haber un equilibrio cercano a los 50.000 o 60.000 dólares la tonelada en el precio spot”, describieron. Este valor sigue siendo relevante, sobre todo teniendo en cuenta que a principios de 2020 las transacciones eran por US$ 6.000 la tonelada.

Además, habrá que esperar cuál es el impacto en el precio del litio que tendrá la decisión que tomó el lunes pasado la Unión Europea de dejar de vender autos a combustión interna con combustibles fósiles a partir del año 2035, que generará una mayor demanda de vehículos eléctricos para el parque automotor europeo. “Los impactos en el precio no son inmediatos, se demoran. El precio del litio va a subir”, concluyeron las fuentes consultadas.

De dónde surge el precio

Hoy el litio no es un commodity con un precio publicado, por ejemplo, en el London Metal Exchange como ocurre con el cobre. El valor a nivel internacional surge de las consultoras Fastmarkets y Benchmark Mineral Intelligence, que observan principalmente las ventas de la compañía chilena SQM a China, el mayor demandante del mundo de carbonato de litio equivalente (LCE, por sus siglas en inglés). De allí surge un precio promedio de la tonelada en los contratos a plazos, que son de seis o doce meses.

Estos contratos generan un primer precio para que la demanda se asegure una provisión. Luego, los grandes fabricantes de baterías del gigante asiático negocian un nuevo valor, que es el precio spot (actualizado cada día), el mismo que en el primer trimestre del año cayó de US$ 80.000 a US$ 65.000 la tonelada.

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, Roberto Bellato

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Pan American Energy lanzó la convocatoria para su programa de becas universitarias

Pan American Energy (PAE) lanzó la convocatoria para su programa de becas universitarias destinado a estudiantes de hasta 25 años, que cuenten con buen nivel académico en carreras vinculadas a la industria energética de las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén.

Las becas PAE,que este año cumplen 20 años de vigencia ininterrumpida, hacen foco en la formación integral del estudiante, superando así la visión tradicional de apoyo económico que se tiene de una beca. A través de la Comunidad de Becarios PAE, la compañía ofrece un espacio de fortalecimiento de habilidades blandas, accesos a congresos y experiencias de intercambio con universidades de Estados Unidos.

PAE lleva adelante esta iniciativa en un trabajo articulado con la Fundación Cimientos, el Ministerio de Educación de Chubut, el Concejo Provincial de Educación de Santa Cruz, la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), la Universidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA) y la Universidad Nacional del Comahue (UNCOMA).

Inscripción

Para conocer las carreras alcanzadas y aplicar a la beca, los postulantes podrán ingresar hasta el próximo 5 de abril en www.becaspae.com

Con esta propuesta Pan American Energy busca acompañar de forma integral a los futuros profesionales para que puedan ingresar, continuar y finalizar sus estudios universitarios.

En base a esta iniciativa, Agustina Zenarruza, gerente de Sustentabilidad de Pan American Energy, explicó que “en estos 20 años el programa Becas PAE acompañó a más de 350 jóvenes que conforman una red que promueve la interacción, promoción y la colaboración, con el objetivo de ayudarlos a cumplir con sus metas de estudio y animarlos a que sean promotores activos del crecimiento de sus comunidades”.

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, Redaccion EconoJournal

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Arceo: “Argentina no puede incorporar más potencia renovable porque no tiene redes de transmisión de energía eléctrica”

Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, analizó las causas que produjeron el apagón del pasado 1 de marzo en el Área Metropolitana de Buenos Aires y varias provincias. “Hubo una demanda record de energía por la ola de calor y a eso se sumó que el sistema argentino no tiene inversiones en redes de alta tensión desde el año 2013”, aseguró en diálogo con EconoJournal a la salida del encuentro Vaca Muerta Insights, un evento exclusivo organizado por La Mañana de Neuquén y EconoJournal. A su vez, explicó que “el problema es que hoy Argentina no puede incorporar más potencia renovable, ni eólica ni solar porque no tiene redes de transmisión de energía eléctrica”.

El economista sostuvo que “si se hubiera tenido una red más robusta y mayor cantidad de líneas probablemente el apagón se hubiera evitado”. Además, agregó que “Argentina tampoco cuenta con una red o una línea que permita conectar las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic que se van a terminar en el sur. Más allá del apagón, se necesita incorporar potencia y para lograr esto se van a necesitar nuevas líneas”.

Soluciones

A entender de Arceo, para solucionar el problema de infraestructura “el Estado y el sector privado tienen que trabajar para lograr algún método que permita acercar y potenciar la inversión para poder desarrollarla. Históricamente la infraestructura eléctrica y gasífera la desarrolló el Estado nacional o con garantía del mismo.”

En esa línea, el director de Economía y Energía planteó que “este gobierno y el que viene van a tener que pensar en estrategias alternativas que permitan a través de un contrato PPA (acuerdo de compraventa de energía limpia a largo plazo) -del estilo de generación eléctrica- ampliar las redes de transporte de energía eléctrica como de gas natural”.

Los límites que impone la transición

Arceo exhibió que el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania abrió una oportunidad para que Argentina se convierta en un país exportador de recursos puesto que los países europeos que dependían del gas ruso comenzaron a buscar nuevos mercados. No obstante, advirtió que “la aceleración de la transición energética le pone fecha de caducidad a los recursos de Vaca Muerta”.

Frente a esto, Arceo explicó que “Argentina puede ser un exportador confiable, pero para eso tiene que hacer un programa de transición energética consistente y un plan de mitigación de emisiones en la cadena de petróleo y gas natural al nivel de los países desarrollados, y eso todavía no ocurre”. 

Siguiendo con esto, consideró que “ese plan tendría que contemplar estrategias de mitigación del nivel de emisiones en los distintos eslabones de la cadena, siguiendo las prácticas de la EPA, la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos”.

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, Loana Tejero

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Naturgy y Santander Consumer lanzan el programa “Reconectando Hogares”

Naturgy y Santander Consumer lanzan e impulsan el programa “Reconectando Hogares”, con el objetivo de brindar una mejor calidad de vida a las personas. El plan está dirigido a aquellos hogares del área de distribución de Naturgy BAN que en este momento no cuentan con el servicio por desperfectos y fallas técnicas, y que requieren la intervención de un gasista matriculado para su reconexión.

Se trata de un programa al que, tanto clientes como matriculados, podrán adherirse de manera voluntaria para obtener y gestionar a través de la plataforma de Santander Consumer una línea de crédito, con una tasa nominal anual del 75%, que se puede pagar en hasta 48 cuotas mensuales que se incluirán en la factura de gas junto con el consumo. Para poder acceder al crédito, el cliente deberá ser mayor de 18 años y ser el titular de la factura de gas de Naturgy BAN.

En base a esto, Bettina Llapur, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina afirmó: “esta herramienta que hemos diseñado junto a Santander Consumer, posibilita que los hogares tengan una instalación de gas segura realizada por un gasista matriculado pudiendo la familia que obtiene el crédito y realiza la adecuación de su instalación volver a disfrutar de todas las ventajas que significan disponer del gas natural por redes en el hogar”.

La obtención del crédito

La obtención del crédito es muy sencillo y 100% digital, sin armado de carpeta crediticia, ni firma física. Los pasos a seguir son:

1. El cliente deberá contactar a un gasista matriculado que se encuentre identificado en el listado de gasistas habilitados publicado en la web de Naturgy y adherido a esta campaña.

2. El gasista deberá acercase al domicilio del usuario para presupuestar la obra.

3. Si el cliente está de acuerdo, ambos se comunicarán con un call center (teléfono) para iniciar el proceso que es online y demora minutos.

4. Otorgada la financiación, el gasista puede iniciar la obra y realizar las adecuaciones técnicas necesarias en la instalación para poder solicitar la reconexión del servicio.

5. La obra le será abonada al gasista una vez que la distribuidora haya certificado los trabajos realizados y se le dé nuevamente el alta al cliente.

6. El crédito se comenzará a abonar recién con la primera factura del servicio.

Por su parte, Roberto Lucke, responsable de Consumo y Alianzas Comerciales de Santander Consumer explicó que “es un proyecto en el cual venimos trabajando hace muchos meses y creemos que es una excelente oportunidad para que las personas tengan la posibilidad de conectarse nuevamente o readecuar sus conexiones al gas natural, desde una opción accesible, rápida y segura”. “Hoy en día muchas personas no pueden pagar de contado la instalación y esta posibilidad permite que más hogares puedan volver a contar con el servicio a través de una financiación y un servicio exclusivo”.

Naturgy es pionero entre las empresas de servicios públicos, desde hace más de 30 años, en diseñar, desarrollar y brindar bienes y servicios a los clientes y usuarios, para brindarles herramientas nuevas que promueven confort y calidad en los hogares como los es el programa “Reconectando Hogares”. Esta iniciativa se suma a las otras tantas que ya llevó y lleva adelante siempre pensando en facilitar, superar, agilizar o dinamizar la vida de las personas y minimizar la pérdida de tiempo en trámites, mediante el uso de nuevas tecnologías y aplicaciones.

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, Redaccion EconoJournal

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Royón viajó a Berlín para conocer el avance de los proyectos de una petrolera alemana en Argentina

La secretaria de Energía, Flavia Royón, se reunió este martes con el CEO de Wintershall Dea, Mario Mehren, en Berlín. En el encuentro dialogaron sobre la relación entre Argentina y Alemania en materia energética. También, sobre los avances en las iniciativas que tiene la compañía en Tierra del Fuego y Neuquén, el proyecto de desarrollo gasífero Fénix y la perforación de 20 pozos en el yacimiento neuquino de Aguada Pichana Este, respectivamente.

Ambos proyectos resultan estratégicos para Argentina puesto que contribuirán a lograr el abastecimiento interno del país y reducir las importaciones de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés).

De la reunión también participaron Florencia Travieso, subsecretaria de Coordinación Institucional; Fernando Brun, embajador de Argentina en Alemania y a Santiago Sacerdote, gerente ejecutivo de YPF Nuevas Energías.

Entre las otras temáticas que se abordaron en el encuentro, se evaluaron posibles actividades de gestión del carbono e hidrógeno en Argentina en un futuro próximo.

Frente a esto, Mehren sostuvo que «el gas natural juega un papel clave en Argentina. Wintershall Dea contribuye con su vasta experiencia, sus conocimientos tecnológicos y sus sólidos proyectos a la producción de energía en el país». «Al enfocarse en el gas, la compañía apoya a Argentina en su camino hacia el autoabastecimiento energético, contribuyendo a la vez a la transición energética del país«, planteó.

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, Redaccion EconoJournal

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Autorizarán exportaciones anuales en firme de petróleo hacia Chile

La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, reglamentó un nuevo régimen de autorizaciones para exportaciones en firme de petróleo por oleoductos a Chile. La novedad es que los permisos de exportación serán anuales y no como ocurre con las ventas de crudo al exterior por barco que son mensuales o bimensuales. La medida se publicó este martes en el Boletín Oficial mediante la resolución 175/2023.

El objetivo es otorgar un mayor plazo a las exportaciones en firme de petróleo a Chile, principalmente el crudo no convencional de Vaca Muerta. Incluso, la cartera energética habilitó a que las petroleras que obtengan el permiso anual de venta por oleoductos transfronterizos podrán pedir una autorización adicional de exportación excedente a las cantidades en firme autorizadas.

En el sector hay algunos proyectos para ampliar la capacidad de envíos de crudo a Chile, pero podrían estar operativos a partir de 2024. La excepción podría ser el Oleoducto Trasandino, que está inactivo desde 2006, pero en la actualidad se le están realizando pruebas técnicas para que se pueda utilizar este año.

Autorizaciones

El nuevo procedimiento aclara que las empresas que concreten exportaciones de “aceites crudos de petróleo y aceites crudos de mineral bituminoso” por medio de oleoductos fronterizos deberán registrar los envíos en la Subsecretaría de Hidrocarburos, que conduce Federico Bernal. También aclara que las ventas de petróleo al exterior “no deben impactar en forma negativa en el normal abastecimiento del mercado local”, dependiendo del estado actual del parque de refinación del país.

En concreto, las compañías deberán identificar el país de destino del producto; el oleoducto utilizado para la exportación; las concesiones de explotación que aportarán volúmenes de petróleo crudo con destino a la exportación solicitada; el volumen máximo exportable estimado para el año calendario y el cronograma de exportaciones previsto para el mismo lapso; y, por último, la información de precios contratados o proyectados de la operación de exportación.

Revisión

Según indica la resolución, la Secretaría de Energía hará una evaluación del procedimiento de autorización de las exportaciones donde analizará:

a. El nivel de inversiones alcanzado en explotación de petróleo crudo.

b. La evolución de las reservas de petróleo crudo en relación con la necesidad del parque refinador doméstico y las ventas externas ya aprobadas en condición firme.

c. La evolución de los precios del petróleo crudo y derivados en el mercado interno y en los mercados externos.

d. Las condiciones generales de los mercados energéticos a nivel internacional.

Pero la cartera a cargo de Royón destaca que si hay modificaciones en estas variables, de todos modos “no quedará afectada la firmeza, continuidad y estabilidad jurídica de las autorizaciones de exportación otorgadas hasta dicha fecha, y los volúmenes de exportación de hidrocarburos líquidos autorizados en firme no serán susceptibles de interrupción o redireccionamiento por parte de la autoridad de aplicación”.

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, Roberto Bellato

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Exclusivo: qué dice el proyecto de Ley de GNL que presentará Massa en el Congreso

El ministro de Economía, Sergio Massa, presentará en el Congreso en los próximos días el proyecto de Ley de promoción del Gas Natural Licuado (GNL). El texto, al que accedió EconoJournal en exclusiva, garantiza, a quienes inviertan al menos 1000 millones de dólares y produzcan un millón de toneladas por año, estabilidad en la regulación cambiaria y acceso hasta el 30% de las divisas obtenidas en las exportaciones vinculadas al proyecto de inversión durante 30 años. Tendrán suministro y transporte de gas natural asegurado y autorización de exportación en firme, pero con la condición de que para el transporte del gas natural hasta la planta de licuefacción se utilicen uno o más ductos construidos exclusivamente para el proyecto y aislados del sistema de transporte.

El objetivo es aprovechar la ventana de oportunidad que se le presenta al país a partir del desarrollo de Vaca Muerta. Es por eso que la iniciativa declara de interés público nacional la licuefacción del gas con destino a la exportación y sus actividades asociadas, que se vinculan al almacenamiento, comercialización y transporte.

En el proyecto se propone la creación del Régimen de Promoción para Grandes Proyectos de Inversión en bienes u obras de infraestructura destinadas al transporte de gas natural para la producción de GNL, su licuefacción, almacenaje y transporte.

Los objetivos del proyecto consisten en aumentar la producción de GNL a gran escala promoviendo la competitividad de su oferta y alentando su expansión, incentivando el desarrollo de toda la cadena de valor, así como la industria de bienes de capital asociada a ella con el fin de fomentar el establecimiento de polos productivos y la generación del empleo.

Los proyectos de inversión

Los proyectos que resulten aprobados podrán ser modificados y/o ampliados, en cuanto al monto de la inversión proyectada y/o a su capacidad productiva. Siempre y cuando esto no implique la flexibilización de exigencias promocionales originariamente asumidas.

Cada uno deberá contemplar un compromiso de inversión agregada de al menos US$ 1.000.000.000 y una capacidad mínima de producción instalada de un millón de toneladas de GNL por año (MTPA). Los compromisos deberán ser alcanzados dentro del plazo máximo de seis años desde la aprobación del proyecto, el cual podrá ser prorrogado por la Secretaría de Energía.

Los proyectos deberán tener como objetivo principal la licuefacción de gas natural y su exportación como GNL mediante la construcción o adquisición de plantas de GNL, ya sea en tierra o flotantes.

Quiénes podrán presentar proyectos

Estarán habilitados a presentar proyectos de inversión susceptibles de evaluación aquellos interesados que tengan carácter de personas jurídicas constituidas en la Argentina o aquellas que estén habilitadas para actuar dentro del territorio.

También podrán presentar proyectos de inversión las uniones transitorias, las agrupaciones de colaboración y los consorcios de cooperación, regulados por el Código Civil y Comercial de la Nación.

Acceso a divisas y estabilidad regulatoria

Los titulares de los proyectos que resulten aprobados gozarán -por un plazo de 30 años a partir de la primera exportación enmarcada en el proyecto aprobado de un monto de libre aplicación- de hasta el 30% de las divisas obtenidas en las exportaciones vinculadas al proyecto para que sean destinados al pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior y/o utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de inversiones directas de no residentes.

Además, tendrán por el mismo plazo estabilidad de la regulación cambiaria vigente para el pago de deudas financieras, que consistirá en mantenerse para ellos la normativa de rango legal y las regulaciones dictadas por el Banco Central para el acceso al mercado de cambios. Será para el repago de deudas financieras con el exterior, cuando se tenga por cumplido el ingreso de las divisas provenientes del financiamiento correspondiente.

Por lo cual, no les serán de aplicación las nuevas regulaciones que impongan requisitos o limitaciones adicionales para acceder al mercado de cambios para el repago -a su vencimiento- del capital o intereses que correspondan, ni para aplicar cobros de exportación para garantizar el repago de esos endeudamientos, incluyendo la aplicación de un monto equivalente a seis meses de servicio de deuda en cuentas del exterior a este fin.

Garantía de suministro y transporte de gas

Los beneficiarios de los proyectos gozarán de la garantía de transporte y suministro de gas natural destinado a la ejecución del proyecto. Los contratos de transporte y suministro de gas natural asociados a cada una de las iniciativas no podrán ser afectados por ningún tipo de medidas que establezcan preferencias en la asignación de la producción de hidrocarburos, la interrupción de su suministro y/o transporte, redireccionamientos, o medidas de intervención en las condiciones de su comercialización, sea directa o indirectamente.

En cuanto a la autorización de exportación firme de GNL, quienes posean un proyecto aprobado tendrán derecho a solicitarla por los 365 días del año por el plazo de treinta 30 años, o el plazo menor requerido en la solicitud, desde la puesta en marcha de la planta de GNL o sus ampliaciones o etapas sucesivas. Pero con la condición de que para el transporte del gas natural hasta la planta de licuefacción se utilicen uno o más ductos construidos exclusivamente para el proyecto y aislados del sistema de transporte, y que formen parte del  proyecto.

Asimismo, habrá autorizaciones individuales de exportación para el GNL producido por el proyecto por cargamento, previo ofrecimiento al mercado interno.

Para el otorgamiento de las autorizaciones se considerará que la exportación de GNL no afecte adversamente el normal abastecimiento interno del país cuando el proyecto prevea el compromiso de inversión de los solicitantes de desarrollar uno o más yacimientos dedicados operados por los beneficiarios o bajo contrato de suministro de largo plazo y construir uno o más ductos como parte del proyecto dedicados al transporte de gas natural hasta la planta de licuefacción.

También, cuando los beneficiarios presenten un estudio técnico confeccionado por un experto calificado por el que se determine la existencia de recursos para el normal abastecimiento de la demanda interna presente y futura, computando la evolución proyectada de la demanda hasta el vencimiento de la respectiva autorización de exportación.

Requerimientos

La Secretaría de Energía podrá requerir -con 180 días de antelación al inicio del mes de junio de cada año- que durante los meses de junio, julio y agosto los beneficiarios ofrezcan al mercado interno el 10% del GNL a ser producido en ese periodo considerando la capacidad productiva instalada de la planta de licuefacción al momento del requerimiento. Esto se dará siempre que se trate de un proyecto que cuente con inversiones comprometidas en un ducto dedicado aislado del sistema de transporte de gas natural.

De igual manera, Energía podrá solicitar el 10% del volumen del gas natural requerido como insumo de la capacidad productiva instalada de la plata de licuefacción (en tierra o flotante) al momento del requerimiento, con más la capacidad de transporte de gas natural por ese volumen cuando se trate de un proyecto que no cuente con inversiones comprometidas en un ducto dedicado aislado del sistema de transporte de gas natural.

Enarsa y Cammesa tendrán primera y segunda preferencia para adquirir hasta el total de los volúmenes de GNL o gas natural ofrecidos al mercado interno por sobre otros posibles compradores. La aceptación de la oferta se instrumentará conforme el procedimiento que indique la Secretaría de Energía, y se instrumentará mediante contratos negociados por las partes.

Las condiciones de contratación y el precio no podrán ser más desventajosos de aquellas que el beneficiario hubiese obtenido en caso de exportación. Las ventas efectuadas al mercado doméstico, se considerarán exportaciones a los fines del cálculo del porcentaje de libre disponibilidad de divisas.

Autorización de exportación

Las autorizaciones de exportación podrán ser cedidas de forma parcial o total, siempre que se contemplen los mismos supuestos que al momento del otorgamiento. Serán con previa autorización por parte de la Secretaría de Energía sin que esto implique la transferencia de beneficios promocionales.

En estos casos, no será necesario que los beneficiarios que actúen como exportadores cuenten con contratos de compraventa con contrapartes del exterior por los volúmenes comprendidos en la solicitud.

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Minera australiana aumentó 27% los recursos de Olaroz, uno de los dos proyectos de litio en producción en el país

La minera australiana Allkem (llamada Orocobre hasta 2021) aumentó 27% sus recursos en el proyecto de litio Olaroz, que junto al proyecto Fénix en Catamarca es uno de los dos desarrollos de este mineral que están en producción en la Argentina. El recursó pasó de 16,2 a 20,7 millones de toneladas (Mt) de carbonato de litio equivalente (LCE, por sus siglas en inglés), que comprende 7,6 Mt de recurso medido; 7,1 Mt de recurso indicado; y 6 Mt de recurso inferido. Con este incremento, la empresa minera podrá expandir aún más las etapas de producción que tenía prevista para este año.

Esto es clave si se toma en cuenta que, en 2011, antes del inicio de la etapa de construcción y producción, la estimación de recursos del proyecto Olaroz era de 6,4 Mt de carbonato de litio equivalente y hoy alcanzó las 20,7 Mt. Allkem también tiene en Jujuy el proyecto en exploración Cauchari, muy próximo Olaroz. Esta zona, ubicada en el Triángulo del Litio, es una de las más importantes en reservas a nivel mundial. Además, cuenta con el desarrollo Sal de la Vida en Catamarca, que se encuentra en la fase de exploración avanzada.

Olaroz

El proyecto Olaroz está ubicado a 3.900 metros sobre el nivel del mar en el salar homónimo en la provincia de Jujuy. Está en producción comercial desde 2015. Actualmente se encuentra entre las 15.000 y 20.000 toneladas anuales y exporta carbonato de litio principalmente a Japón, China y Corea del Sur. En el último trimestre de 2022 alcanzó la producción de 4.253 toneladas de carbonato de litio, un 17% superior al mismo período de 2021. En diciembre del año pasado alcanzó el récord de 1.555 toneladas.

La primera etapa de expansión que se concretará en el segundo semestre de este año, según indicó la minera australiana, le permitirá al proyecto sumar otras 25.000 toneladas de carbonato de litio anuales. Olaroz está operado por la firma Sales de Jujuy, donde Allkem es el accionista mayoritario con 66,5% de la empresa. Luego está Toyota Tsusho con 25% y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse) con el 8,5%.

Recursos

El director General y director Ejecutivo de Allkem, Martín Pérez de Solay, señaló que “este aumento significativo y la clasificación mejorada del recurso confirman el estatus de clase mundial de Olaroz. El recurso combinado de 27 Mt en Olaroz y (en el proyecto en exploración avanzada) Cauchari respalda la futura expansión material de la producción y formará la base para los estudios de expansión de Olaroz Stage 3/Cauchari actualmente en curso. Se requerirá más exploración para probar completamente el potencial significativo de la cuenca Olaroz/Cauchari”.

Y añadió que “Olaroz se complementa con los proyectos Sal de Vida y James Bay de alta calidad de la compañía en Argentina y Canadá. Estos proyectos producirán productos químicos de litio para su uso en la cadena de suministro para vehículos eléctricos, mientras contribuyen a la economía y las comunidades locales”.

Indicadores

Allkem informó que “el grado de litio del recurso medido del Salar de Olaroz es de 657 miligramos por litro (mg/l) de litio, con el recurso indicado subyacente y el recurso inferido de 612 mg/l y 604 mg/l de litio, respectivamente”. La propiedad María Victoria ubicada en el norte de Olaroz y recientemente adquirida por Allkem contribuyó con 2,8 Mt en el aumento de los recursos.

La estimación del recurso está estimada directamente debajo de la superficie del Salar de Olaroz, excepto por un área en el sur, donde la influencia del pozo de expansión E26 extiende el recurso debajo de las gravas hacia el oeste del salar”, afirma el comunicado.

Y agrega: “el recurso aumentado de Olaroz, junto con el recurso de Cauchari, respaldan la expansión de la capacidad de producción de carbonato de litio de las etapas 1 y 2 (42.500 tpa combinadas) y formarán la base para los estudios de expansión de la etapa 3 de Olaroz/Cauchari”.

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Una insólita objeción de Zannini y un pedido a última hora de YPF demoraron la suba de las facturas de gas

A principios de año, el cronograma de aumentos elaborado por el ministro de Economía, Sergio Massa, preveía que las facturas de gas subirían el 1° de marzo y las de electricidad un mes más tarde, el 1° de abril. En esa dirección, el Ejecutivo publicó en marzo los nuevos cuadros tarifarios de Edenor y Edenor que entrarán en vigencia desde fines de esta semana, con una suba promedio del 89%.

Las nuevas tarifas de gas, en cambio, son una incógnita. Debían publicarse a fines de febrero, pero un mes después de esa fecha el misterio continúa. De hecho, funcionarios del Ente Regulador del Gas (Enargas) intentarán esta semana que los cuadros se publiquen contrarreloj antes del viernes para que empiecen a regir en abril.

El proceso se demoró fundamentalmente por dos motivos. El primero de ellos es realmente insólito. Uno de los asuntos administrativos que la Secretaría de Energía tuvo que subsanar fue una objeción de la Procuración del Tesoro de la Nación que impugnó la suba que el Enargas tenía previsto autorizarla a Transportadora de Gas del Sur (TGS).

Trabado por un tecnicismo

El organismo que dirige Carlos Zannini señaló a través de un dictamen interno que la transportadora controlada por el Grupo Pampa Energía y la familia Sielecki no presentó en la audiencia pública realizada en enero el detalle de las obras de ampliación del sistema que el ente regulador pretendía financiar mediante un aumento de las tarifas de transporte. Un tecnicismo superfluo a esta altura del partido.

Un impensado planteo de los abogados de Procuración demoró la actualización de las tarifas residenciales de gas.

“Procuración interpretó que TGS no pidió en la audiencia las obras por las que el ente quería darle tarifas. Sinceramente, es un absurdo. Estamos tratando de ampliar lo más rápido posible la red de gasoductos para no depender del gas y los combustibles líquidos importados y nos objetan esta pavada”, admitió, molesto, una fuente del área energética del gobierno.

La situación no hace más que evidenciar una vez más los problemas de coordinación que caracterizaron la gestión energética del Frente de Todos en casi tres años y medio de gobierno.

¿Cómo se zanjará la cuestión? El Enargas llamará en los próximos días a una nueva audiencia pública para fines de abril en la que convocará a las dos transportistas a que definan cuáles son las obras prioritarias que requiere el sistema de gasoductos troncales. El organismo autorizará ahora una suba de tarifas para las dos empresas, pero recién en mayo, después de la audiencia, les solicitará que asignen esos fondos adicionales a los proyectos de ampliación que precisa el sistema. Fue, más allá del manoseo, la única forma que encontraron los técnicos de Energía para acomodar regulatoriamente la cuestión después de que Procuración les juegue en contra.  

Pedido de YPF

Las fuentes consultadas explicaron que, además, que la demora para validar la suba de las facturas de gas también obedeció a un pedido de YPF, principal accionista de Metrogas, que reclamó un incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD) más alto que el que preveía autorizar el gobierno.

Directivos de la petrolera que preside Pablo González se reunieron en marzo con la secretaria de Energía, Flavia Royón, para solicitar una recomposición mayor del cargo fijo que se cobra sobre las facturas residenciales del área metropolitana de Buenos Aires. Como Metrogas brinda el servicio de gas en la región con mayor densidad de usuarios por superficie del país, se vería especialmente beneficiada con una actualización tarifaria de ese tipo.

La empresa argumentó frente a las autoridades del área energética que atraviesa un escenario financiero complejo por tener que gestionar una deuda de alrededor de 250 millones de dólares que se tomó durante la gestión de Fernando Ambroa en 2017.

Los técnicos de Energía respondieron que regulatoriamente no están autorizados a cambiar la fórmula de ajuste de tarifas como pidió Metrogas sin realizar antes una nueva audiencia pública. Pero no cerraron las puertas al planteo de YPF.

Lo que finalmente se decidió, según coincidieron fuentes públicas y privadas consultadas por EconoJournal, fue incrementar el VAD que rige para los usuarios del Nivel 1 (de alto poder adquisitivo) en una proporción más elevada que la que se aplicará a los de niveles bajos (tarifa social) y medios (Nivel 3). En definitiva, el aumento del VAD incluido en las facturas de los hogares de ingresos altos será más importante que el que se aplicará en el resto de los usuarios.

Esa lógica primará para todas las empresas, por lo que la recomposición de los ingresos de Metrogas, que antes del planteo de YPF iba a situarse en un 90%, ahora se ubicará en torno al 110 por ciento. En tanto, la de Camuzzi Gas del Sur, que iba a ser del 60%, llegará al 85 por ciento, por citar otro caso.

A raíz de eso, la suba de las facturas residenciales de gas será más alta que la prevista. Este medio había publicado en marzo, que la suba final en las boletas de los usuarios rondaría el 39%. Era lo que estaba pensado. Pero como resultado de estas últimas modificaciones el alza de las facturas llegará casi al 50% a lo largo de 2023, aún así muy por debajo de la inflación.

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Una obra clave para expandir la red de transporte eléctrico está frenada por la falta de avances en la negociación con China

¿Es posible evitar que el humo de un incendio produzca el desenganche de tres líneas de 500 kilovolt (kV) que confluyen en un punto neurálgico del sistema, como ocurrió el último 1 de marzo? Los expertos coinciden en responder que no hay manera de evitarlo, pero sí hay forma de minimizar su impacto una vez que la falla se produjo. ¿Cómo? Con una red de transporte eléctrico más grande.

La demanda argentina ha venido creciendo al 2,9% anual durante los últimos diez años. Sin embargo, las obras destinadas a acompañar ese crecimiento no se concretan. EconoJournal publicó que en los últimos 10 años las obras de expansión del sistema estuvieron prácticamente paralizadas. El caso más emblemático es el proyecto AMBA I, una línea de alta tensión que unirá Vivoratá – Plomer en el norte de la provincia de Buenos Aires. Tiene un costo de 1100 millones de dólares y se supone que tiene el financiamiento asegurado por parte de China desde hace más de un año, pero el tiempo pasa y, como suele ocurrir con otras tantas obras de infraestructura acordadas con el gigante asiático, no hay ningún avance.  

Obra clave

AMBA I reforzará el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires a través de la construcción de un nuevo nodo, la Estación Transformadora (ET) Plomer 500/220/132 kV, dado que las estaciones de Ezeiza y General Rodríguez ya operan al límite de su capacidad en términos de carga. De este modo, ampliará el ingreso de energía eléctrica desde el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante el tendido de más de 500 km de alta tensión en 500kV, 220kV y 132kV. A su vez, ayudará a disminuir las solicitaciones de cortocircuitos en las estaciones de Ezeiza y Rodríguez

La obra fue impulsada por la Secretaría de Energía en septiembre de 2020. A partir de entonces, se trabajó en la preparación de pliegos y documentación general. Toda la información se le entregó al ENRE en julio de 2022. Desde ese momento el organismo regulador está en condiciones de llamar a Audiencia Pública para avanzar en las tramitaciones previas para proceder a licitar, pero aún no lo hizo.

El factor chino

El problema va más allá del ENRE. En enero de 2022, el secretario de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, ambos desplazados en agosto de ese mismo año, se reunieron con las autoridades de la empresa China Electric Power Equipment and Technology (CET), y su sucursal CET Argentina, para la conformación del contrato de diseño de ingeniería, suministro y construcción de la obra. “La inversión de más de 1.100 millones de dólares va a ser posible gracias a la colaboración, al trabajo en conjunto y la cooperación entre la Argentina y China”, afirmó Martínez ese día. El proyecto fue encuadrado en el Convenio Marco de Cooperación en Materia Económica y de Inversiones entre Argentina y China.

Darío Martínez y Federico Basualdo en enero de 2022, cuando anunciaron el financiamiento chino para la obra AMBA I.

Cuando se presentaron los papeles, se estableció que la construcción de la obra estará a cargo de la firma china State Grid, una de las mayores compañías de transporte eléctrico del planeta. La provisión del 65% de los materiales electromecánicos correrá por cuenta de proveedores nacionales y la construcción de la obra civil debería quedar en manos de empresas locales, según precisaron a este medio fuentes al tanto del proyecto. Sin embargo, hasta el momento no ha habido ningún avance. “El acuerdo comercial y los estudios ambientales ya estás listos. Pero todavía resta negociar el contrato financiero”, aseguró a EconoJournal una fuente oficial. Nada más y nada menos que el contrato financiero.

El déficit de infraestructura que enfrenta Argentina en el sector energético es alarmante y los tiempos de las distintas negociaciones que se llevan adelante con China nunca parecieran estar a la altura de esa urgencia. Los contratos para construir las represas de Santa Cruz y una nueva central nuclear son el mejor ejemplo de eso. Pese a la falta de resultados, el kirchnerismo fue quien presionó, a través de Federico Basualdo, para sumar AMBA I al listado de proyectos que debería financiar China. Ahora la obra está atrapada en la telaraña del gigante asiático y nadie sabe cuándo podría comenzar a construirse.

Esto no significa que la responsabilidad de la demora sea de China. Más allá de las presiones del cristinismo, el gobierno nunca se mostró demasiado entusiasmado en avanzar en esa dirección y cuando Sergio Massa desembarcó en Economía la situación no cambió. Un factor que influye son las condiciones que impone el Fondo Monetario Internacional, donde Estados Unidos es el principal accionista.

“La mayoría de los acuerdos energéticos que se firmaron con China funcionan como la historia del Perro del Hortelano, que no come ni deja comer. Cuando se inicia una negociación con China y se firma algún tipo de acuerdo o memorando, después es difícil tirar para atrás esas tratativas, porque desairar a una de las dos grandes potencias del mundo tiene un costo, nunca es gratis”, analizó un ex funcionario que estuvo a cargo de gestionar varios de esos contratos (represas de Santa Cruz y la cuarta y quinta central nuclear). En la otra vereda, una fuente energética del Instituto Patria cuestionó esa visión. “Si el gobierno quisiera no avanzar con State Grid y dejar sin efecto el contrato comercial, podría hacerlo sin problemas, sin conflicto alguno. Lo determinante es el contrato financiero”, indicó. 

Sistema vulnerable

El informe oficial sobre el apagón del pasado 1 de marzo dejó una conclusión inquietante: los sistemas de protecciones y automatismos funcionaron correctamente y de acuerdo a su diseño. Es decir, la respuesta del sistema fue la esperada para una falla triple en un escenario de alta demanda.

Si hubiera habido un error de Transener, la empresa que realiza la operación y el mantenimiento de las redes de transporte, significaría que si se produce un evento similar éste podría evitarse. Sin embargo, en este caso la única forma de evitar que vuelva a pasar lo mismo es ampliando el sistema de transporte y cualquier obra va a demorar 36 meses como mínimo.

En California, por ejemplo, también suele haber incendios forestales y el humo ocasionalmente afecta a las líneas de alta tensión, pero ellos tienen un sistema de N-3. Esto significa que el sistema de transporte resiste la salida simultanea de tres líneas de alta tensión sin que pase nada. En Argentina, en cambio, cualquier desenganche de una línea de 500 kV en un escenario de alta demanda afecta automáticamente a los usuarios finales.

Alguno podría sugerir que la solución es evitar nuevos incendios, pero no es una tarea sencilla. Las tierras por donde pasan las líneas de alta tensión son propiedades privadas que suelen destinarse al cultivo de cereales, oleaginosas o caña de azúcar. Lo que sí está prohibido es que la vegetación supere los 4 metros de altura para evitar descargas por acortamiento y garantizar la accesibilidad, pero en este caso ese tope se había respetado. Además, lo que provocó la falla no fue el fuego sino el humo que contiene partículas de carbón que convierten al aire en conductor y puede producir un cortocircuito entre los conductores lo que produce la desvinculación automática de la línea. 

La alternativa de mantener “tierra rasa” debajo de las líneas tampoco es una solución, no solo por antieconómica sino porque en caso de lluvias la vegetación es el principal resguardo frente a la erosión de la tierra, la cual podría terminar arrastrando a las torres producto de un desplazamiento.

La única solución de fondo es ampliar la red, sobre todo si se tiene en cuenta que, según proyecciones oficiales y privadas, la demanda energética podría crecer un 30% en los próximos diez años. Eso significa que será necesario abastecer 10.000 MW adicionales con un sistema que ya está operando al límite de sus posibilidades.

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, Fernando Krakowiak y Nicolás Gandini

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Qué va a pasar con el precio del petróleo en medio de la crisis financiera internacional

El Brent y el WTI tocaron recientemente sus valores más bajos desde 2021, en un escenario financiero internacional convulsionado por los rescates de bancos en Estados Unidos y Europa. No obstante, los precios del petróleo podrían sostenerse a pesar de la volatilidad reciente y al enfriamiento de la economía generado por la suba de las tasas de interés en EE.UU.

La crisis del Silicon Valley Bank (SVB) en EE.UU. desató el pánico en la industria bancaria. La situación también sacudió a los mercados y a las commodities. El precio del Brent tocó los US$ 70,22 por barril, mientras que el precio del WTI cayó a US$ 66 por barril, registrando sus valores más bajos desde diciembre de 2021.

El gobierno estadounidense intervino en la crisis bancaria y garantizó la cobertura de todos los depósitos en los bancos SVB y Signature Bank. Otros bancos pidieron extender esas garantías a los depósitos en todo el sistema bancario, pero el Tesoro remarcó que la medida era extraordinaria. Al otro lado del Atlántico, el banco Credit Suisse, que ya arrastraba problemas, recibió de lleno el coletazo de la crisis del SVB. El desplome de sus acciones y la sangría de depósitos forzó al gobierno suizo a buscar una salida. Esta llegó el domingo pasado con la adquisición del banco por parte de UBS, su histórico competidor en Suiza, luego de un acuerdo con el gobierno.

Algunas instituciones comenzaron a revisar sus expectativas de precios. Por ejemplo, el banco Goldman Sachs acaba de reducir sus pronósticos de precios del petróleo para 2023, citando como razones un aumento de la oferta de crudo y una menor demanda. El Brent cotizará a US$ 94 por barril durante los próximos 12 meses y US$ 97 en la segunda mitad de 2024, por debajo de un mínimo de 100 dólares por barril anteriormente previsto para ambos años. Por otro lado, la Administración de Información Energética (EIA) de los EE.UU. rebajó el precio medio del Brent a US$ 82,95 por barril para todo el 2023 en su último reporte energético de corto plazo.

Precios estables para el petróleo

Los precios del petróleo se han moderado desde los máximos vistos en 2022. Las expectativas de enfriamiento de la economía generadas por el ciclo de suba de tasas de la Reserva Federal (FED) de los EE.UU. influyeron en parte en esa moderación. La pregunta es cuánto se verán afectados los precios internacionales del crudo si el enfriamiento se convierte en una recesión.

Parte de la respuesta se encuentra analizando los fundamentos del mercado petrolero. Para la consultora PwC los precios se mantendrán estables a corto y mediano plazo. Así surge del último “Oil & Gas benchmarking”, un relevamiento de las expectativas de precios de los hidrocarburos que la consultora realiza entre distintos brokers relacionados con la industria.

El último reporte indica un precio medio del barril Brent de US$ 91 en 2023 y US$ 81 en 2024. Para el barril WTI el precio medio relevado es de US$ 86 este año y US$ 76,5 en 2024.

“Todos los stakeholders relacionados con la industria están viendo precios en el mediano y largo plazo por encima de los 80 dólares”, señaló Ezequiel Mirazón, socio a cargo de Energía en PwC consultado por EconoJournal.

“Es un precio razonable para todos. Para las empresas privadas, para los países productores de la OPEP, para los consumidores, para las empresas de servicios, para la industria petrolera. Todos los stakeholders se han acomodado a un valor que parecería que es razonable para todos”, añadió.

Fundamentos

Entre los fundamentos para el sostenimiento de los precios figuran la mejora de los parámetros de la oferta y demanda de petróleo, los recortes de oferta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), la reducción de la producción por parte de Rusia a raíz de las sanciones derivadas del conflicto bélico con Ucrania y el aumento sostenido de la demanda de países como India y China, según el reporte de la consultora estadounidense.

El informe destaca que tanto China como India, que son los principales importadores de petróleo, han recuperado los volúmenes de consumo luego del derrumbe de 2020. Esto, sumado a los reportes que avalan el hecho de que el consumo se incrementará en los próximos años, al punto de mantenerse en 101 millones de barriles diarios o incrementarse a 102 millones, hace prever un panorama positivo para el mercado petrolero. Además la OPEP+ ratifica su postura de mantener su producción limitada entre los 45 millones de barriles por día, lo que deriva en una estabilidad prolongada de los precios de cara a los próximos años.

“Los precios están afectados por la coyuntura. Hay volatilidad en los precios este año con respecto a cómo inició el año. Es una volatilidad razonable en el contexto de una inflación volando cerca de los dos dígitos, de turbulencias con algunos bancos. En este contexto la industria energética se ha defendido bastante bien”, señaló Mirazón sobre el contexto.

Por otro lado, las políticas de transición energética no tendrían un impacto significativo sobre la demanda y los precios de los hidrocarburos en el corto plazo. “Esta muy en boga la transición energética. Lo que muestra este informe es que los precios del petróleo van a estar fuertes en los próximos años”, dijo Mirazón.

Argentina

Con estos fundamentos la perspectiva para los productores de hidrocarburos en Argentina y sobre todo en Vaca Muerta se mantiene positiva según el informe de PwC. “Este escenario, puede representar un aliciente para que incrementen su inversión y fomenten el crecimiento de este yacimiento, a fin de aprovechar esta nueva oportunidad para que Argentina pueda incursionar en el mercado global, y en especial en el ávido mercado europeo que es tan dependiente de Rusia”, señala el reporte.

No obstante, la inversión en Argentina se ve limitada por las restricciones locales. “Las empresas de energía están haciendo un esfuerzo enorme de inversión en un país que no tiene estabilidad jurídica, económica y política. La producción está creciendo pese a este contexto”, explicó el socio de PwC a este medio.

“La estabilidad jurídica y fiscal es clave para que pueda fluir muchísima más inversión de lo que esta fluyendo hoy. Facilitaría mucho más las infraestructuras de ductos y plantas de licuefacción, también en energías renovables”, concluyó Mirazón.

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, Nicolás Deza

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ABAC SRL estará presente en el Foro CAPIPE Energías Argentinas

ABAC es una empresa argentina fundada en 1979 que cuenta con más de 40 años de experiencia en el diseño, fabricación y comercialización de válvulas, manifolds, conectores, equipos y accesorios para sistemas de presión, caudal y control de fluidos en aplicaciones industriales. Este año participará del Foro CAPIPE Energías Argentinas para dar a conocer sus productos y lograr una sinergia con otras empresas dedicadas al sector energético.

Actualmente, la compañía concentra su actividad en una nueva planta ubicada en el parque industrial PITAM, en la zona Oeste del Gran Buenos Aires. En ella se aplican métodos de producción modernos y flexibles para responder a las necesidades y requisitos de los clientes.

ABAC se dedica a atender regularmente a las principales compañías del mercado, ya sean empresas de ingeniería y montajes, OEM’s o usuarios finales.

Foro CAPIPE Energías Argentinas

La Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro Energética (CAPIPE) realizará en Comodoro Rivadavia el Foro CAPIPE Energías Argentinas 2023. El evento se desarrollará del 29 al 31 de marzo. El objetivo del encuentro es que las PyMES logren una cercanía con las empresas operadoras, para entender los desafíos que tienen ambas y trabajar de forma colaborativa en posibles soluciones, asociando procesos.

Por eso, ABAC participará y dará a conocer todas sus soluciones y tecnología para las industrias de procesos, entre otras: petroquímica, extracción y transporte de petróleo y gas, generación de energía, GNC, aeroespacial, celulosa y papel. La compañía estará ubicada en el stand A 11.

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, Redaccion EconoJournal

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Recrudece el cepo: por falta de dólares, el gobierno vuelve a comprar combustible con carta de crédito después de 10 años

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) adjudicó este miércoles la importación de 5 barcos de 50.000 metros cúbicos (m3) de gasoil para que lleguen al país entre fines de abril y principios de mayo. La novedad es que se decidió comprar con carta de crédito a 120 días garantizada por el Banco Nación, lo que terminó encareciendo las ofertas un alrededor de un 20%. Es la primera vez desde 2013 que se recurre a esta modalidad de pago, la cual deja en evidencia la falta de dólares que enfrenta el gobierno.

Durante la última ola de calor, se consumió la mayor parte del stock de combustibles líquidos que administra Cammesa. Por ese motivo, la semana pasada se llamó a licitación con la intención de garantizar la llegada de 5 barcos de gasoil que le permitirán a la compañía recuperar las reservas de combustibles para encarar los meses de invierno y eventualmente poder responder si las temperaturas frías llegan antes de lo previsto.

Sin dólares

Lo habitual en este tipo de operaciones es pagar por adelantado cinco días antes de que llegue el barco y el proveedor descargue el combustible. En esta ocasión, en cambio, licitaron la compra pidiendo ofertas con modalidad pre-paga y pos-paga para luego decidir. Como era esperable, los oferentes cargaron en los precios el riesgo implícito que conlleva financiar al gobierno argentino durante cuatro meses en medio de la crisis económica que aqueja al país. A raíz de ello, los barcos que lleguen, por ejemplo, en mayo, recién deberán pagarse en septiembre.

Este cambio en la modalidad de contratación genera cierta polémica porque en el llamado a licitación no se explicitó un criterio técnico-financiero que explicitara en qué circunstancia se optaría por la carta de crédito y en cuál no. El único fundamento fue que esta modalidad serviría para aplanar la curva de pagos del invierno y reducir así la demanda de dólares en un momento delicado de la macroeconomía.  

La decisión también llamó la atención porque en enero el gobierno había cambiado las condiciones de contratación para la compra de LNG, pero en sentido contrario. En esa ocasión se decidió pagar por adelantado para seducir a los competidores y lograr una baja en el precio de venta. Esa jugada también fue polémica porque el costo total de los 30 cargamentos de LNG que compró la estatal Enarsa a principios de febrero se ubicó en torno a los 1300 millones de dólares, pero desde entonces el precio del gas bajó más de un 25 por ciento.  

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La cinematográfica historia del empresario argentino que lidera la transición energética de Centroamérica

PUNTA CANA (enviado especial).- Transcurría el año 1987. Como casi todos los viernes, Rolando González Bunster descendió por las escaleras de la estación Grand Central en la intersección de la calle 42 y la avenida Park y abordó el tren que en 45 minutos lo llevaría hasta Greenwich, un pequeño barrio residencial de Connecticut. En su hogar lo esperaban Mónica, su mujer, y sus cuatro hijos. Esa semana, sin embargo, no regresaba desde Manhattan, donde había pasado los últimos años trabajando como ejecutivo de la industria cinematográfica. Retornaba desde Santo Domingo, capital de República Dominicana, probablemente su lugar en el mundo, a donde había viajado para retomar el vínculo con el presidente Joaquín Balaguer tras dejar su cargo de ejecutivo para América latina de Paramount, la icónica productora de Hollywood.

Hacia el final de ese reencuentro, el mandatario caribeño lo había sorprendido con un extraño pedido: quería que explore alternativas energéticas para resolver los problemas que interrumpían, cada vez con mayor frecuencia, el servicio eléctrico en la isla.

González Bunster mantenía con Balaguer una relación de afecto, casi de parentesco, desde hacía más de 20 años. El ex presidente dominicano había sido a mediados de los ‘50 el enlace de Juan Domingo Perón con Carlos Trujillo, el hombre fuerte del país centroamericano a mediados del siglo pasado. Y, a su vez, el puente de Perón con Balaguer era precisamente Luis González Torrado, padre de Rolando.

González Bunster en el parque eólico Matafongo. Pretende que en 10 años el 100% de la generación de InterEnergy sea renovable.

González Torrado, un abogado e industrial que fue asesor de máxima confianza del ex presidente argentino, fue uno de los que viabilizó el asilo político que República Dominicana otorgó a Perón, que dejó Buenos Aires tras el golpe de 1955 vía Paraguay y pasó dos años en Caracas con el respaldo de Marcos Pérez Jiménez. Cuando el entonces presidente de Venezuela perdió el poder en su país en enero de 1958, Perón debió buscar un nuevo destino. Así fue como emigró hacia Santo Domingo. Pasó allí dos años hasta desembarcar en Puerta de Hierro en Madrid.

La familia de González Torrado, sin embargo, hizo de Dominicana su hogar. Rolando terminó allí la primaria, cursó toda la secundaria y conoció a quien sería su esposa, Mónica, hija del entonces embajador de Uruguay en República Dominicana.

Encuentro inesperado

Ya sentado en el ferrocarril que salía de Nueva York, González Bunster discurría en su mente cómo responder satisfactoriamente al planteo de Balaguer. Su conocimiento del mundo de la energía era prácticamente nulo. Después de un rato, interrumpió esos devaneos cuando se percató que enfrente de él un hombre desplegaba un mapa y centraba su atención en una pequeña isla del Caribe. La invitación al diálogo fue ineludible.

Su ocasional compañero de vagón resultó ser el representante de Wärtsila, una compañía finlandesa que con los años se posicionaría como uno de los mayores tecnólogos del mercado de generación de energía. González Bunster exprimió ese guiño del destino y en esa media hora de tren terminó cerrando un acuerdo de palabra para comprarle a la compañía nórdica los primeros motores de generación que luego instalaría en República Dominicana.

La anécdota se puede leer en el génesis de CEPM, la empresa con la que el empresario argentino edificó su historia en el sector eléctrico, que hoy forma parte de InterEnergy Group, un holding que en 2022 registró una utilidad operativa de más de US$ 200 millones. Un 20% del grupo está en manos del fondo de origen canadiense Brookshields, uno de los más poderosos del planeta.

La planta térmica de CEPM en las afueras de Punta Cana es, a su vez, la principal base de InterEnergy en el país.

InterEnergy es socio estratégico del desarrollo turístico de la región de Punta Cana, que cuenta con más de 100 resorts en funcionamiento y otros 20 en construcción. A través de CEPM, abastece de energía —y de otros servicios como agua helada por tubería— a más de 53.000 habitaciones en hoteles y unos 55.000 usuarios residenciales. La empresa se encarga tanto de la generación con plantas termoeléctricas y parques de energía renovable, como de la distribución. Toda la red cuenta con medidores inteligentes que favorecen la digitalización del sistema eléctrico.

Costos en tarifas

El tendido de distribución de Punta Cana tiene una particularidad: funciona como un sistema cerrado, que está aislado de las líneas interconectadas del resto del país. La diferencia en calidad de servicio entre una y otra red es evidente: mientras CEPM registra menos de tres horas de cortes por año, un hogar de Santo Domingo, que paga tarifas subsidiadas y cuya red es operada por una distribuidora estatal, sufre interrupciones por más de 300 horas en el año. En promedio, casi una hora de corte por día. Para poner el número en perspectiva: en 2012, el peor año de Edesur, los cortes alcanzaron las 82,6 horas por usuario.

El sector energético en Punta Cana está construido sobre una condición necesaria: CEPM traslada a la tarifa comercial y residencial el mismo precio de la energía, que ronda los 31 centavos de dólar por kilowatt por hora (KWh). Unos 300 dólares por megawatt (MW); cuatro veces más que el precio monómico del parque generación en la Argentina.

Los usuarios en Punta Cana se acostumbraron a cuidar la energía que consumen. Sobre esa realidad material se generó una cultura de ahorro. Tanto que hoy el 70% de los hogares de personas que viven en la región de Punta Cana y Bávaro (que en su gran mayoría son trabajadores directa o directamente vinculados al turismo) contratan la energía mediante un medidor pre-pago, sin que eso conlleve una carga estigmatizante como la que muchas veces se denuncia en la Argentina para ese tipo de modelo de contratación.

En transición

CEPM es la nave insignia de InterEnergy, pero el grupo que lidera González Bunster, que está valuado en unos US$ 1500 millones, puso proa hace tiempo también hacia otros horizontes. Hoy no sólo es una de las tres mayores empresas de energía de Centroamérica, sino que empezó a desarrollar tecnología propia en segmentos diversos. Creó, por caso, un software de gestión de redes eléctricas que comercializó en Chile y en otros países de Latinoamérica y lanzó Evergo, la marca con la que lleva instalados más de 450 cargadores eléctricos en República Dominicana, está abriendo el mercado en México y Panamá y proyecta desembarcar en EE.UU.

Uno de los cargadores de Evergo, la subsidiaria de InterEnergy, que impulsa la electrificación vehicular en Centroamérica.

La meta de González Bunster es ser una compañía 100% renovable en la próxima década. En esa dirección, desarrolló en Panamá el proyecto eólico más grande de la región. Lo bautizó Laudato en honor al Papa Francisco. Y en ese mismo país tiene en carpeta la instalación de la mayor granja eólica de América central. La apuesta por la transición se percibe en todo momento: Evergo está instalando medidores eléctricos que tienen una capacidad de utilización inferior al 5% con la confianza de que la movilidad eléctrica se acelerará en los próximos años. La tendencia es República Dominicana va en esa dirección: en 2018 había 50 autos eléctricos en el país. A principios de 2023 suman más de 6000. La cantidad de Teslas estacionados en la planta de CEPM hace sentido con esa estadística.

Evergo empezó, incluso, a construir la primera electrolinera del país, una especie de estación de servicio gigante en la que los conductores podrán recargar las baterías de sus vehículos y mientras esperan (la carga demanda unos 30 minutos) aprovechar para realizar compras domésticas (alimentos, farmacia) o adquirir algún servicio.

De película

González Bunster aprovechó golpes del destino como el que lo cruzó con el directivo finlandés de Wärtsila. Lo hizo, al menos, tres veces más. La primera fue cuando conectó, antes de desembarcar en el negocio energético, con Charles Bluhdorn, un empresario de origen austríaco que hizo carrera en Wall Street y con el tiempo se convirtió en el factótum de los años de gloria de Paramount a finales de los ‘60.

Bluhdorn fue, además, uno de los impulsores del negocio de real estate en República Dominicana. Allí conoció a González Bunster, que acababa de recibirse de economista en Georgetown, la prestigiosa universidad ubicada en Washington. Bluhdorn lo invitó a sumarse al equipo de Paramount que estaba a cargo de levantar los fondos para producir los proyectos cinematográficos de la productora. Ese fue el puente para que el empresario argentino se radique en Greenwich (Connecticut), en las afueras de Nueva York, donde todavía hoy pasa unos seis meses por año. Fue un período prolífico para Paramount con producciones como Love Story y El Padrino, de Francis Ford Coppola.  

Un segundo match fue cuando conoció, a fines de los ’70, a Harry Bresky, CEO de Seaboard Corporation, un jugador internacional del negocio agroalimenticio, que en la Argentina es dueña del ingenio Tabacal y posee también una unidad dedicada a las energías renovables. Bresky fue clave para conseguir el financiamiento inicial para montar los motores Wärtsila en una barcaza y rubricar un contrato de venta de energía a República Dominicana. Sin su aporte, difícilmente el proyecto hubiese prosperado.

Roomies

El tercer pliegue del destino fue el más fortuito y el que le generó una agenda global insondable. Cuando consiguió una beca para estudiar en Georgetown, González Burnster tuvo como compañero de cuarto a un tal William Jefferson Clinton, más conocido como ‘Bill’. En ese compus universitario forjaron una estrecha amistad que se mantiene hasta hoy. De hecho, González Bunster es desde hace años presidente de la Fundación Clinton.

De hecho, la entrevista con EconoJournal, uno de los dos medios que viajó a República Dominicana para conocer de cerca de las operaciones y proyectos de InterEnergy, fue interrumpida por una llamada de Clinton que entró directo al celular del empresario argentino, que atendió y tras una breve charla invitó al ex presidente norteamericano a acompañarlo a una visita a Buenos Aires que concretará por estos días.

González Bunster fue compañero de cuarto de Bill Clinton en Georgetown, la reconocida universidad de Washington.

Su red de contactos es frondosa. Solo un ejemplo: su vecino en Casa de Campo, el exclusivo barrio privado creado por Bludhorn en los ’60, que está emplazado a una hora en auto desde Punta Cana, es Michael Bloomberg, ex alcalde de Nueva York y creador de la principal agencia de noticias económicas del mundo.

Pese a llevar décadas fuera de la Argentina, mantiene un canal abierto con algunos referentes de la política local. Con Horacio Rodríguez Larreta y Sergio Massa incluso intercambió algunos mensajes de WhatsApp durante los últimos meses. Su nombre fue mencionado en algunos artículos de prensa en la lista de los presuntos interesados en Edesur, la segunda distribuidora eléctrica, que esta semana fue intervenida por el gobierno y que a su vez está embarcada en un proceso de venta organizado por su principal accionista, la italiana Enel. González Bunster toma distancia de esas versiones: “Puedo mirar números, pero no sé leer un balance argentino. Es imposible. Tampoco cuento con un socio estratégico”, desestima. Pero al mismo tiempo no le cierra la puerta a concretar inversiones para transportar y poder exportar el gas que se produce en Vaca Muerta. «Tranquilamente invertiría en un proyecto de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés)», destaca. De concretarse, sería el cierre circular a un ciclo que se abrió hace casi 70 años cuando se vio forzado a dejar Buenos Aires.

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, Nicolas Gandini

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“Me encantaría participar de un proyecto de licuefacción de gas en la Argentina”

Es amigo personal del ex presidente norteamericano Bill Clinton, con quien estudió en la Universidad de Georgetown, en Washington, y tiene una fortuna estimada en 670 millones de dólares, por lo que se ubica entre los 20 argentinos más acaudalados de Latinoamérica, según el ranking elaborado por Forbes. Sin embargo, Rolando González Bunster resulta un perfecto desconocido para la gran mayoría de sus compatriotas.

Radicado tras la pandemia en Punta Cana, el empresario argentino, que cuenta con una historia de vida cinematográfica, es dueño de la multinacional InterEnergy Group, uno de los principales jugadores del negocio energético en Centroamérica. EconoJournal viajó a República Dominicana para conocer su visión sobre el escenario global de la industria y conocer de cerca los proyectos en los que participa el grupo.

El holding que lidera González Bunster tiene presencia activa, a su vez, en Panamá, Chile, Jamaica y Uruguay, pero no en el país que lo vio nacer. En la Argentina sólo cuenta con una inversión a título personal en Energía del Sur, una generadora instalada en las afueras de Comodoro Rivadavia. “Es muy difícil invertir en la Argentina. Es complejo conseguir socios que me acompañen. Mi directorio se opuso a cada proyecto presentado”, explica en diálogo con este medio desde la oficinas que CEPM, la nave insignia de InterEnergy, en las afueras de Punta Cana. 

Un caso concreto, recuerda, fue la posible compra de Eden, la distribuidora que abastece y comercializa energía eléctrica en el norte y centro de la provincia de Buenos Aires. “Teníamos el dinero para hacer la operación: unos US$ 19 millones. Era una corazonada. Pero mi gente no quiso avanzar. Estaba saliendo Cristina Fernández de Kirchner del gobierno. Parecía un momento bueno para comprar, pero no me apoyaron”, señala. “Lo que ocurre es que no se respetan los contratos. Nadie entiende un balance. Es realmente muy difícil”, cuestiona.

Si bien la Argentina nunca defaulteó un PPA de compra venta de energía, González Bunster advierte que el país suele alterar las condiciones para la inversión. “El default de la Argentina es el cepo cambiario, que significa un cambio en las reglas del juego. Todos los contratos del Plan RenovAr se respetan (se pagan al tipo de cambio oficial), pero cuando se firmaron eran a un cambio libre. Hoy no se pueden sacar los dividendos”, sentencia.

El de los subsidios energéticos —agrega— es un problema que no entienden los políticos. “Es un tema de fácil resolución, pero nadie quiere pagar el costo político de tomar decisiones al respecto. A la persona que se quiere subsidiar, hay que darle un bono luz; es decir, una tarjeta para que utilice cuando debe pagar el servicio. De esta manera se le podría reintegrar a la distribuidora el total de lo que vende”, propone.

Parque solar Nickelodeon

Más allá de sus complejidades, resalta que la Argentina tiene en Vaca Muerta la segunda reserva más grande de gas no convencional del planeta y que se está avanzando con la construcción de nuevos gasoductos. “Es una iniciativa altamente financiable porque el año pasado se importaron unos 30 barcos de LNG con un costo exorbitante. Eso se puede revertir, dado que la Argentina está en condiciones de exportar”, remarca.

Sería inteligente, desde su óptica, construir una Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FRSU, por sus siglas en inglés) con capacidad de convertir el gas que viene por gasoducto. “Esto es perfectamente factible, saldría en una primera etapa unos US$ 600 millones. Además, se deberían hacer otras inversiones portuarias y de depósitos de almacenamiento. Haría esta apuesta por la Argentina siempre que me entreguen suficiente gas. “Me encantaría participar en algo así”, confiesa.

¿Compraría una empresa como Edesur?

Lo haría si se pudiera entender el balance o proyectar hacia el futuro. ¿De qué vale comprar Edesur si te congelan las tarifas y el Valor Agregado de Distribución (VAD)? Generalmente, con el peso oficial uno no sabe si puede sacar el dinero el día que se tienen que pagar dividendos a los accionistas. Ese es el gran problema. Edesur puede ser una opción atractiva, pero la salida de la inversión puede no serlo.

¿Cuáles son los aspectos clave para tomar la decisión de invertir cuando le presentan un negocio?

Me he vuelto más conservador con el pasar del tiempo. Tengo la característica de que puedo mirar números y entenderlos enseguida. Lo que más me gusta es que los negocios sean estratégicos. Por ejemplo, ningún negocio de cargadores de autos tiene algún Excel que funcione, ahí hay que utilizar el olfato. Si uno ve que el mundo va hacia una electrificación del transporte, es obvio que tiene que haber cargadores por todos lados. Es una combinación de análisis y sentido común.

En República Dominicana, por ejemplo, nos dimos cuenta de que el turismo iba a ser la base de crecimiento y el motor de la economía. Y ha resultado efectivamente así. La política del gobierno de incentivar la inversión, por supuesto, ayudó mucho.

¿Cómo analiza el escenario global del sector energético?

El mundo está sumamente convulsionado. La pandemia creó una disrupción en el suministro, que a su vez encareció los fletes y todos los eslabones de la cadena. La guerra, por su parte, hizo subir el precio de todos los commodities. Al haber escasez de gas en el mercado europeo, se generó una enorme corrida para los que lo importan, incluso para los no europeos.

Esto a nosotros nos afectó bastante. Cuando estábamos negociando la extensión del contrato de una compañía, estalló la guerra. Hay que considerar que el gas natural licuado (GNL) que sale al mercado del Caribe viene de Estados Unidos. Los exportadores norteamericanos prefieren mandar ese recurso a Europa, donde rige el mercado holandés, el TTF, que llegó a valer entre u$s 80 y u$s 90 por millón de BTU.

En los últimos tiempos, la humanidad se estaba alejando del carbón y se habían apagado plantas nucleares en Europa. Los alemanes fueron los que crearon el mayor problema porque no tenían el gas de Rusia sobre el cual habían apostado. Y esto afectó a los países europeos, pero a su vez repercutió sobre todo el mundo. Ucrania, que era el gran productor de granos, no podía exportar porque tenía bloqueados los puertos. De allí surgió la escasez de maíz y trigo. Los valores de los commodities subieron y se agudizó la inflación que había escalado desde la pandemia. Hoy hay escasez de todo. Los fletes llegaron a valer entre seis y siete veces más de lo que costaban normalmente.

Sin embargo, el mundo siempre busca la forma de resolver sus dificultades. La Reserva Federal y el Banco Central Europeo tienen métodos para sortear este tipo de situaciones. Rusia jugó una carta muy complicada.

¿Hacia dónde debe ir una empresa de energía hoy?

La nuestra es una compañía que empezó como generadora. Después nos convertimos en distribuidora y transmisora, y todo eso se integró en una sociedad llamada CEPM. Luego fuimos ampliando la zona de distribución y tuvimos más generación. Ahora estamos viendo distribuidoras en diversas partes del Caribe.

El negocio eléctrico no se termina en lo que tenemos. Debemos buscar una ampliación geográfica también. El cuidado del medio ambiente y las energías limpias son la base de todas nuestras acciones. Estamos analizando convertir a CEPM en una empresa 100% renovable. Lo que hicimos en la isla Saona (InterEnergy llevó adelante un proyecto de generación fotovoltaica con respaldo de baterías que por primera vez permitió electrificar al pueblo de pescadores que habita la isla) es algo emblemático de lo que queremos hacer mundialmente. La idea es integrar muchas islas que hoy están obligadas a producir con diésel y energías sucias para convertirlas en fuentes limpias. Hay un gran margen de utilidad entre la energía obtenida por vías limpias y la generada con diésel porque este recurso es caro e ineficiente.

Central Térmica de CEPM en Punta Cana

¿Qué importancia le otorgan a la movilidad eléctrica?

El hecho de poner en circulación vehículos con energía obtenida del sol y el viento me entusiasma mucho. Quizás el mayor contaminante a nivel global sean las emisiones de los autos. En un mundo que busca tener electricidad a precios razonables para la población, mientras los estados ven en el combustible una forma de recaudar dinero, el viraje de una tecnología a otra puede ser muy rentable.

Quisiera que los ocho millones de turistas que visitan Punta Cana pudieran bajarse del avión, subirse a un autobús eléctrico e ir a un hotel donde toda la energía que consuman sea renovable. Que puedan, básicamente, ir a una isla renovable. Eso lo vamos a empezar a ver en lo inmediato, ya que es un concepto muy fácil de llevar a cabo. Contamos con un bus eléctrico que va a llevar a 40 turistas a una playa donde todo es eléctrico.

Tenemos que alinear los intereses de las distintas islas. Estamos llevando adelante un negocio en Saint Kitts y Nevis, dos islas que están muy cerca y que tienen una demanda energética de casi 40 megawatts (Mw). Una posee un gran yacimiento de energía geotérmica, donde pensamos colocar una planta que garantice el abastecimiento de ambas. Asimismo, hay que poner un cable entre ellas. Es un negocio que nos interesa porque es 100% renovable.

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, Nicolas Gandini

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Biocombustibles: autorizan suba del precio del bioetanol, pero pymes reclaman una recomposición en el biodiesel

La secretaria de Energía, Flavia Royón, autorizó una nueva suba del 5% en el precio regulado del litro de bioetanol (de maíz y caña), un producto que se mezcla en un con las naftas antes de venderse en las estaciones de servicio. Este es el segundo incremento en un mes, ya que a principios de marzo Royón también autorizó otra suba similar. Lo hizo a través de la resolución 169 publicada este jueves en el Boletín Oficial. Pero también este jueves, productores pymes de biodiesel le enviaron una nota a Royón solicitándole que actualice el precio regulado de la tonelada porque corren el riesgo de comenzar con los cerrar de plantas. En el texto, al que accedió EconoJournal, los productores también le reclaman a la funcionaria de Energía que aplique un sendero de subas mensuales para el sector. La nota también se dirige al subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal.

“No somos ajenos a la realidad que vive el país y compartimos la preocupación por el desborde inflacionario, pero eso no puede justificar que quieran sacrificar a la industria del biodiesel. Necesitamos un aumento de precios que permita a las pymes seguir funcionando, hay miles de puestos de trabajo en juego y muchas ciudades y pueblos del interior dependen de las fábricas de biodiesel”, le dijo a EconoJournal Federico Martelli, director Ejecutivo de la Cámara Argentina de Empresas Regionales Elaboradoras de Biocombustible (CEPREB), entidad que presentó la nota a Royón junto con la Cámara Santafesina de Energías Renovables (CASFER). Ambas cámaras nuclean a la totalidad de los productores pymes y regionales de biodiesel del país.

Luego de la suba del bioetanol, distintas fuentes del sector de los biocombustibles consultadas por este medio remarcaron que, hasta el momento, Royón se niega a habilitar una actualización del precio del biodiesel. Luego del 6,6% del IPC de febrero, desde el Ministerio de Economía no quieren ponerle más presión a la inflación.

Sector regulado

Por la Ley 27.640, el bioetanol se mezcla en un 12% con las naftas, mientras que el biodiesel, que se produce con aceite de soja, se mezcla en un 5% con el gasoil. La Secretaría de Energía implementó un sendero de aumentos de precios mensuales del biodiesel de 4% que comenzó en diciembre y concluyó en marzo y acompañó las subas que tuvieron los combustibles.

El aceite de soja representa el 85% de los costos de producción de las plantas de biodiesel y en los últimos meses subió fuertemente el precio por la implementación del dólar soja 1 y 2, la medida de Sergio Massa incentivar al campo a que liquide la cosecha.

“Ante la delicada situación macroeconómica que atraviesa nuestro país, la devaluación cotidiana del tipo de cambio y los recientes índices de inflación dados a conocer por el INDEC, consideramos necesario un sendero de precios que nos brinde previsibilidad para poder seguir produciendo en un contexto de incertidumbre”, destaca la nota de CEPREB y CASFER.

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, Roberto Bellato

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Ahora Ferraresi afirma que el plan de inversiones de Edesur se financiará con fondos del Tesoro

El intendente de Avellaneda, Jorge Ferraresi, que esta semana fue designado como interventor administrativo en la distribuidora Edesur, anunció que realizará una consulta a los municipios del conurbano para determinar las obras más urgentes que necesitan hacerse para reducir los cortes de luz y mejorar el servicio, que se vio seriamente afectado en la ola de calor que se registró en marzo. Según pudo averiguar EconoJournal, los fondos para realizar estas obras saldrán del Tesoro y no de la compañía Edesur.

Fuentes cercanas a la distribuidora aseguraron a este medio que “se va a elaborar en conjunto un plan de obras específicas en algunos municipios y (el nuevo interventor) conseguirá los fondos”. Desde el ENRE relativizaron, sin embargo, esa información y afirmaron que desde el ente “solo hemos afectado el porcentaje obligatorio a inversiones que figura en la resolución de tarifas de 2023”.

Municipios

Ferraresi presentará el plan de obras la semana que viene, luego de realizar un diagnóstico con los intendentes. “Vamos a trabajar rápidamente para tener un diagnóstico de la atención que necesita cada barrio y así implementar un plan de abordaje para beneficio de la gente durante los próximos días”, indicó el nuevo interventor.

Hasta el momento no se conoce cuál será el monto total de estas inversiones ni qué ocurrirá con las obras en los barrios más afectados de la ciudad de Buenos Aires bajo el área de concesión de Edesur, que tienen la misma urgencia.

Intervención

Ferraresi asumió este martes como nuevo interventor administrativo estatal en Edesur luego de los cortes masivos de electricidad que se registraron en medio de la ola de calor de fines de febrero y marzo. Permanecerá como interventor por 180 días y, según los anuncios del titular del ministerio de Economía, Sergio Massa, tendrá la tarea de fiscalizar y controlar la ejecución de las obras para que mejore el servicio.

El acto de asunción se realizó en la sede de Edesur en el barrio porteño de Monserrat y participaron también el interventor del ENRE, Walter Martello, el presidente de la compañía, Juan Carlos Blanco, y el gerente general, Valter Moro.

Según la información oficial, la medida de intervención administrativa es de “carácter transitorio y excepcional y es el resultado de las deficitarias acciones de Edesur en cuanto al cumplimiento del servicio”. El gobierno aclaró que el rol de Ferraresi no afecta a la propiedad de los accionistas, ni el contrato de concesión, “pero servirá para que el Estado lleve adelante la fiscalización efectiva del cumplimiento del contrato”.

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, Roberto Bellato

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Grúas San Blas: “Tenemos previsto finalizar las obras de infraestructura en las nuevas sucursales de Jujuy y Parque Industrial Añelo”

Grúas San Blas forma parte de las marcas líderes y mundialmente reconocidas en maquinarias para la industria: construcción, vialidad, minería, petróleo, agro, puertos y movimiento de suelo. Cuenta con una trayectoria de 45 años. Este año continúa con su objetivo de fortalecerse como compañía de servicios. Desde la empresa informaron que para 2023 tienen previsto finalizar las obras de infraestructura en las nuevas sucursales de Jujuy y Parque Industrial Añelo.

Además, otro de los objetivos que tienen proyectado para este año consiste en renovar un 15% los equipos de rental, que son aproximadamente 100 unidades.

Frente a esta agenda, Luis Rodríguez, director de Rental del Grupo San Blas, sostuvo que “la planificación de nuestras inversiones está en línea con el concepto de ‘compañía de servicios’ a estar cerca de nuestros clientes, y a otorgar valor a nuestros servicios desde la cercanía y facilitación del acceso de los clientes a Grúas San Blas”.

Asimismo, Rodríguez aseguró que “el 2023 es un año de consolidación y fortalecimiento de lo encarado en 2022, con fuerte foco en capacitación, nuevas sucursales y renovación de la flota”.

Desde la empresa destacaron que “contar con las mejores prácticas en cuanto a las soluciones técnicas, es nuestro objetivo.” “Hacemos foco en capacitar a nuestros técnicos con la última tecnología, junto a las empresas que representamos, y esto implica inversiones en equipamiento, y horas de aprendizaje, ese es el desafío para el presente año”.

Unidades de negocios

Venta de equipos nuevos:

Grúas

Manipuladores

Equipos para movimientos de suelos

Autoelevadores.

Alquiler de equipos:

El objetivo es ofrecer soluciones a la necesidad de equipos para proyectos clave de los sectores de Oil & Gas, Vialidad, Industria, Minería y Agro.

Repuestos:

A la oferta que posee la compañía de partes originales, la completan con partes nacionales para su pronta entrega, siempre con la premisa de dar soluciones ágiles a los clientes.

Postventa:

Grúas San Blas brinda el servicio de mantenimiento, asistencia y reparación de todos los equipos de sus clientes a través de sus sucursales en 16 provincias y más de 150 talleres zonales, que nos permiten reforzar la relación con nuestros clientes.

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, Redaccion EconoJournal

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Human Consulting: “Estamos evaluando nuevas herramientas tecnológicas para agilizar los procesos de reclutamiento»

Pía Molina y Vanina Miguel, directoras de la consultora Human Consulting dieron cuenta de cuáles son las metas fijadas por la compañía para 2023 y cuál es la cartera de servicios que ofrecen a sus clientes. En ese sentido, adelantaron que están “evaluando agregar nuevas herramientas tecnológicas que permitan agilizar los procesos de reclutamiento e incluir mayor inteligencia artificial”.

Human Consulting lleva cinco años desde su fundación y ya ha logrado posicionarse como una de las consultoras líderes del mercado en la tarea de reclutamiento y búsquedas de ejecutivos dentro del sector energético. La compañía ha trabajado con las principales empresas de la industria, tanto con operadoras como con empresas de servicios con los más altos estándares de calidad.

Los objetivos

Según indicaron las ejecutivas de la consultora, el objetivo para 2023 consiste en impulsar el crecimiento de la compañía brindando un servicio de excelencia a los clientes y una experiencia de calidad y calidez a los candidatos que participan en los procesos de selección.

El diferencial de la empresa se basa en su experiencia en la tarea de liderar procesos de selección complejos en los cuales el perfil requerido es escaso o difícil de captar por la especificidad técnica, por la no abundancia o la alta demanda, por la zona geográfica del lugar del trabajo. También otras variables como el sistema de roster ofrecido y por la remuneración definida versus las expectativas del mercado.

Otro de los aspectos a destacar de Human Consulting es que cuenta con un sólido conocimiento de la industria energética de oil & gas y minería en cuanto a los principales actores, operaciones, empresas – y sus características- y dónde operan. Según indicaron las socias: “Tenemos contactos y referentes de la industria que nos permiten acudir a ellos ante inquietudes o referencias necesarias; conocemos terminología y características de diversas posiciones a pesar de que cada una tenga su especificidad”.

En cuanto al proceso de selección, el objetivo de la compañía es que la vacante se cubra, ya sea que esto implique presentar una o diversas ternas. Durante el transcurso del proceso, se mantiene constante interacción con el cliente a fin de evaluar en conjunto diferentes estrategias. Allí se realizan todas las intervenciones pertinentes a HR y se generan sugerencias y valor agregado con el fin de llegar a acuerdos que permitan cubrir la búsqueda de manera exitosa.

Sobre este punto, las directoras explicaron: “Trabajamos para generar una relación de confianza con el cliente, brindándoles calidad profesional y calidez en nuestro trato y atención”. “Nos orientamos a que cada cliente se sienta cómodo interactuando con nosotras, aún ante situaciones complejas. Trabajamos a la par”.

Las industrias de Oil & Gas y minería

El año 2022 generó un incremento aproximado del 13% en la producción de petróleo y del 7% en el gas. En este sentido, desde el año anterior la consultora ha observado un mercado altamente activo y competitivo en la incorporación de nuevos talentos a las empresas, las cuales en su mayoría se encuentran con proyectos de expansión.

Frente a esto, se proyecta un escenario positivo para el 2023, que seguramente traerá aparejado algunas variables desafiantes en la captación de talentos como la alta demanda de talento especializado y escasez de los mismos, requerimientos diferentes por parte de los candidatos en relación a años anteriores, en función de la pandemia y contexto socio- económico del país. También, mayor porcentaje de incremento salarial al momento de evaluar la posibilidad de un cambio laboral (en algunos casos oscila entre un 50 y 100%); la totalidad o parte del salario en dólares; políticas de ajustes corporativos en plazos más cortos de tiempo (bimestrales o semestrales).

De igual manera, se requerirá un mayor equilibrio entre vida laboral y personal -ya que se ha instalado fuertemente la necesidad de trabajar mayores días de home office o en algunos casos hasta 100% de forma virtual-, políticas de retención de talentos muy agresivas por parte de las Empresas, lo que genera que los candidatos se bajen de los procesos de selección a último momento.

Asimismo, desde la compañía destacan que se ha observado los últimos 3 años una migración importante de talentos a otros países; o que trabajan desde Argentina para el exterior lo que es significativamente más atractivo a nivel compensatorio y profesional.

Esto último se traduce en la necesidad que poseen los candidatos de acciones que le brinden mayor seguridad o ganancia al momento de realizar un cambio, solicitando herramientas de captación como “hiring bonus”; “Golden parachutes” o similares. A su vez, una mayor cantidad de candidatos especializados trabajando y optando por actividades por proyectos independientes o free lance.

Entre otros requerimientos también se encuentran las políticas de diversidad e inclusión cada vez más presentes en las empresas, lo cual desde Human Consulting evalúan como altamente positivo. Sin embargo, señalan que, al ser políticas de vanguardia con tantos años de atraso en este tipo de acciones, genera en algunos casos demoras en los procesos de selección dado que los perfiles pertenecientes a categorías consideradas como “minoría” (ya sea por género; discapacidad; edad u otros) no se encuentren según la evaluación de algunos gerente de área, del todo capacitados o a la altura de candidatos “tradicionales”.

Por esto, desde la consultora remarcan que “las variables mencionadas requieren un fuerte trabajo con candidatos para ser los más atractivos posibles al momentos de presentar una oportunidad laboral; y con las empresas con el fin de elaborar en conjunto estrategias y variables de atracción y de flexibilidad para poder incorporar los talentos requeridos”.

Oferta de prestaciones

El core de los servicios de HR es la búsqueda, hunteo y selección de ejecutivos, profesionales y especialistas, así como también en mapeo de perfiles en el mercado energético. Adicionalmente, brindan -en casos puntuales- servicios de evaluaciones de potencial y psicotécnicos.

En cuanto a las búsquedas ejecutivas y de profesionales del sector energético existen algunos pasos a seguir. En primer lugar, se realiza un relevamiento completo del perfil solicitado, teniendo en cuenta el contexto actual del negocio/ empresa, características del sector solicitante y su equipo de trabajo, estructura, responsabilidades y desafíos de la posición, como así también las competencias.

Luego se lleva a cabo el mapeo de candidatos de manera pro activa a través de diversas acciones en simultáneo de reclutamiento, con el fin de identificar con celeridad la mayor cantidad de candidatos posibles alineados al perfil requerido. Después se realiza el contacto con los potenciales candidatos con el fin de acércales la propuesta y realizar un screening telefónico relevando su interés en la misma y pre confirmar que son afines al perfil buscado para poder realizar la entrevista.

En la entrevista se evalúa en profundidad la experiencia y trayectoria del entrevistado. La instancia es por competencias e incidentes críticos. Allí se evalúa el material obtenido y se realiza un análisis integral del mismo con el fin de presentar a aquellos candidatos finalistas que presentan el mejor nivel de alineación con el perfil solicitado.

La consultora envía a la empresa la información de presentación de los candidatos seleccionados, incluyendo el CV e informe de entrevistas de cada candidato finalista. Dentro de este proceso, acompaña a la compañía y realiza el seguimiento de cada candidato durante todo el proceso de selección hasta su incorporación.

Vanina Miguel, directora de Human Consulting

Adicionalmente envía un reporte de gestión, el cual incluye el mapeo de mercado con un detalle de los candidatos identificados y contactados con su correspondiente status. El objetivo es poder visualizar el trabajo realizado y, de ser necesario, efectuar un análisis cuanti y cualitativo que genere sugerencias y aportes de valor al proceso.

Base de datos y mapeo del mercado

La base de datos y el software que utilizan en la consultora es permite publicar y recibir la postulación de candidatos a las búsquedas. Pero también, ajusta el proceso y sus etapas según las necesidades de cada uno de ellos, permitiendo tener una mirada profunda del perfil de los candidatos y simplificar las interacciones con ellos. De igual manera, selecciona varios templates para el pipeline y seguimiento de cada búsqueda y posibilita crear acciones para cada etapa permitiendo automatizar tareas. Crea formularios de postulación personalizados según las necesidades del candidato y publica y viraliza las vacantes, compartiendo en redes sociales y red de referidos, portales de empleo, sitios corporativos y fanpages.

Además, de manera adicional:

Recomienda postulantes con Inteligencia artificial.

Genera base de talentos propia.

Brinda información centralizada y completa del candidato.

Permite añadir candidatos pasivos manualmente.

Posee filtros avanzados para identificar talentos.

Posee métricas con todos los datos de las vacantes.

Por otro, el servicio de mapeo de mercado de Human Consulting contempla las siguientes actividades: relevamiento del perfil requerido, definición de empresas target que por su estructura y características sean posibles proveedoras del perfil buscado; identificación de potenciales candidatos alineados al perfil requerido y contacto de los mismos; primer filtro de CVs por datos duros, posterior screening telefónico y envío de reporte de mapeo + CVs de candidatos interesados.

Pía Molina, directora de Human Consulting

El reporte de mapeo incluye a los candidatos contactados con su correspondiente status e información de: nombre, edad, formación, residencia, situación laboral actual, experiencia anterior, nivel de inglés, motivación para el cambio, remuneración/expectativas económicas, brief con principales características técnicas y actitudinales del candidato.

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, Redaccion EconoJournal

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Secin: «El objetivo es dar soporte a las obras de Vaca Muerta con provisión de equipos para tratamiento de gas»

Secin es una empresa argentina dedicada a la fabricación de equipos de proceso en aceros inoxidables y metalurgias especiales. Tiene más de 45 años de trayectoria en el diseño, provisión, fabricación y montaje de plantas de tratamiento de petróleo, gas, refinerías de petróleo, petroquímicas y ácidos. Cuenta con dos plantas industriales, una en la ciudad de Quilmes y la otra en la Lanús, en Buenos Aires. En la planta de Quilmes, la compañía tiene capacidad para el manipuleo y fabricación de bultos de gran peso y dimensiones.

Juan Carlos Rojas Falvino, gerente de Desarrollo Comercial de la compañía, dio cuenta de las metas que se han fijado para este año desde Secin. En ese sentido, afirmó: “Nuestro objetivo es dar el mayor soporte posible a las obras de desarrollo de Vaca Muerta. Especialmente en la provisión de equipos para tratamiento de gas previo al transporte vía gasoducto”.

Asimismo, Rojas Falvino informó: “Durante este año esperamos terminar en el primer semestre nuestras nuevas oficinas en la ciudad de Buenos Aires, lo que nos permitirá concentrar toda el área de ingeniería. Contamos actualmente con más de 100 ingenieros propios y los nuevos servidores”.

Oferta de insumos, servicios y prestaciones

Actualmente, la compañía provee servicios de construcción, obra civil, montaje de plantas y equipos, montaje de cañerías, instrumentación y electricidad. Cuenta con salas de control y desarrollo de ingeniería con foco en ejecución de los proyectos, teniendo en cuenta las necesidades del cliente y restricciones propias del mercado argentino.

También, ofrece piping, mecánica, electricidad, instrumentación, automatización. Cuenta con plantas modulares, puentes grúa, equipos de procesos: reactores, columnas de separación, intercambiadores de calor, recipientes. Módulos paquetizados sobre “Skids” y metalurgias especiales.

Asimismo, cuenta con un equipo de profesionales multi disciplinario y procedimientos de gestión que garantizan el suministro de todo lo requerido para los proyectos de los clientes.

A su vez, posee un departamento de sistemas de control que nació como una evolución natural del desarrollo de Secin S.A. en la entrega llave en mano de plantas de proceso.

Frente a esto, el gerente de Desarrollo Comercial explicó que “con estas inversiones podemos aumentar la oferta de nuestros servicios de ingeniería”. “Fundamentalmente ponemos a disposición de la industria del Oil & Gas la experiencia en procesos, nuevas tecnologías, materiales, automación y gerenciamiento. Y de esta forma maximizamos los resultados en cada proyecto”.

Desafíos

En cuanto a los desafíos, Rojas Falvino planteó: “Actualmente detectamos una falta de profesionales, especialmente en las carreras duras de la ingeniería”. Frente a esto sostuvo: “Nuestro desafío es trasmitir la experiencia a las nuevas generaciones y que puedan incorporar innovación y nuevos conocimientos. Actualmente contamos con poco más 100 ingenieros propios y prevemos un aumento de las necesidades de nuestros clientes”.

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, Redaccion EconoJournal

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Córdoba avanza en el fomento del uso de biocombustibles

En el ministerio de Servicios Públicos se llevó a cabo la firma de un convenio en el marco de la implementación de políticas de promoción del uso de biocombustibles y bioenergías, que surgen de la Ley provincial 10.721.

En este caso, trata de una alianza estratégica con la empresa Wico Combustibles tendiente a mejorar el acceso a combustibles fósiles y mezclas libres de estos productos con biocombustibles para el consumo minorista, el sector productivo y el sector agropecuario, mediante el diseño de estrategias específicas que unifiquen la demanda de estos sectores y permitan mitigar escenarios de desabastecimiento.

Al respecto, el ministro de Servicios Públicos, Fabián López, sostuvo: «Córdoba viene trabajando con políticas públicas relacionadas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible. El acuerdo de hoy hace referencia al (aspecto) de las alianzas estratégicas, que nos va a permitir resolver ciertas cuestiones y apostar por una transición energética”

Además, junto a la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) se contempla la posibilidad de realizar estudios y pruebas piloto en lo que respecta al uso de mezclas de combustibles fósiles con biocombustibles para usos masivos o industriales como es el caso de la generación de energía eléctrica.

«Alcanzar la eficiencia productiva tiene que ver con la competitividad, y para ello debemos trabajar de manera articulada entre el sector público y privado. Y este convenio abrirá un sinnúmero de posibilidades», dijo el ministro Sergio Busso. 

El acuerdo resulta estratégico para continuar con la transición energética, involucrando a una empresa que elabora combustibles fósiles y sus mezclas con biocombustibles, actividad que no se desarrolla actualmente en la provincia y que resulta sumamente restrictivo para un pleno desarrollo de matrices energéticas de transición.

En este sentido, el Representante de la Mesa de Enlace Córdoba y Vicepresidente de CRA (Confederaciones Rurales Argentinas), Gabriel De Raedemaeker, señaló: “Valoramos estas acciones que lleva adelante el Gobierno provincial porque fomentan nuestra capacidad productiva”.

Esto permitirá mejorar la dinámica de los mercados energéticos, facilitar las políticas de migración de flota vehiculares a combustibles fósiles con mayores cortes con biocombustibles y garantizar un acceso directo a productos claves para el desarrollo productivo, agropecuario y de la movilidad vehicular.

“Es una alegría estar presentes, acompañando y apoyando las políticas de biocombustibles de esta provincia. Entendemos que podemos trabajar en conjunto por que ambos tenemos los mismos objetivos”,concluyó el Presidente WICO Combustibles, D. Fernando Riccomi.

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, Redaccion EconoJournal

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Brasil: la oferta de petróleo marcó un récord en enero bajo el paraguas del régimem de producción compartida

La producción total de petróleo en Brasil registró un nuevo récord en enero impulsada por el régimen de producción compartida. Esta modalidad de producción registró un nuevo récord en enero y un fuerte crecimiento interanual.

Brasil promedió en enero una producción total de 3.274.000 barriles diarios de crudo, un 6,5% más que en diciembre y un 8% por encima de enero de 2022, informó la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil. La producción de enero superó el récord anterior de 3.148.000 bpd de octubre de 2022.

Del total de la producción de enero el 25,8% fue bajo el régimen de producción compartida. La producción fue de 845.000 bpd, un 11% más que en diciembre y casi el doble que en enero de 2022, según el último boletín de producción mensual de Pré-Sal Petróleo (PPSA), la empresa que representa al Estado en los contratos de producción compartida.

Por otro lado, la producción total de gas natural en enero fue de 143 MMm3/d, un aumento del 2,2% respecto a diciembre y del 4,2% interanual.

Producción compartida

El régimen de producción compartida (regime de partilha en Brasil) fue introducido en 2010 por el gobierno de Lula da Silva para impulsar la participación del Estado en la producción de hidrocarburos en los bloques de presal y otras zonas consideradas estratégicas.

La ANP subasta los bloques y los consorcios ganadores deben deben ceder al Estado una parte del excedente de la producción de petróleo y gas. En el proceso de subasta, el criterio de evaluación es qué empresa ofrece al Estado la mayor parte del excedente producido. El Estado participa en los consorcios ganadores a través de PPSA, creada en 2013. Además, Petrobras participa como operador de los bloques adjudicados, con una participación mínima del 30% en muchos casos.

La victoria de Lula en las presidenciales del año pasado garantizó la continuidad del régimen de producción compartida. “Desde nuestro punto de vista, no hay razón para cambiar el modelo de distribución actual en el área del presal. Las demás áreas seguirán en el modelo de concesión”, dijo en diciembre Mauricio Tolmasquim, en ese entonces coordinador de Minas y Energía del equipo de transición de Lula y actual CEO de la estatal EPE. En su último año de mandato, el ex presidente Jair Bolsonaro puso en debate la privatización de PPSA.

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, Nicolás Deza

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Intervención de Edesur: el gobierno presiona a Enel para que acelere la venta de la distribuidora

El gobierno busca acelerar la venta de Edesur. Descartada la expropiación o la quita de la concesión por los costos que tendría, el objetivo es presionar a la italiana Enel para que transfieran lo antes posible la segunda mayor distribuidora eléctrica del país. La denuncia penal a los miembros del directorio y la decisión de intervenir la compañía por 180 días, anunciada este lunes a última hora por el ministro Sergio Massa, hacen sentido dentro de esa estrategia.

Enel anunció en noviembre un plan de desinversión que incluye su salida de Argentina, Perú y Rumania con el objetivo de reducir su deuda neta y centrar su transición hacia energías más limpias. La firma vendió en febrero las centrales térmicas Costanera y Dock Sud y designó al banco Santander para que consiga un comprador para Edesur. Cuando comunicó el proceso a fines de 2022, la empresa italiana indicó que la venta debería estar cerrada hacia fines de este año, pero en los últimos días fuentes cercanas a la empresa empezaron a relativizar ese cronograma y deslizaron que la transacción podría diferirse hasta 2024, cuando esté claro qué fuerza política gobernará la Argentina por los próximos cuatro años.

A las 20.05 del lunes, Massa anunció con un video grabado la intervención de Edesur por 180 días.

“Hasta febrero el diálogo con las autoridades de Edesur fue bueno y es cierto que venían teniendo los mejores indicadores de los últimos diez años, pero la ola de calor de marzo cambió todo y las desafortunadas declaraciones de Maurizio Bezzeccheri (director de Enel en América Latina) terminaron de detonar la relación.  Sabemos que una venta así puede llevar su tiempo, pero lo deseable es que concluyan el proceso lo más rápido posible”, señaló a este medio una alta fuente de la Secretaría de Energía.

De cara al invierno

“Estamos en la media de los 60.000 usuarios sin luz. Significa que estamos hablando del 3% de todos los usuarios que tenemos (2,7 millones). Hay un 97% que recibe un servicio medio de uso adecuado”, había declarado Bezzeccheri el jueves pasado a La Nación. El ejecutivo de Enel también cuestionó al gobierno al afirmar que “tenemos que ver en qué condiciones hemos podido trabajar en estos años y se podría ver quién tiene la responsabilidad verdadera”.

Si bien los cortes de electricidad que se registraron en el área de Edesur durante la última ola de calor no han sido tantos como en otras crisis (de hecho, los indicadores de calidad fueron en 2022 tres veces mejor que los de 2013), en el gobierno remarcan que la capacidad de respuesta de la empresa frente a los que se quedaron sin luz fue deficiente. Hubo numerosas denuncias de vecinos que permanecieron sin servicio hasta 10 días consecutivos.

El objetivo, según precisaron cerca de la secretaría de Energía Flavia Royón, que la situación no se repita en el próximo invierno. Por eso se decidió incrementar la presión con el anuncio de la intervención administrativa para tratar de acelerar la salida de los italianos. Aún así, se optó por matizar el tenor de la escalada. El encargado de firmar la intervención no será el presidente Alberto Fernández sino el interventor del ENRE, Walter Martello. Se descartó por ahora que la avanzada sobre Enel, una empresa controlada por el Estado italiano, se materialice a través de un decreto firmado por todo el gabinete.  

La disposición del ENRE saldrá publicada este martes en el Boletín Oficial. La intervención estará liderada por el intendente de Avellaneda Jorge Ferraresi, hombre de confianza de Cristina Kirchner, y se invitará representantes de la administración de Ciudad y provincia de Buenos Aires a designar a representantes en el proceso. «No es una intervención técnico-operativa. La gestión de la red eléctrico seguirá en cabeza de los directivos de Enel, pero se fiscalizará la administración y la toma de decisiones diarias de la compañía», explicaron desde Energía.

¿Candidatos?

Antes de esta última escalada gubernamental contra la empresa, el banco Santander se encontraba preparando una lista corta de interesados en adquirir con las acciones de Edesur. La fragilidad manifiesta de la economía argentina hace presuponer que en esa short list sólo habrá candidatos locales. No será fácil encontrar jugadores con experiencia en el área de energía y menos en un segmento regulado como el mercado de distribución.

El grupo liderado por José Luis Manzano y Daniel Vila, de excelente relación el ministro de Economía y siempre intrépidos a la hora de cranear negocios en contextos adversos, enfrentan una limitante regulatoria porque la Ley los excluye de la carrera por ser accionistas de Edenor, la otra distribuidora del área metropolitana de Buenos Aires. También es muy poco probable que Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, uno de los grandes jugadores del sector eléctrico, quiera reingresar en el mercado de distribución tras su salida de Edenor en 2021. Pampa cuenta, además, con proyectos en Vaca Muerta, tanto en el upstream como en el transporte de hidrocarburos, que le demandarán inversiones millonarias.

El Santander sondeó a Alejandro Macfarlane, accionista mayoritario de Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Pampeana, y con pasado en Edenor y Edelap. El empresario no cerró la puerta al proceso, pero está convencido de que la recuperación operativa de Edesur requiere de un consenso político de mediano plazo y una rediscusión integral del marco regulatorio.

Otros empresarios argentinos aspiran a que Enel les permita participar del proceso de compra. Uno de ellos es Osvaldo Sortino, que lidera un grupo de empresarios domésticos, se manifestó tempranamente interesado en comprar Edesur. EconoJournal reveló en noviembre de 2021 que viajó a Italia para conocer las condiciones en representación de un consorcio integrado por otros empresarios argentinos que no identificó.

Lo que es seguro es que la lista que prepara el Santander figurará Central Puerto, accionista minoritario dentro de la empresa, por lo que cuenta con un derecho de preferencia para competir en el proceso. Sin embargo, fuentes de la empresa suelen repetir que nunca se mostraron interesados en hacerse cargo de negocios en los que haya una relación directa con el usuario final. Sus principales accionistas, Guillermo Reca, que en los hechos es quien lidera el management de la organización; Carlos Miguens Bemberg (ex dueño de Quilmes); la familia Escasany (vinculado al Banco de Galicia) y los hermanos Ruete Aguirre (Banco Roberts), siempre evitaron una exposición pública como la que implicaría hacerse cargo de Edesur.

Las garantías

Más allá de que el gobierno presione a Enel para que se vaya, deberá ofrecerle ciertas garantías a quien ingrese. No solo darle luz verde a través del regulador sino acordar un plan de inversión de mediano plazo, ya que nada se va a poder solucionar de la noche a la mañana.

En el sector señalan que, para mejorar la calidad del servicio, Edesur necesitaría, como mínimo, invertir entre 300 y 500 millones de dólares durante tres años para recuperar la calidad de la red. Otras fuentes privadas van más allá y afirman que quien compre debería ofrecerle al Estado tener parte de las acciones para que se involucre más firmemente en ese plan de inversión.

El problema es que no solo Enel está de salida. En octubre hay elecciones presidenciales y las encuestas no favorecen al gobierno. Por lo tanto, es difícil negociar con funcionarios que muy probablemente no estarán al frente del Estado poco tiempo después de que se efectivice la venta.

También hay que tener en cuenta que una operación de esas características es compleja porque Edesur tiene pasivos contingentes y probablemente ocultos que requerirán de garantías adicionales para destrabar la venta una vez que haya un comprador claro.

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, Nicolas Gandini

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Reducen multas a proyectos demorados de generación renovable del programa RenovAr

La Secretaría de Energía reducirá las multas mensuales a los proyectos demorados de generación renovable de todas las rondas del programa RenovAr. Mediante la resolución 165/2023 publicada este lunes en el Boletín Oficial, las penalidades por no cumplir con la fecha de inicio de operación comercial pasaron de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques de generación renovable realizan a Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Se trata de proyectos que no cumplieron con el abastecimiento de energía según el contrato PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) que firmaron con Cammesa al obtener la adjudicación en el RenovAr.

La intención del gobierno es otorgar facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse y entrar en operación. La medida, que también prevé que las penalidades se abonen en 48 cuotas mensuales, también incluye a los proyectos que están bajo contrato de la resolución 202, previo al lanzamiento del programa RenovAr.

En los considerandos, la cartera que dirige Flavia Royón argumenta que para garantizar “el mantenimiento, la operación, la seguridad y el repago de las inversiones” de los parques, se contemplaran “formas de cumplimiento más acordes a las mencionadas sanciones previstas, favoreciendo a su vez la efectiva ejecución y el normal funcionamiento de los proyectos”.

Reducción

Según el contrato original, las garantías del programa RenovAr tenían un costo de US$ 250.000 por cada MW de potencia comprometida por parte de las centrales de generación. En algunos casos las penalidades llegaron a sumar hasta US$ 15 millones para los proyectos demorados.

La Secretaría de Energía estableció un mecanismo de sanciones económicas para los proyectos demorados. Ante la cantidad de proyectos sin avanzar, en agosto de 2021 se otorgó un plan de facilidades para que las compañías a cargo de los parques salden las multas a través de 12 cuotas mensuales o mediante 48 cuotas más un interés de 1,7% de intereses nominado en dólares. Con la resolución 165 de este lunes, el tope de las multas pasó de 40% a 20% sobre la remuneración mensual de las compañías.

Problemas del RenovAr

El programa RenovAr fue lanzado en 2016 por el gobierno de Mauricio Macri para fomentar la construcción de plantas de generación de energías renovables (eólica, solar, biomasa, entre otras). Durante dos años se lanzaron las rondas de licitación de proyectos 1, 1.5, 2 y 3. Pero con la crisis económica desatada en 2018, varios de esos proyectos no pudieron avanzar o sufrieron extensas demoras. Principalmente, porque se disparó el riesgo país y hubo serios problemas para acceder al financiamiento.

Durante el gobierno de Alberto Fernández, la Secretaría de Energía impulsó distintas prórrogas y medidas para depurar este universo de proyectos que no cumplieron con la fecha de inicio de operación comercial estimada en los contratos del programa RenovAr. Además, por ley estos proyectos mantienen prioridad de despacho en las redes de transporte eléctrico, impidiendo que otros proyectos puedan ingresas en operación por la capacidad limitada de las redes.

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, Roberto Bellato

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Jujuy pondrá en producción este año su segundo proyecto de litio

El proyecto de litio Cauchari-Olaroz registra un 98% de avance en su construcción y entraría en producción durante este año, según adelantó Franco Mignacco, presidente de la minera Exar. De este modo, la provincia de Jujuy sumará su segundo proyecto ya que Sales de Jujuy viene produciendo desde fines de 2014.  

Cauchari-Olaroz es un proyecto desarrollado por Minera Exar, donde Lithium Americas posee el 45,75% de la participación y el control de la operación. Los otros accionistas son la china Ganfeng Lithium con el 45,75% y la empresa provincial JEMSE con 8,5%.

“Tenemos actualmente entre 1700 y 1800 personas por turno, tenemos roster de trabajo en función de 14 por 7 o 7 por 7. Hoy entre empleo directo en la compañía más todos los contratistas que están trabajando en la construcción tenemos casi 3700 personas que trabajando, de las cuales 2400 son de la provincia de Jujuy, un 65 a 70 %, el resto son del NOA y del resto del país”, precisó Mignacco.

El ejecutivo destacó además que el proyecto tiene un gran impacto en la zona donde se está desarrollando, debido a que también, del total de los trabajadores el 30% son de comunidades aborígenes del lugar. Mignacco ponderó por ello que entre los dos proyectos de litio hay pleno empleo en la región que compone el municipio de Susques.

Situación del sector

Mignacco, quien también es referente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), aseguró que la industria minera exporta el 100% de la producción y sólo importa el 10%. Precisó que el año pasado se exportó por 4.000 millones de dólares y se importó por 600 millones de dólares. Pese a la balanza comercial superavitaria, el empresario remarcó que les “cuesta acceder al mercado único libre de cambio para hacer los pagos de importaciones y servicios de extranjeros”.

Consideró que eso está produciendo un incremento de costos en dólares que estaría afectando sobre todo a las compañías de oro y plata, por lo que los precios internacionales estarían en una curva decreciente. “Está afectando la ecuación económica lo cual pondría en riesgo hacia adelante que las empresas que están vinculadas a lo polimetálico, que hoy es el 80 % de las exportaciones del país, no pueda sostener su productividad”, precisó.

Sostuvo que si bien actualmente Argentina es el cuarto productor mundial consideró que en poco tiempo podría lograr posicionarse en el tercer puesto superando a China,  siendo el segundo Chile y estaría a la cabeza Australia.

Explicó que Argentina dentro del triángulo del litio en Sudamérica en los últimos diez años actuó correctamente en el sentido de no haber puesto restricciones ni normas que obstaculicen el desarrollo de la industria. “Es por eso que hoy Argentina tiene dos proyectos  en producción con ampliaciones simultaneas, seis proyectos en construcción y más de 15 proyectos en prospección y en etapa avanzada de exploración o factibilidad”, destacó.

Al respecto aclaró que Chile no ha concesionado nuevos proyectos en los últimos años, siendo las dos empresas que están produciendo las que están incrementando su capacidad pero con limitaciones.

Inversión en infraestructura

Mignacco aseguró que las inversiones que llegan a la región suman más de 5.000 millones de dólares en los últimos años, con un potencial de producción hacia el 2026 de más de 180 mil toneladas (tn) de carbonato de litio. “Hay una proyección muy prominente para toda la industria del litio y sobre todo en el valor agregado que se le da al valor del litio”, ponderó.

Al tratar de reflejar la magnitud de la industria a nivel logístico, explicó que para producir 40 mil tn de carbonato de litio, deben mover más de 300 mil tn de insumos. Puntualizó que eso reflejaría ese agregado de valor en una proporción de casi 7 tn de insumos por cada tonelada de carbonato de litio producido.  Esto significaría un desarrollo en materia logística importante en relación al transporte en relación al ferrocarril, transporte terrestre, energético.

En ese sentido, mencionó que hay algunos proyectos de gasoducto y líneas eléctricas para favorecer a todo el cluster minero del NOA, que, si bien significará una gran inversión, estimó que debería estar en agenda del gobierno próximo o iniciarse en la actual gestión, de modo que pueda posicionar a Argentina como un gran productor mundial.

Cabe recordar que aún está pendiente el desarrollo acorde de la infraestructura, que en materia de rutas faltaría que se culmine con la obra de la Ruta 34, además del ferrocarril que está en proceso de recuperación pero que aún no maneja los volúmenes que serán necesarios para las siguientes etapas de desarrollo de la industria, para la llegada a puertos e ingreso de insumos.

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, Redaccion EconoJournal

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Optimista, el MPN juega al desgaste de Rolando Figueroa en la recta final de la campaña

La campaña para las elecciones del 16 de abril que definirán el próximo gobierno de Neuquén, la provincia que concentra buena parte de la expectativa del país por el desarrollo de Vaca Muerta, entró en la recta final.

El Movimiento Popular Neuquino (MPN), que impulsa la candidatura de Marcos Koopmann como continuador de Omar Gutiérrez, confía en un triunfo pero no descuida el operativo de desgaste de su principal adversario, Rolando Figueroa. Tras frustrar algunos de sus intentos de unidad con fuerzas opositoras, en las últimas semanas desplegó artillería legal para trabar el trámite de constitución de su nuevo partido, Comunidad.

Si bien la agrupación ya logró reconocimiento en el juzgado federal y la inscripción en el fuero provincial para participar de los comicios, llevó hasta la Cámara Nacional Electoral la discusión por su logo.

Un detalle que no debería incidir en el eventual desempeño del actual diputado nacional, pero que busca entorpecer la construcción del principal rival para Koopmann.

Figueroa decidió el año pasado no disputar la candidatura a gobernador en la interna del MPN y presentarse directamente en la elección general. Esa ruptura lo obligó a tramitar un nuevo espacio político y a buscar acuerdos con sectores opositores tan disímiles como el PRO, el Frente Grande y el Movimiento Evita.

Su armado quedó integrado por dos listas de diputados espejo de los partidos Comunidad y Desarrollo Ciudadano más siete colectoras. En total, tendrá nueve partidos apoyando su postulación a gobernador mientras que Koopmann, con similar estrategia, reunirá a diez.

El candidato del oficialismo se mantiene alejado de peleas y proyecta optimismo de cara al último mes de campaña. “Vamos a superar el 30% de votos”, aseguran desde su entorno para descartar un escenario de margen más ajustado.

Pese a ese pronóstico, el partido no deja relajarse a Figueroa, quien continúa librando batallas en el juzgado federal para hacerse de su nuevo partido político.

El mapa tiene dueño

Comunidad comenzó a tramitarse en el 2019 como una iniciativa de Julieta Corroza, la principal armadora en territorio que tiene el diputado nacional. Cuando Rolando Figueroa finalmente decidió desistir de la interna del MPN, ese expediente que había quedado sin movimiento se volvió a activar, ahora como herramienta electoral del 2023.

En febrero, la jueza federal con competencia electoral, Carolina Pandolfi, hizo lugar a la impugnación presentada por la apoderada del MPN, María Laura Du Plessis, contra la utilización del mapa de Neuquén como parte de su simbología partidaria.

El oficialismo planteó que Figueroa intentaba “captar votos de manera engañosa” ya que es una insignia que identifica al partido desde siempre, tan así que se lo conoce como “el del mapita”.

La magistrada le dio la razón y le autorizó a Figueroa solamente un modelo de logo que contiene una flecha simulando la silueta de la provincia con la palabra “Neuquinizate”.

En una suerte de división de tareas, el MPN le dejó a sus aliados del UNE la apelación para bajar también ese slogan. El apoderado de ese espacio, Juan Kairuz, criticó que “hace solo dos años, el MPN utilizó como principal lema de campaña la palabra ‘neuquinizate’, por lo cual que ahora un partido surgido del mismo MPN pretenda utilizarla como símbolo llevará inevitablemente a la confusión del electorado”.

El trámite fue girado a la Cámara Nacional Electoral y el viernes ingresó al despacho de la fiscalía.

Como los recursos tienen efecto devolutivo, mientras no haya un fallo de fondo, Figueroa podría usar el logo de la flecha y el “neuquinizate” para las elecciones del 16 de abril.

Desarma y sangra

Rolando Figueroa le atribuye también a la mano de Jorge Sapag la construcción de opositores para evitar su estrategia de polarización con el MPN. Una de sus candidatas a concejal de extracción peronista, Ana Servidio, denunció esta semana en el Concejo Deliberante de Neuquén la venta de tierras “estratégicas” en la capital a la pareja de Pablo Cervi, el candidato a gobernador de Juntos por el Cambio. “Usan la tierra como pago por las devoluciones de favores políticos serviles a las estrategias azules”, afirmó.

Al oficialismo también le adjudica haber pugnado para que el PJ, de la mano de Oscar Parrilli y Darío Martínez, bloqueara una alianza tras su candidatura. Figueroa solo tuvo una charla (infructuosa) con el senador kirchnerista, pero otras varias con el ex secretario de Energía. La negociación terminó en ghosteo: le volvieron a levantar la mano a Ramón Rioseco, quien competirá por tercera vez por el puesto de gobernador.

De esta forma, pese a los esfuerzos de unidad de Figueroa, el menú de candidatos para la elección terminó siendo de seis, con al menos cuatro que superarían los dos dígitos en porcentaje de votos. Algunas encuestas incluso le dan al candidato “libertario”, Carlos Eguía, un quinto lugar también con un piso de diez puntos.

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, Andrea Durán

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Bertotto Boglione: Cuál fue el balance en la Expoagro 2023

Entre el 7 y el 10 de marzo, se desarrolló en el predio ferial y Autódromo de San Nicolás la edición YPF Agro de Expoagro 2023. Allí Bertotto Boglione estuvo presente con una parte importante de todo su portfolio de productos. Entre los nuevo productos de la compañía se destacó el lanzamiento B-bot, una nueva tecnología que beneficiará a los productores.

En el evento que reúne a los principales actores del sector, la firma cordobesa presentó sus tanques plásticos rotomoldeados de polietileno virgen de alta densidad y los de acero simple pared, construidos íntegramente con virolas de acero al carbono, ensamblado Off Setter y soldadura externa por proceso SAW.

También se expuso el tanque Moss. Se trata de un sistema de tanque para diésel con batea de contención principal de 110% de capacidad del tanque y batea secundaria para zona de operación. Es el único sistema plug & play, con toda su instalación hidráulica y eléctrica antiexplosiva, iluminación y surtidor con control de flota.

Nuevas tecnologías

Además de los mencionados, Bertotto Boglione llamó la atención de los asistentes por el lanzamiento del desarrollo internacional B-Bot. Es un dispositivo con el cual el productor podrá tener información en tiempo real del nivel de almacenamiento y la ubicación de cada tanque, a través de tecnología satelital.

El B-Bot fue el producto estrella de la compañía en la exposición. Los analistas entendieron el problema que enfrentaban los productores y desarrollaron este dispositivo como una solución que generó una masiva convocatoria para conocer más detalles sobre su uso e implementación.

Justamente, el público mostró disposición, interés y una apertura total a la innovadora propuesta de B-Bot con la idea de combinar soluciones de almacenamiento con tecnología, lo que generó aún más atracción entre los presentes.

El balance de Bertotto Boglione en Expoagro fue muy positivo. El caudal de asistentes hizo que las posibilidades de conseguir operaciones crecieran, un aspecto que se potenció por la interesante propuesta de la compañía. A pesar de los días de extremo calor, las relaciones comerciales ofrecieron un balance positivo con perspectivas de alzas en las próximas semanas.

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, Redaccion EconoJournal

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El gobierno prepara una Ley para industrializar el litio que ya tiene el consenso de las provincias productoras

El gobierno prepara un proyecto de Ley para industrializar el litio que se produce en el país. Tiene consenso de las provincias y pone el foco en incentivar la cadena de valor dentro de las posibilidades industriales actuales de la Argentina. Habría una cuota de producción que quedaría en el mercado interno para incentivar la industria y agregado de valor que sería de un 5%, escalable al 20% y tendría prioridad para utilizarla las empresas o iniciativas estatales. Fuentes del gobierno indicaron a EconoJournal que el porcentaje lo definirá un organismo que prevé crear la Ley, que determinará si hay proyectos en producción o no para que se complete la cuota. La norma también podría crear un fideicomiso para facilitar las inversiones, pero este punto todavía necesita de la aprobación de las provincias.

El texto lo va a presentar en abril la Secretaría de Asuntos Estratégicos, que conduce Mercedes Marcó del Pont, y la Secretaría de Minería cuando se realice la próxima reunión de la Mesa del Litio, un espacio que comparten la nación con las provincias. La clave para que pueda avanzar en el Congreso es que el proyecto ya cuenta con la aprobación de Gerardo Morales, Raúl Jalil y Gustavo Sáenz, los gobernadores de distintos espacios políticos de Jujuy, Catamarca y Salta, las tres provincias más importantes en la producción y exploración de carbonato de litio del país.

Beneficios

Además de la cuota, el proyecto de Ley tendría incentivos económicos que impactarían dependiendo al lugar donde se desarrollan el litio. Es decir, los beneficios económicos serían mayores en las provincias litíferas y luego irán perdiendo peso a medida que la actividad y la cadena de valor se aleja de los proyectos. “La idea es que los incentivos económicos bajen cuanto más lejos se está de la producción”, indicaron las mismas fuentes. También se propone subir 3% de regalías, que -además- podrían pasar a ser móviles dependiendo del precio internacional del litio.

Apoyo de las provincias

En los últimos meses, algunos sectores del Frente de Todos plantearon nacionalizar al litio o crear una empresa minera para explotarlo. Estas iniciativas fueron rechazadas por Jujuy, Catamarca y Salta. Este proyecto tendría la aprobación de los gobernadores porque, si bien es sobre una parte minoritaria de la producción de litio, pone el foco en la industrialización, un aspecto de toda la cadena del mineral que no les resulta fácil desarrollar a las provincias sin un incentivo por parte de la Nación. De todos modos, la Argentina tiene un desafío en este aspecto porque cuenta con trabajo prácticamente nulo en la industrialización del litio y en la fabricación de baterías. El mercado de vehículos eléctricos es casi inexistente todavía.

La clave es que el proyecto está enfocado en la industrialización y no en las etapas mineras de exploración y producción. Las mismas fuentes aclararon que “no se va a afectar la actividad porque no es una ley minera, es una ley para industrializar el mineral”. En la última reunión de la Mesa del Litio de febrero, Morales remarcó que “hay un aumento exorbitante en los precios del litio a nivel internacional que no se compadece con la renta que están recibiendo las provincias litíferas, tema sobre el que vamos a hablar con las empresas”.

Cupo

Fuentes del gobierno destacaron a EconoJournal que la norma prevé un cupo de la producción de litio para el mercado interno que comenzaría en un 5%, pero sería escalable en hasta un 20%, dependiendo de la producción de los proyectos. “Hoy no se les puedes pedir a las empresas que otorguen un 20% de la producción para el mercado local por el hecho de que el volumen producido todavía es bajo. Esperamos que de acuerdo con los proyectos que se vayan desarrollando, el volumen de producción crezca y se pueda escalar la cuota”.

Las mismas fuentes aclararon que si no hay más proyectos en producción, no habrá posibilidades de aplicar la cuota y el litio producido en el país se terminará exportando, tal cual ocurre en la actualidad. La Argentina hoy produce casi 40.000 toneladas de carbonato de litio anuales a partir de dos proyectos: Sales de Jujuy y Proyecto Fénix en Catamarca, pero entre 2023 y 2025 podría triplicar esa producción porque se sumarían otros desarrollos a la etapa de operación comercial como Centenario – Ratones en Salta y Tres Quebradas de Catamarca.

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, Roberto Bellato

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Referentes del sector hidrocarburífero debatieron sobre cómo desarrollar Vaca Muerta para ayudar a estabilizar la economía

NEUQUÉN.- Dirigentes del sector hidrocarburífero dialogaron sobre qué es lo que se debe hacer en los próximos años para desarrollar Vaca Muerta, y que esto a su vez permita estabilizar la economía del país. El debate tuvo lugar en Neuquén, en la segunda edición del ciclo Diagonales, organizado por Fundar.

En el primer panel se abordó el boom del petróleo no convencional y el rol del gas como combustible de transición. Participaron Pablo Iuliano, CEO de YPF; Gabriela Aguilar, gerenta general en Argentina de Excelerate Energy y vicepresidenta para Sudamérica; Juan Garoby, cofundador y director de Operaciones de Vista; Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol y Alejandro Monteiro, ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén.

Capacidad exportadora

En cuanto al enorme potencial exportador que presenta Argentina, Iuliano manifestó que “mirando el hermoso desafío, desde lo más macro a lo más micro, el sector de petróleo y gas es el único que nos puede permitir exportar nuevamente energía al mundo de manera sustentable”. “Nuestro plan de negocios, y de alguna manera intentando predecir el comportamiento de mercado, nos pone en una posición muy competitiva para exportar 500.000 barriles. Hoy la argentina exporta cerca de 100.000 barriles”, precisó.

En esa misma línea, el CEO de YPF aseguró: “Podríamos aportar a la balanza energética entre US$ 14.000 y 15.000 millones. Necesitamos toda la permisología para construir infraestructura para poder exportar, conseguir permisos ambientales y revisar algunos procesos para hacerlos más ágiles”.

Por su parte, Garoby sostuvo que “necesitamos cambiar la forma en que se expiden los permisos, para que no sean por un barco, sino que sean por un período anual. La regulación está pensada para la escasez y no para la abundancia y nos hemos transformado en exportadores netos de petróleo”.

Asimismo, el COO de Vista aseveró: “Hoy con el abastecimiento interno asegurado tenemos que cambiar la mentalidad. Hoy competimos, estamos lejos, los costos logísticos son altos. Los barcos que pueden entrar hasta 500.000 barriles, eso nos pone en desventaja”. “Tenemos que elaborar una vía de evacuación alternativa, con barcos de un millón de barriles y acceder al mercado asiático, al que hoy no podemos llegar por restricciones logísticas”, manifestó.

Bajo esta misma perspectiva, Monteiro adelantó que proyectan una producción con un valor de venta de US$ 55, lo cual “generaría US$ 14.000 millones al año 2030”. A su vez, expresó que “hasta hace dos años no exportábamos petróleo. Ahora tenemos un gran elemento al alcance de la mano para que el sector genere este flujo de divisas, además por la sustitución de importaciones”.

Estabilizar la economía

En cuanto a las oportunidades que ofrece el desarrollo de Vaca Muerta, Markous planteó que “la formación va a ayudar a estabilizar la economía. Argentina está condenada a ser el hub de gas de América del Sur. Tenemos la ventaja de tener la infraestructura con cinco gasoductos a Chile, dos a Uruguay e interconexión con Bolivia para llegar con el gas a San Pablo”. A su vez, remarcó que “el país tiene un precio de gas competitivo para toda la región, tres dólares por millón de BTU”.

Respecto al gasoducto Néstor Kirchner, el CEO de Tecpetrol marcó la importancia de poner en marcha la segunda etapa “para abastecer la zona de Rosario. Estamos cerrando gas en Neuquén en verano para quemar líquidos en la zona de Rosario e importar cerca de 1.800 megawatts (MW) desde Brasil”, indicó.

Sobre la capacidad exportadora, Markous exhibió la ventana de oportunidad que tiene Argentina respecto al mercado chileno y brasilero. En este sentido, afirmó que “Bolivia pasó de 60 MMm3/día a 40 MMm3/día y sigue declinando, habrá que negociar con el país acceder al mercado brasileño a través de esa infraestructura. Hoy se exportan a Chile 8,5 MMm3/día hacia la región de Santiago”.

Además, el ejecutivo de Tecpetrol manifestó que se debería abastecer al mercado del norte de Chile que hoy está dotado con energía generada a partir del carbón ya que esto “podría generar entre 15-20 MMm3/día a Chile. A Brasil podríamos exportar 15 MM. Además, hay que exportar energía eléctrica en verano e importar energía eléctrica en invierno en invierno”, dijo.

Ley de LNG

Markous también se refirió al proyecto de licuefacción y afirmó que “hay que impulsar una terminar de Gas Natural Licuado. Tenemos que competir con Estados Unidos”. “Somos convencidos de que la roca de Vaca Muerta es mejor que el Haynesville y Marcellus. Tenemos que equilibrar la desventaja con Estados Unidos y para eso la Ley de GNL es fundamental porque prevé incentivos fiscales”, concluyó.

Por último, opinó que se debe “lograr ampliar la capacidad de transporte y construir un gasoducto entre todos los players. Y después que cada productor pueda tener su trenes de licuefacción. Es un proyecto difícil, pero hay que encararlo”.

A su turno, Aguilar aseguró que “la Ley de LNG no es suficiente porque hay que integrarla a toda cadena productiva. Necesitamos incentivos para la producción, pero también para la construcción de infraestructura, de Midstream, todo tiene que estar integrado”.

Además, expuso que “el concepto de autoabastecimiento no existe más. Estados Unidos que es el mayor exportador de petróleo del mundo, exporta a largo plazo, pero también importa. Argentina necesita tener condiciones de exportación de largo plazo, pero también tener la posibilidad de importar”.

El objetivo del evento fue establecer una serie de conversaciones entre referentes técnicos, empresariales y políticos de distintas fuerzas sobre temas estructurales del desarrollo de la Argentina donde existan consensos.

En ese sentido, el presidente de Fundar, Sebastián Ceria, destacó: “Tenemos que empezar a hablar de las cosas en las que estamos en acuerdo, tenemos que tener una mirada estratégica del país”. “Desde Fundar hacemos un aporte para facilitar esos diálogos. Colaboramos, investigamos y articulamos políticas públicas que sirven para construir el futuro que nos merecemos”, agregó.

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, Nicolas Gandini

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YPF Luz contribuirá con el programa de becas universitarias de Fundación YPF en San Juan y Tucumán

YPF Luz firmó un acuerdo con la Fundación YPF para financiar 10 becas universitarias por un período de cinco años en San Juan y Tucumán, en el marco del programa que lleva adelante la Fundación y por el que ya pasaron más de 650 becarios y becarias.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz , destacó que “esta contribución está alineada al objetivo de nuestro programa de inversión social de mejorar la educación de nuestras comunidades. La articulación con la Fundación YPF nos permite identificar jóvenes con interés en la energía eléctrica y en las energías renovables y acompañarlos en su camino hacia el mundo profesional”. “Además, nuestros colaboradores acompañarán a los estudiantes como mentores, generando vínculos que los acompañarán en su vida profesional”, manifestó.

Por su parte Ofelia Cédola, directora de Fundación YPF valoró “la alianza estratégica con YPF Luz, que ratifica el trabajo en conjunto que venimos realizando con nuestro programa de renovables y transición energética y reafirma nuestra idea de que el futuro de la energía está en la sustentabilidad”. A su vez remarcó la importancia de que “las becas que otorgamos en San Juan y Tucumán están orientadas a carreras que tienen que ver con la energía eléctrica y renovables, de modo que los y las chicas de esas provincias puedan acceder a una formación que les permita trabajar en la industria que se desarrolla en su territorio”.

Las becas

Las becas de Fundación YPF tienen como fin contribuir a garantizar condiciones igualitarias de acceso a la educación universitaria, por lo que prioriza en su elección a jóvenes con condiciones socioeconómicas desfavorables que se inscriban en carreras afines a la energía, en universidades públicas de Buenos Aires, Chubut, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Santa Cruz, Tierra del Fuego; sumándose este año San Juan y Tucumán. El programa promueve la igualdad de género y favorece las diversidades, discapacidades y comunidades originarias para aumentar su participación en carreras en las que su representación es minoritaria.

La convocatoria a estudiantes en San Juan y Tucumán busca incentivar el estudio de carreras alineadas a la generación de energía eléctrica y a las energías renovables, con especial énfasis en las ingenierías eléctrica, electromecánica, electrónica, mecánica y química. Los interesados pueden informarse e inscribirse a través de este link hasta el 31 de marzo.

El apoyo a la educación y la formación en temáticas vinculadas a la generación de energía es un eje en el cual YPF Luz viene trabajando junto a Fundación YPF de manera sostenida. Acompaña el programa de formación y divulgación en Transición Energética y Energías Renovables de la Fundación, en el que colaboradores de YPF Luz comparten sus conocimientos en los talleres y seminarios destinados a docentes y estudiantes de educación secundaria, técnica y universitaria; y profesionales del sector. Además, la empresa implementa talleres sobre energía y eficiencia energética en escuelas primarias con contenidos del Programa Vos y la Energía desarrollado por la Fundación.

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Monteiro: “Están dadas las condiciones para poder exportar gas seco hacia Chile sin dejar de lado el abastecimiento local”

NEUQUÉN.- El ministro de Energía y Recursos Naturales de la provincia, Alejandro Monteiro, uno de los oradores del evento ‘Vaca Muerta: gas y petróleo para crecer’, organizado como parte del ciclo Diagonales que lleva adelante Fundar, detalló cuáles son los principales puntos que integran la agenda sectorial que impulsará la administración que lidera Omar Gutiérrez durante 2023.

En ese sentido, destacó que una de las iniciativas que propondrá la provincia radica en impulsar las exportaciones regionales hacia Chile desde la ventana de gas seco de Vaca Muerta. Las áreas de esa porción del play no convencional de hidrocarburos, que están ubicadas en el norte neuquino, no cuentan con infraestructura de transporte y tratamiento disponible para viabilizar la puesta en producción de esos recursos gasíferos. Construir plantas de captación y gasoductos para transporte ese gas demandará ingentes inversiones. Como el mercado local está abastecido la mayor parte del año, algunas petroleras plantean desde hace meses la posibilidad de encarar esos desarrollos orientándolos íntegramente hacia el mercado de exportación en Chile. Monteiro confirmó que la gobernación de Neuquén buscará apuntalar esa agenda.

Creemos que están dadas las condiciones para poder potenciar las exportaciones regionales con el gas seco sin dejar de lado el abastecimiento local que ya está resuelto hasta el 2028 con el Plan Gas”, aseguró en diálogo con EconoJournal, que lo entrevistó en esta ciudad.

El funcionario adelantó que se trata de una iniciativa en la que ya se encuentran trabajando y que pretende debatir con el gobierno nacional una regulación que permite esos esquemas de desarrollos. “Nosotros vamos a planteárselo a este gobierno (nacional), y si no lo podemos concretar será parte de la agenda con el gobierno que viene”, precisó. Si bien el ministro evitó precisar detalles de la iniciativa, este medio pudo saber de fuentes privadas que una de las alternativas que se está estudiando consiste en firmar contratos de exportación de gas de largo plazo (por 10 o 15 años) para que productores puedan desarrollar la infraestructura de evacuación y transporte necesaria.

Oleoductos

También, exhibió que otro de los proyectos que están siguiendo desde el ministerio es la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (Otasa) puesto que el crudo de Vaca Muerta tiene una gran posibilidad de evacuación hacia el oeste a través del ducto que se extiende desde el yacimiento Puesto Hernández, en Neuquén, hasta la ciudad de Talcahuano en Chile. En palabras del ministro provincial este proyecto “es central porque es lo que nos va a permitir descomprimir toda la producción que podamos llegar a tener en el corto plazo”.

En esa línea, Monteiro detalló en qué instancia se encuentra este proyecto y cuáles son los próximos pasos a seguir. También, habló sobre el Gas Natural Licuado (GNL) y a la construcción planta de licuefacción para aprovechar el potencial que posee el país. Sobre esto, remarcó la necesidad del consenso político a fin de aprovechar la posibilidad de exportación.

Respecto a las Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), hay dos o tres que se encuentran en evaluación. ¿Es probable que alguna salga a fin de año?

-Sí, debemos evaluarlo. Las conversaciones están, pero hay puntos en los que todavía no estamos totalmente de acuerdo.

¿Eso depende de una negociación uno a uno con las empresas involucradas o de una cuestión macro?

-No, son distintas cosas. Nuestra aspiración es seguir sumando proyectos, principalmente en la ventana de petróleo, pero no sólo allí. Son negociaciones que están abiertas. Soy optimista de que alguna vamos a cerrar, no sé si las tres.

En lo que es agenda de crudo, ¿qué es lo que está analizando?

-Un tema que estamos siguiendo de cerca es la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (Otasa). Para nosotros es central porque es lo que nos va a permitir descomprimir toda la producción que podamos llegar a tener en el corto plazo.

Sabemos que se hizo todo el relevamiento en los cuatro tramos del oleoducto, ya se pasó la herramienta inteligente. Del lado argentino ya tienen los informes y dieron mejor de lo esperado. En un par de semanas van a estar los informes del lado chileno. Entendemos que, si las condiciones de integridad se mantuvieron parecidas de ambos lados, no debería haber grandes trabajos a realizar. Ahora se está llevando adelante una modernización del sistema de control, de operación del oleoducto. Si bien los cargadores están interesados en que sea lo más rápido posible, que esté para abril, creemos que si no es a fines de ese mes, estará listo a principios de mayo.

¿Resta destrabar alguna cuestión regulatoria?

-Primero la habilitación. Porque al Oleoducto Trasandino lo tiene habilitar la Secretaría de Energía de la Nación y esto lo hará en la medida en que se realicen todos los trabajos que surgen del relevamiento de integridad. Después lo que restaría serían los permisos de exportación.

En cuanto a obtener los permisos de exportación, ¿debe existir un tratamiento diferencial? Teniendo en cuenta que se trata de un oleoducto y no de un barco de exportación.

-Se trata de algo continúo y permanente, con lo cual el permiso de exportación en los términos y plazos difiere de lo que es una venta en buque.

¿Está definido el período que debería tener el permiso?

-Aún no hay una definición. Comercialmente, los cargadores están hablando con Enap de plazos de años, que es lo que justifica la habilitación del ducto. Hay que tener en cuenta que cuando se habilite, se tendrá que llenar y allí habrá un capital inmovilizado que es importante. Entonces, esto no puede estar inmovilizado por tres o cuatro meses, debe darse una proyección a largo plazo.

Respecto a la ventana de gas seco en Vaca Muerta, que actualmente no tiene capacidad de transporte de evacuación, ¿cómo se debería avanzar para viabilizar esas inversiones?

-Se puede trabajar ahí. Hay que plantear algún esquema conceptual y después ver en qué marco se plantearía el desarrollo de bloques en esa ventana.

¿Pensando en el mercado de exportación?

-Es posible a nivel regional, pensando en la integración regional.

¿Esa ventana de oportunidad la ve para llevar a cabo durante este gobierno o se trata de una cuestión de mediano plazo?

-Nosotros vamos a planteárselo a este gobierno, y si no lo podemos concretar será para el gobierno que viene.

¿Se encuentran trabajando sobre alguna idea para planteársela al gobierno?

-Sí. Creemos que están dadas las condiciones para poder potenciar las exportaciones regionales sin dejar de lado el abastecimiento local, que ya está resuelto hasta el 2028 con el Plan Gas.

El ministro de Economía, Sergio Massa, volvió a instalar el envío al Congreso del proyecto de Ley sobre el Gas Natural Licuado, ¿tienen alguna agenda sobre esto?

-Por lo que vimos del proyecto, creemos que está bien encaminado. Los incentivos están bien planteados. No vemos por parte de las provincias ninguna injerencia que se haya solapado, con lo cual, por lo menos por el borrador, pensamos que el proyecto puede funcionar.

Sí entendemos que las condiciones son razonables y adecuadas para catar ese tipo de inversiones, lo clave es trabajar en los consensos políticos. A cualquier proyecto de planta de LNG -si sale el proyecto de Ley- no lo verá funcionando el próximo gobierno. Entonces hay que tener una mirada desde la perspectiva política más allá de la coyuntura y entender la importancia de un proyecto como ese y generar las condiciones adecuadas y que estén esos consensos políticos para que quienes estén interesados en llevar adelante esas inversiones lo puedan hacer y que el país pueda tener una proyección de producción y exportación de LNG para 2028 – 2030.

La mayoría de los productores plantean que se debe buscar algún mecanismo para asegurar el repago de la inversión cuando hay un ingreso en dólares. ¿La provincia tiene una visión sobre qué tipo de instrumentos se pueden utilizar para desandar esa discusión?

-Hay que convencer al gobierno nacional de que todas las inversiones que se puedan generar en Vaca Muerta van a ser dólares incrementales y que parte de ellos tienen que ir al repago de las inversiones, si no las inversiones no se van a concretar.

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Neuquén: el MPN contaría con una clara ventaja sobre Figueroa de cara a las elecciones de abril

El Movimiento Popular Neuquino ganaría la elección a gobernador el próximo 16 de abril, según una encuesta realizada por LAT Consultores. El actual vicegobernador Marcos Koopmann, tiene un 28% de intención de voto, nueve puntos más que Rolando Figueroa, del partido Comunidad. El ex MPN disputa el segundo lugar con Ramón Rioseco del Frente Neuquino de Todos, a quien aventaja por 17% a 16%. En cuarto lugar, aparece Pablo Cervi, de Juntos por el Cambio, con un 12%. Si la tendencia se confirma, el MPN ratificaría el invicto que mantiene en las elecciones para gobernador desde 1962.

La encuesta de LAT Consultores es un muestreo telefónico y online de 1859 casos realizada entre el 27 de febrero y el 6 de marzo e incluye también preguntas sobre la gestión provincial y sobre el desempeño del gobierno nacional. El 49% de los encuestados son de la Ciudad de Neuquén y el resto se distribuye de modo parejo entre el resto de las localidades.

Koopmann representa dentro del MPN a la lista azul que lidera el ex gobernador Jorge Sapag, hombre fuerte de la provincia. Lo acompaña en la formula Ana Pechen, quien fuera dos veces vicegobernadora de la Provincia durante los ocho años de mandato de Sapag, entre 2007 y 2015.

Figueroa también es un histórico del MPN, ya que toda su trayectoria política está ligada a ese partido por el que es diputado nacional desde 2021. Sin embargo, el año pasado decidió no competir en la interna del MPN y presentarse por afuera con su nuevo partido Comunidad. La intendenta de Plottier, Gloria Ruiz, es su compañera de fórmula.

Ramón Rioseco se postula por tercera vez como candidato a gobernador luego de haber perdido las elecciones de 2015 y 2019 a manos de Omar Gutiérrez. Cuenta con el apoyo del kirchnerista Oscar Parrili, sectores del peronismo y de Libres del Sur. Según el sondeo está lejos de arrebatarle la gobernación al MPN, pero disputa la segunda ubicación con Figueroa.

Luego aparece el radical Pablo Cervi en representación de Juntos por el Cambio. Este empresario frutihortícola tuvo un buen desempeño en la legislativa de 2019 cuando fue electo diputado nacional. Cervi tiene una intención de voto de 12%, apenas un punto por encima de Carlos Erguía, quien se fue de Juntos por el Cambio y ahora representa a la fuerza de Javier Milei. Por último, con 5% aparece la fórmula del Frente de Izquierda integrada por Patricia Jure y Raúl Godoy.

Por ahora, hay un 11% de personas que respondieron “No sabe/No contesta”, pero cuando repreguntaron a todos los encuestados sin esa opción los porcentajes de los candidatos variaron levemente, pero las posiciones se mantuvieron.

A los encuestados también les preguntaron quién creen que va a ganar la elección más allá del candidato que ellos apoyan y el 40% dijo que será Koopmann.    

La gestión provincial y nacional

El favoristismo de Koopmann es consecuencia del buen concepto que manifestó la mayoría de los encuestados sobre la situación provincial. Cuando les preguntaron qué opinaban sobre la dirección en la que va la provincia, el 39% respondió “en el rumbo correcto”, el 35% “en la dirección incorrecta” y el 26% dijo que no sabía.

También les preguntaron su opinión sobre la gestión del gobierno nacional y el 32% respondió “muy mala”, el 21% “mala” y otro 21% “regular”. Solo el 18% la calificó como “buena” y un 8% como “muy buena”.  

Al ser consultados sobre el principal problema que enfrentan en la provincia, los encuestados ubicaron en primer lugar a la inflación con el 25%, en segundo lugar la falta de vivienda con el 21% y en tercer lugar la situación económica en términos generales con el 16%.

Cuando les preguntaron sobre las expectativas económicas personales a futuro, el 44% dijo que cree que se mantendrá igual, el 35% que empeorará y el 21% que mejorará.

También les preguntaron sobre la imagen que tienen de los principales dirigentes políticos nacionales. Las opciones incluían a Cristina Fernández de Kirchner, Horacio Rodríguez Larreta, Alberto Fernández, Patricia Bullrich y Javier Milei. La mayor imagen negativa la tiene Alberto Fernández con un 25% que la calificó como “muy mala” y un 39% como “mala”, totalizando un 64%. Cristina Fernández lo siguió de cerca con un 35% que la calificó como “muy mala” y un 27% como “mala”, lo que suma un 62%.

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Pampa Energía lanzó su campaña de comercialización de gas por tercer año consecutivo

Pampa Energía lanzó la campaña «De productor a productor«, un método de comercialización de gas que erradica los costos ligados a la intermediación ya que permite el contacto inmediato con las industrias. Con esta iniciativa, la empresa reafirma su compromiso con el desarrollo del país, posibilitando un canal directo a los clientes.

Además, esta modalidad cuenta con garantía de suministro y con un equipo comercial de vasta experiencia que brindará soporte y resolverá los requerimientos particulares de cada cliente.

El director de Comercialización de Gas y Petróleo de la compañía, Santiago Patrón Costas, expresó que «De productor a productor nos permite llegar de una manera más directa y sin costos de intermediación a industrias y grandes consumidores». «Es una iniciativa que tuvo un gran resultado tanto en 2021 como en 2022 y que nos permite asegurar el abastecimiento a clientes que tienen el gas como un recurso esencial para sus cadenas productivas”, precisó.

Actualmente Pampa Energía es la tercera productora de gas de la cuenca neuquina y la quinta de Argentina. Con una inversión de US$ 1.100 millones entre 2021 y 2023, la producción de la compañía logró un crecimiento del 100% con respecto a 2020, y se consolidó como la de mayor crecimiento en el marco del Plan Gas.Ar.

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Un colapso de tensión del sistema eléctrico volvió a dejar sin servicio a un tercio de los usuarios de Buenos Aires

“Perdimos casi 4000 megas y aún no sabemos por qué. Estamos operando un sistema anémico porque la infraestructura no soporta el pico de demanda”, admitía el martes por la noche un alto ejecutivo del sector eléctrico. Lo hacía después de haber lidiado con otro día complicado por la ola de calor que ya lleva más de 15 días en la zona de centro del país.

A las 15 de ayer el sistema perdió unos 3500 megawatt (MW) de los casi 28.000 que se estaban consumiendo a nivel nacional. Casi un tercio de los usuarios del GBA se vio afectado, aunque la gran mayoría por escaso tiempo. ¿La causa? Un colapso de tensión, tal como se conoce en la jerga al fenómeno que se produce por la caída de la tensión en la red de transporte y en el parque de generación. Esa falla inicial luego dispara perturbaciones y oscilaciones en la tensión de todo el sistema y obliga a interrumpir la demanda (cortar) para recuperar el normal funcionamiento.

La novedad de ayer, a diferencia de lo que sucedió el 1 de marzo, cuando la afectación simultánea de tres líneas de 500 kilovolt (kV) dejó sin electricidad al 45% del país, es que en este caso aún no se conoce cuál fue el problema inicial que desencadenó el colapso. La sensación de vulnerabilidad es evidente. Ese estado de indefensión es el que, en el fondo, más preocupa a los técnicos del sector.

Habrá que esperar a que el área de Operaciones de Cammesa, la compañía encargada del despacho, y los equipos de Transener, la empresa que opera las redes de alta tensión, diseccionen el comportamiento del sistema para encontrar el origen del problema.

La máquina 9 de Central Costanera, una de las que se vio afectada por la baja de tensión en el sistema eléctrico.

Problema de fondo

Más allá de esa autopsia necesaria, la mayoría de las fuentes consultadas por EconoJournal coincide, sin embargo, en que ese análisis no hace a la cuestión central. “Si no es evidente, como lo fue el 1 de marzo por la salida de las tres líneas que vana General Rodríguez, es porque estamos frente a una falla menor que por sí sola no explica el problema. De fondo, lo que está claro es que la infraestructura eléctrica no está preparada para bancar condiciones meteorológicas excepcionales como las que atravesamos en estos días”, explicaron desde una generadora. “Ojo, los colapsos de tensión no son algo nuevo. Formosa, Chaco y la región del noreste (NEA) en su conjunto conviven desde hace 10 años con fenómenos como este, pero no tiene visibilidad porque están lejos de Buenos Aires”, añadió.

La caída de tensión quedó registrada en la estación de Ezeiza de Transener, uno de los principales centros de despacho. En un momento, sus medidores registraron que los transformadores operaban con 470 kV, 35 menos de los 505 kV indicados por protocolo. Frente a un descenso abrupto como ese, los sistemas de protección y automatismos del sistema se activan para evitar la ruptura de los equipos.

Por eso ayer por la tarde salieron de funcionamiento varias de las principales centrales que alimentan de energía el Gran Buenos Aires (GBA), como Central Costanera (que perdió la máquina 9), Genelba (que dejó fuera de servicio una de sus cuatro turbinas) y la central de Albanesi en la zona sur, entre otras. Dos de los cuatros compensadores sincrónicos de Transener en Ezeiza, que se utilizan para inyectar potencia reactiva cuando baja la tensión, estaban fuera de servicio (uno porque se averió en el colapso de hace dos semanas y el segundo por un mantenimiento obligado), pero las fuentes consultadas señalan que aun si estaban disponibles tampoco habrían podido frenar el fenómeno, que se explica por un funcionamiento inestable a nivel integral (tanto de generadores como de transportistas y distribuidores).

Políticas inconsistentes

Las causas estructurales del deterioro del sistema pueden rastrearse en dos (in)acciones del Estado. Por un lado, la política de congelar o atrasar las tarifas residenciales de electricidad que se llevaron adelante, con la excepción de dos o tres años, en los últimos 20 años provocaron un consumo ineficiente de energía fundamentalmente en sectores comerciales y domiciliarios. La gestión de la demanda, tan en boga en la mayoría de los países por el encarecimiento y falta de energía que acarreó la guerra en Ucrania, es en la Argentina un concepto abstracto sin ramificación alguna en la realidad.

Esa realidad se puede leer a través del uso de aires acondicionados. El abaratamiento artificial de las tarifas —que como correlato generó subsidios millonarios— incentivó la instalación de equipos de refrigeración, que por funcionamiento generan una sobredemanda de corriente que acentúa la baja de tensión en el pico de consumo.

En estas semanas de ola de calor, el uso de aires acondicionados llegó a explicar, por momentos, un 35% de la demanda total. Operar un sistema con esa configuración requiere de infraestructura que hoy el país no posee. En resumen, se aplicó una política tarifaria que incentivó la instalación de aires acondicionados, pero no se impulsaron las inversiones para que el sector pueda gestionar de forma no traumática una exigencia mucha más alta.

Falta de transporte

Ese es el segundo punto en el que Estado tiene responsabilidad: desde hace siete u ocho años no se construyen nuevas líneas de alta tensión en 500 kV, tal como publicó este medio, e incluso en años anteriores, cuando sí hubo obras en el segmento de transmisión, se priorizaron algunos proyectos de transporte que no eran estratégicos para la red interconectada, como varias de las líneas de alta tensión que se tendieron en la Patagonia.

“Esta ola de calor dejó en claro que, en el límite, estamos operando un sistema precario. Cuanto antes tomemos conciencia de eso, mejor. Hay que ejecutar cuanto antes un plan de obras en transporte y también en generación”, indicó un consultor. La complejidad macroeconómica que dificulta el acceso al financiamiento y la cercanía de la agenda electoral no permite ser demasiado optimista al respecto.

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Régimen de Zonas Frías: una ley mal concebida, con errores de diseño e incentivos al derroche de gas

Un régimen de subsidios razonable y consistente debe contar con objetivos precisos y fundados, destinatarios claramente establecidos, una instrumentación adecuada y los recursos requeridos para su financiamiento. Un ejemplo que no reúne varios de los elementos citados es el Régimen de Subsidios a los consumos de Gas por redes de Zona Fría, un mecanismo con efectos regresivos e incentivos al uso dispendioso del recurso que debe ser modificado.

Antecedentes

La política de subsidios a los consumos residenciales de la zona sur del país (Provincias Patagónicas), ya se encontraba vigente en la etapa en la que la provisión del servicio de gas por redes lo prestaba la empresa estatal Gas del Estado. A partir de su privatización en 1993, y a fin de mantener el esquema de tarifas diferenciales (subsidiadas) para los usuarios residenciales del sur del país, el Congreso dispuso incorporar partidas especiales en el Presupuesto Nacional para subsidiar a tales usuarios.

Las referidas partidas aportaban recursos para cubrir el diferencial de recaudación entre la obtenida en base a la tarifa del cuadro tarifario Pleno y la que resultase de la aplicación de la correspondiente al cuadro tarifario Diferencial (Tarifa que abona el usuario).

El objetivo perseguido desde su origen por este esquema de subsidio sobre los consumos de gas fue el de reducir su carga sobre los ingresos de los habitantes de las provincias patagónicas debido a: el rigor climático (alto consumo de gas) y a la intención de brindar mejoras de las condiciones económicas a efectos de promover la inmigración y la radicación de nuevos pobladores en la región como un objetivo de orden geopolítico.

Ante las dificultades del Tesoro Nacional para aportar las correspondientes partidas durante los años 2000/2001, el Congreso dispuso la incorporación en la ley de Presupuesto Nacional para el ejercicio 2002 (N° 25.565) del artículo 75 por el cual se creó el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, con el objeto de financiar los subsidios a los consumos residenciales por redes y a la compra de cilindros, garrafas para uso domiciliario de las provincias de Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, Sur de la provincia De Buenos Aires y Departamento de Malargüe en la provincia. de Mendoza. Al año siguiente se extendió también a la región conocida como Puna.

Así, el origen de los fondos para cubrir el subsidio pasó de ser aportado por el conjunto de los contribuyentes del país, a que sean los consumidores de gas natural de toda la Argentina, a través del pago de un recargo aplicado sobre los metros cúbicos de gas natural que se consuman por redes o ductos en el territorio nacional, los que aporten los recursos al referido Fondo con destino específico al subsidio en cuestión.

El cambio de los aportantes al Fondo introdujo una mejora en términos de equidad respecto al esquema anterior en razón de que en éste último aportaban todos los contribuyentes del país, aún aquellos que no contaban con el acceso al gas natural por red y que consumían gas envasado en garrafas y cilindros, mientras que a partir del cambio referido fueron los ciudadanos que consumen y gozan de los beneficios del gas natural por redes los que contribuyeron al sostenimiento del subsidio.

Régimen de Zona Fría – Ley 27.637

En 2021 el Congreso de la Nación sancionó la Ley 27.637 (B.O. 7/7/2021) denominada “Régimen de Zona Fría” por la que se prorrogó la vigencia y se amplió el alcance del régimen anterior establecido por el artículo 75 de la Ley 25.565 antes descripto.

Cabe destacar que el nuevo Régimen “de Zona Fría” fue establecido utilizando la estructura y el mecanismo de funcionamiento del Régimen antes vigente, ampliando su alcance e introduciendo un nuevo criterio para la determinación de las nuevas áreas geográficas beneficiadas.

El nuevo criterio se basó en la clasificación bioambiental del país definida por la norma IRAM 11603 vigente, que considera datos climáticos de diferentes estaciones del país brindados por el Servicio Meteorológico Nacional (SMN). Sobre esa base se dividió a todo el territorio del país en 6 zonas bioambientales.

Sergio Massa y Máximo Kirchner, dos de los impulsores de la ley de ampliación de zonas frías aprobada por el Congreso en 2021.

De esta forma se produjo una desnaturalización del régimen de subsidios original, modificándose no sólo su denominación sino, como ya fue mencionado, el criterio para definir las áreas geográficas beneficiadas, incorporando nuevas zonas caracterizadas únicamente por exhibir registros de temperatura bajos durante el invierno.

Expresado en otras palabras, al régimen de subsidios a los consumos residenciales de gas vigente desde hace más de 30 años, con áreas geográficas beneficiarias seleccionadas considerando cuestiones climáticas, económicas y geopolíticas; se le superpuso otro esquema de subsidio estructurado en base a una sola variable: las temperaturas registradas durante el período invernal en todo el territorio del país.

De esa forma el nuevo régimen de Zona Fría mantiene el subsidio a las zonas originalmente beneficiadas (Provincias Patagónicas, Departamento de Malargüe en la provincia de Mendoza y Región de La Puna), e incorpora nuevas zonas calificadas como: templadas cálidas, templadas frías y frías, de acuerdo con lo consignado en el Anexo de la Ley 27.637.

Entre las nuevas regiones beneficiadas se encuentran gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, la provincia de Mendoza y casi la totalidad de la provincia de San Luis. 

Como se puede apreciar, algunas de las zonas incorporadas al beneficio se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica, con media/alta densidad poblacional e integración territorial.

Respecto al beneficio otorgado, por el solo hecho de residir en las nuevas zonas beneficiarias los usuarios obtienen como beneficio un descuento del 30% sobre tarifa plena, de manera generalizada y sin fijar restricciones asociadas con variables socioeconómicas (Ingresos, patrimonio), lo que da como resultado que el subsidio también sea recibido por usuarios de ingresos medios y altos.

El otro segmento de usuarios beneficiado con el Régimen de Zona Fría es el que, localizándose en las nuevas áreas beneficiarias, recibe un descuento sobre tarifa plena del 50% por cumplir alguno de los criterios de elegibilidad relacionados con la condición económica (ingresos, receptores de AUH, asignación por embarazo, seguro de desempleo, electrodependientes, etc).

Centrando el análisis en este último segmento, si bien se destaca la naturaleza similar de los criterios antes mencionados en comparación con aquellos establecidos para definir si un usuario es pasible de ser considerado beneficiario de la Tarifa Social se observa, al comparar ambos regímenes, que algunos de los criterios difieren significativamente.

En efecto, con relación a los criterios asociados a los ingresos (de jubilados, pensionados, en relación de dependencia, monotributistas), se observa un enfoque más restrictivo para ser incorporado al beneficio de la Tarifa Social (menor o igual a 2 Salarios Mínimos Vitales y Móviles -SMVM), respecto al adoptado en el Régimen de Zona Fría (menor o igual a 4 SMVM).

Asimismo, este último Régimen no incluye criterios de exclusión vinculados con el patrimonio, por ej.: posesión de más de una propiedad, de un auto de menos de 10 años de antigüedad, de una aeronave o una embarcación de lujo; los cuales sí se encuentran contemplados en la Tarifa Social y son motivo de rechazo.

Teniendo en cuenta que en ambos regímenes se otorga como beneficio una reducción del costo del servicio público de gas por redes y que contemplan para su otorgamiento un conjunto de criterios de elegibilidad con conceptos similares, se aprecia un tratamiento más laxo del régimen de Zona Fría respecto al de Tarifa Social, específicamente por los requisitos vinculados a los ingresos y por la ausencia, en el primer caso, de criterios de exclusión asociados al patrimonio.

De esta manera, un usuario no elegible para recibir la Tarifa Social (con un ingreso mayor a 2 SMVM), podría beneficiarse bajo el Régimen de Zona Fría con un descuento del 50% sobre tarifa plena (ingreso mayor a 2 SMVM y menor o igual a 4 SMVM).

Por otra parte, si un usuario de la misma zona fuera rechazado para recibir la Tarifa Social por cumplir con uno de los criterios de exclusión expuestos más arriba, no tendría impedimento para acceder al beneficio de Zona Fría.

Dichas inconsistencias reflejan claramente los defectos de diseño del Régimen de Zona Fría al haberse estructurado sobre la base de un esquema de subsidios ya existente y en funcionamiento -Subsidio a los consumos residenciales de las provincias Patagónicas, Malargüe y Puna-, lo que dio como resultado una nueva versión inconsistente y distorsionada del Régimen anterior, con un incremento notable de la cantidad de nuevos beneficiarios.

Prueba de ello es que la ampliación del alcance del régimen de subsidios preexistente se tradujo en un incremento de casi 5 veces el número de beneficiarios originales (3.100.000 adicionales).

Conclusión

El Régimen de Subsidios a los consumos de Gas por redes de Zona Fría es un proyecto mal concebido, con errores de diseño, con efectos regresivos e incentivos al uso dispendioso del recurso, por lo que la recomendación que surge es la de retrotraer el Régimen de subsidios a su anterior diseño y alcance territorial, lo que requerirá la intervención del Congreso de la Nación para modificar la Ley.

Asimismo, si el objetivo buscado es el de ampliar el alcance del subsidio a los consumos de gas por redes, lo aconsejable es perfeccionar el mecanismo de selección de beneficiarios aplicado actualmente en el Régimen de Tarifa Social a fin de mejorar su focalización y alcance, de forma tal de asegurar que los beneficios recaigan solo sobre los usuarios que realmente lo necesiten.  

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, Néstor Touzet

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360 Energy y Genneia avanzan en la construcción de un parque solar en la Antártida

Las compañías 360 Energy y Genneia se unieron con el Comando Conjunto Antártico Argentino para construir el Parque Solar Donado que abastecerá con energía renovable a la Base Petrel en la Antártida Argentina. El proyecto inició a fines de 2021, pero recientemente comenzó el montaje de los primeros paneles fotovoltaicos y la construcción de las bases de hormigón que sostienen las estructuras del parque, diseñadas para resistir a vientos de más de 200 km/h. El parque solar posee una superficie de 800 metros cuadrados (m2) y contará con 200 paneles fotovoltaicos policristalinos que dotarán a la base de una potencia cercana a 50 KW.

El personal del Comando Conjunto Antártico es el encargado del montaje del parque solar con el apoyo y supervisión de los ingenieros de 360Energy y Genneia”, según informaron las compañías. Se prevé que a fines de marzo se inicien los trabajos de conexión eléctrica y posterior unión con la red que actualmente tiene la base con grupos electrógenos impulsado por combustibles fósiles.

Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad |ESG de Genneia, sostuvo: “estamos muy contentos de trabajar junto a 360 Energy y el Comando Conjunto Antártico para el desarrollo y construcción del parque solar en la Base Petrel que contribuirá con nuestro compromiso en pos de un cambio positivo en la matriz energética”.

Por su parte, Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360 Energy, afirmó: “ver que avanza este parque solar nos hace sentir orgullosos de cómo el trabajo mancomunado de empresas privadas y el Estado, en este caso a través del Comando Antártico, tiene resultado concretos y en línea con los valores de sostenibilidad que compartimos”.

Genneia y 360 Energy “desarrollaron, diseñaron y donaron los componentes del futuro parque solar en Base Petrel comprometiéndose con la misión y trabajando en conjunto con el Comando Antártico para concretar un hito en la generación de las energías renovables de nuestro país”.

La base

La Base Petrel fue fundada el 22 de febrero de 1967 y es una de las trece bases argentinas en la Antártida. Se encuentra en el archipiélago Joinville, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee, a unos 1.100 kilómetros al sur de Ushuaia. Inició como base naval de ocupación permanente, hasta que en el año 1976 tuvo que replegarse la dotación debido a un incendio que destruyó por completo la casa alojamiento principal. Desde esa fecha hasta la actualidad, se mantuvo como base temporal albergando grupos de trabajo de verano y científicos que llevaron adelante tareas de investigación en ese sector de la Península Antártica.

Ahora, está volviendo a ser una base permanente (con presencia humana todo el año) gracias al proyecto de restauración que lleva adelante el Comando Conjunto Antártico, en el cual se enmarca el proyecto de abastecerse con energía renovable.

En la Campaña Antártica 2021/2022 la base Petrel, luego de casi 44 años como base de verano, pasó a ser permanente iniciándose las tareas para su reactivación y transformación integral. En la actualidad, se encuentran emplazadas dentro del Territorio Antártico Argentino siete bases de ocupación permanente y seis bases de actividad de verano.

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En el día del récord de demanda, hubo que importar energía desde cuatro países para cubrir el pico

Este lunes 13 de marzo se registró la mayor demanda de energía de la historia del país. A las 15.28 se alcanzó los 29.105 megawatts (MW), según información de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. El alto consumo se dio en medio de una ola de calor con temperaturas cercanas a los 40 grados. Para cubrir el pico, el parque de generación local al máximo no pudo abastecer la demanda y el país tuvo que importar energía de Brasil, Uruguay, Bolivia y Paraguay.

Según señalaron a EconoJournal fuentes del sector de generación, en la provincia de Corrientes hubo un riesgo de desenganche de líneas provenientes de la Central Hidroeléctrica de Yacyretá, a raíz de un incendio registrado cerca de torres de alta tensión, en un fenómeno que se torna cada vez más usual por la sequía y la quema de pastizales en el campo para resembrar.

Generación propia

El parque de generación local estuvo exigido toda la tarde de ayer. Del total de 26.664 MW, las usinas térmicas aportaron 16.886 MW. Luego, las centrales hidroeléctricas como Yacyretá, Salto Grande y Río Grande generaron 6.635 MW en el horario pico. La generación hidroeléctrica tuvo 1.068 MW indisponibles. Otro sector del parque de generación que sumó lo máximo disponible fue el de las energías renovables, que llegó a 2.142 MW. Por su parte, las centrales nucleares de Embalse y Atucha I generaron 1.001 MW, ya que Atucha II (750 MW) por el momento no está operativa.

Argentina utilizó toda la capacidad de generación que tenía disponible, incluido 2.095 MW de las reservas (máquinas térmicas paradas y menos eficientes que entran en operación si se las requiere). De todos modos, no le alcanzó para cubrir el pico de demanda. Por eso tuvo que importar energía. En total, la región aportó 2.441 MW. Desde Brasil se importaron 1.866 MW. El dato no es menor, ya que fue una suerte climatológica que Brasil tenga esta cantidad de energía disponible para enviar a la Argentina. Además, desde Uruguay ingresaron 492 MW, Bolivia sumó 55 MW y Paraguay hizo lo propio con 28 MW. Juntos, los países limítrofes aportaron más energía al sistema que toda la generación renovable de la Argentina.

Las importaciones y exportaciones en la región se negocian según los excedentes de electricidad de cada país. El precio varía según el escalón de potencia y en qué horario de cada día se concretan. La semana pasada el precio de importación de Brasil se ubicó cerca de los 45 dólares por megawatt por hora (US$/MWh), según una fuente consultada por EconoJournal, aunque admitió que esta semana el precio podría estar cerca de los 60 US$/MWh.

Reservas e indisponibles

Las reservas en realidad son máquinas térmicas menos eficientes que no tienen prioridad para despacharse. El ingreso de la energía mayorista al sistema tiene distintas prioridades. Por ejemplo, las fuentes renovables entran primero y las usinas térmicas se van despachando de acuerdo con la eficiencia, por eso las máquinas más modernas lo hacen antes. Según especialistas, un buen sistema eléctrico de un país debería tener reservas de alrededor del 40%. Siguiendo este parámetro, el parque de generación de la Argentina debería poder despachar 35.000 MW, cuando ayer llegó a un tope de 26.664 MW.

Por otra parte, el parque térmico tiene en la actualidad 7.448 MW indisponibles. No se pueden utilizar. Buena parte de estas usinas tienen máquinas de elevada antigüedad y altamente ineficientes cuya reactivación requiere una inversión que no se repaga por el escaso despacho que tendrían los equipos. Según datos de Cammesa, el parque de generación tiene en la actualidad máquinas indisponibles turbovapor (TV) por 3.115 MW; turbogas (TG), por 2.738 MW; ciclos combinados, por 782 MW; y motores diesel (DI), por 813 MW.

Récord y cortes

El récord de 29.105 MW de demanda de energía superó a los 28.562 MW del viernes pasado que, a su vez, había superado el anterior récord de 28.283 MW del 6 de diciembre de 2022. El Gran Buenos Aires alcanzó un nuevo máximo de 11.217 MW a las 15.25, superando el del pasado viernes de 11.151 MW. En medio de la ola de calor, las distribuidoras Edesur y Edenor tuvieron serios problemas con interrupciones del servicio. Cerca de las 19 de este lunes el ENRE informaba que había más de 130.000 hogares residenciales sin luz, la mayoría de Edesur.

Fuentes con conocimiento del segmento de distribución indicaron a EconoJournal que en esta ola de calor -que lleva dos semanas- por encima de los 30° C, cada grado centígrado que sube la temperatura se quedan sin electricidad entre 6.000 y 7.000 usuarios. Este fue un comportamiento constante que se registró durante estos 15 días de temperaturas extremas.  

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, Roberto Bellato

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Brasil: petroleras cuestionan las retenciones temporales que estableció Lula sobre las exportaciones de crudo

Un sorpresivo impuesto temporal sobre las exportaciones de petróleo en Brasil está generando cuestionamientos de las petroleras nacionales e internacionales. Distintas compañías pidieron en la justicia federal brasileña una medida cautelar para suspender la aplicación del impuesto.

El gobierno aprobó el 28 de febrero la medida provisoria 1163/23 que suspende o reduce un impuesto sobre distintos combustibles hasta el 30 de junio. Entre los artículos sorprendió a la industria petrolera un impuesto adicional de 9,2% sobre las exportaciones de crudo que también regirá hasta junio. El gobierno argumentó que el impuesto compensará la pérdida de ingresos por el lado de los combustibles.

“Es una solución transitoria. Las empresas están obteniendo beneficios desorbitados, pagan pocos impuestos y es una solución intermedia. El Congreso tendrá la última palabra”, dijo el ministro de Hacienda, Fernando Haddad.

El Ministerio de Hacienda espera recaudar 6,6 mil millones de reales por esta medida. El gobierno estimó un déficit fiscal de 231,5 mil millones de reales en 2023.

Cuestionamientos

Petroleras que operan en Brasil y exportan crudo cuestionaron la legalidad de la medida provisoria y al gobierno por no haberla consultado previamente con la industria.

“La medida, que fue anunciada sin un diálogo significativo con la industria, trae incertidumbre sobre nuevas decisiones de inversión, afectando la competitividad de Brasil en el sector de exploración y producción, donde el país tiene un fuerte potencial geológico”, dijo Shell en una nota.

Shell, TotalEnergies, Repsol, Equinor y Galp solicitaron la semana pasada en la justicia federal una medida cautelar para suspender la aplicación del gravamen. Argumentan que el impuesto a la exportación, de carácter extrafiscal, no puede utilizarse para compensar la pérdida de recaudación con la exención a los combustibles.

La petrolera Petrogal Brasil, controlada por la portuguesa Galp y Sinopec de China, estimó una pérdida de 50 millones de euros por el impuesto. Petrogal es el cuarto mayor productor de petróleo de Brasil, con una producción de 100.000 bpd.

Sectores de la oposición también cuestionaron la medida, sobre todo aquellos vinculados con los estados productores de petróleo. Las medidas provisorias rigen por 60 días y no son renovables, debiendo pasar por el Congreso para su aprobación una vez que vence el plazo, por lo que el gobierno deberá negociar con aliados y oposición la aprobación de la medida.

La posición de Petrobras

La plana mayor de Petrobras, la petrolera controlada por el Estado brasileño, fue consultada por la medida en el CERAWeek.

Por el impuesto temporal Petrobras podría exportar menos crudo según el presidente de Petrobras, Jean Paul Prates. «Realmente depende de la mezcla de crudos que usaremos en las refinerías, y eso no depende de mí, sino de nuestros muchachos de refinería», dijo en los pasillos del CERAWeek según Bloomberg. «No lo veo como una herramienta directa e inteligente para resolver el problema fiscal» del país, añadió.

Más enfático en su rechazo fue Marcelo Gasparino, miembro del directorio de la petrolera brasileña, que consideró que la medida «es un error». «Creo que la justicia revertirá» el impuesto, dijo Gasparino. «Es posible que haya una caída de las inversiones extranjeras” si el impuesto resulta no ser temporal, agregó.

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, Nicolás Deza

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¿En qué consiste el fondo financiado con las exportaciones de petróleo que propuso crear Katopodis?

El ministro de Obras Públicas de la Nación, Gabriel Katopodis, impulsa la creación de un fondo soberano que, en caso de concretarse, será financiado con las exportaciones de hidrocarburos y otros recursos estratégicos como el litio. Un equipo dentro del ministerio esta elaborando una propuesta técnica al respecto. Por ahora es una idea solitaria pero el ex intendente de San Martín contó con el aval del Ministerio de Economía.

Katopodis comenzó a hablar en los últimos meses sobre la creación de un fondo soberano para el desarrollo del país. “Cada uno de los recursos naturales que la Argentina está potenciando como Vaca Muerta y otros tantos, tiene que ir conformando un fondo de desarrollo, un fondo soberano”, dijo el ministro en un video publicado en sus redes sociales a principios de año.

Consultado por EconoJournal, Katopodis respondió que “nuestra tarea es contarle a los argentinos y argentinas cómo sigue la Argentina a partir de este tiempo, que es bisagra». «La constitución de un Fondo Soberano, de asignación específica, con los dólares que entren de las exportaciones de hidrocarburos y otros productos, nos debe permitir generar las condiciones necesarias para una transición en el cambio de la matriz energética y productiva de nuestro país”, explicó escuetamente sin entrar en detalles sobre la iniciativa.

“A la vez es un Fondo de futuro para levantar el piso de las nuevas generaciones. Tenemos que garantizar que los que nos sigan tengan mejores trabajos, mejores salarios, mejor calidad de vida. Debemos consolidar un proceso y un horizonte de progreso para los próximos veinte o treinta años”, añadió.

La Argentina tiene una oportunidad enorme, un destino de prosperidad y los recursos que está demandando el mundo.

Una muestra es este yacimiento de litio en #Catamarca, 6 mil hectáreas que están generando empleo argentino y que van a permitir exportar 30 mil toneladas por año. pic.twitter.com/PLuOmJjHrY

— Gabriel Katopodis (@gkatopodis) January 27, 2023

Un antecedente fallido

Lo llamativo del caso es que se trata de una iniciativa que excede el área de acción del ministerio y que de momento es impulsada en soledad por el ministro. No forma parte de un programa de gobierno del Frente de Todos para las próximas elecciones.

Un equipo dentro del ministerio de Obras Públicas ya esta trabajando en los trazos gruesos de la propuesta, que no fue consultada aún con la Secretaría de Energía, confiaron fuentes al tanto del tema a EconoJournal.

Algunas de las asignaciones específicas del fondo serían financiar el desarrollo de las energías renovables, desarrollar las tecnologías y la economía del conocimiento para el aumento de la producción nacional y capacitar a los jóvenes y fomentar su ingreso al mundo laboral, de acuerdo con las fuentes consultadas.

No es la primera vez que desde el Estado se intenta impulsar la creación de un fondo soberano. Una propuesta de ese tipo fue elevada al equipo de Martín Guzmán es sus tiempos como ministro de Economía. “Le propusieron la idea en su momento al asesor de Guzmán en temas energéticos y no dio ni cinco de bola”, contó una fuente conocedora de los hechos.

Lo novedoso es que una propuesta que puede resultar sensible para las inversiones energéticas en el país sea impulsada desde un ministerio ajeno al área energética. El ministro de Economía, Sergio Massa, fue informado por Katopodis de la iniciativa antes de su divulgación.

También es sintomática de la situación política en el Frente de Todos, que hoy no tiene un programa electoral debido a las indefiniciones sobre las candidaturas presidenciales. En este contexto, el ministro de Obras Públicas impulsa una propuesta que toca de lleno en la discusión pública que el kirchnerismo esta dando en el FdT sobre la explotación y utilización de los recursos naturales.

El tono que esta tomando esa discusión fue expresado el último fin de semana por el presidente del Partido Justicialista bonaerense, Máximo Kirchner. «No alcanza con tener recursos naturales, es necesario discutir un modelo donde esa riqueza genere una industria y no reprimarice. Hay que enfrentar los intereses que quieren saquear la riqueza argentina. Hay que pelearse para que esos recursos alimenten a nuestro país», dijo el hijo de la vicepresidenta.

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, Nicolás Deza

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Pan American Energy lanza su programa de Pasantías Nacionales para estudiantes

Pan American Energy (PAE) lanzó una nueva edición de su programa de Pasantías Nacionales, cuyo proceso de selección abarca todas las universidades públicas y privadas del país. Este año la compañía incorporará a más de 65 jóvenes con buen desempeño académico y manejo del idioma inglés. Desde el inicio del programa en 2019, PAE ya seleccionó 115 pasantes nacionales.

La compañía convoca a estudiantes a partir de tercer año de las carreras de Ingeniería, Geociencias, Ciencias Económicas, Comercialización, Comercio Exterior, Comunicación, Recursos Humanos, Sistemas de la Información y carreras afines.

Victoria Traverso, gerente de Desarrollo de Talento de PAE, indicó que “los nuevos pasantes se sumarán a PAE y vivirán una experiencia de aprendizaje integral. Buscamos jóvenes que sean protagonistas, ágiles, decididos, que quieran dar sus primeros pasos en el mundo laboral con desafíos concretos junto a sus tutores. Los referentes y líderes de la compañía participan activamente del programa, acompañando a los nuevos talentos para potenciar su desarrollo”.

Las pasantías comenzarán en junio, tendrán una duración de seis meses prorrogables hasta 18 meses y se realizarán en Comodoro Rivadavia (Chubut), Neuquén, Campana (Buenos Aires) y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Los interesados podrán inscribirse hasta el 31 de marzo en www.pasantiaspae.com

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, Redaccion EconoJournal

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Productores paralizan la producción de petróleo al sur de Chile tras la decisión de Enap de desacoplar el precio local del barril

Las empresas productoras de crudo del sur de Chile, fundamentalmente GeoPark y FDC-una empresa de capitales argentinos que adquirió las áreas de YPF en el sur del país vecino-, paralizaron su producción. La decisión radica en la imposibilidad de llegar a un acuerdo sobre el precio del crudo con la Empresa Nacional del Petróleo (Enap).

Esta situación se debe a que Enap -que lleva adelante el proceso de refinación- tomó la decisión de comenzar a abonar un precio menor por el petróleo que se produce localmente. Les ofreció a las productoras Brent a menos 25 dólares, es decir, US$ 56 por barril, cuando su cotización es de US$ 81.

Ante esta medida, las productoras decidieron frenar la producción puesto que estos valores no resultan rentables. Sobre todo, teniendo en cuenta que, si Enap tiene que importar petróleo, no abona el Brent al valor que fijó para las compañías locales, sino que debe pagar por el crudo US$ 30 más, a un total de US$ 86 por barril.

La situación de FDC

La productora FDC realizó la inversión de compra en 2021, adquiriendo los activos que estaban bajo la órbita de YPF. Se trata de pozos de petróleo y gas ubicados en el bloque San Sebastián.

Frente a esta adquisición, el estado chileno analizó durante un año la validez de la transacción a través del Ministerio de Energía y de la Contraloría General de la República, quienes dieron certeza a la operación a través del proceso de aprobación que culminó con la Toma de Razón en septiembre de 2022.

No obstante, y a pesar de que FDC recibió a la totalidad del personal, las instalaciones y los pozos de YPF, desde septiembre del 2022 no ha podido vender su producto porque las gestiones para celebrar el contrato de venta no han avanzado, y no han recibido respuesta por parte de Enap.

A través de un comunicado, la empresa afirmó que el crudo que producen “es similar al de ROCH, empresa petrolera argentina a la cual Enap actualmente compra un volumen diario similar al que pueden proveer los pozos de FDC”. En ese sentido, desde la productora exigieron que el Estado proteja la inversión y desarrollo local “brindando seguridad jurídica, y dando certeza a los contratos”.

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, Loana Tejero

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Petroleras reclaman que no se las obligue a renunciar a sus reclamos contra el Estado para acceder a divisas oficiales

Algunas empresas petroleras han comenzado a solicitarle informalmente al gobierno que flexibilice la obligación de renunciar a cualquier reclamo administrativo o judicial contra el Estado por incumplimientos en el Plan Gas para que se les garantice acceso a las divisas previsto en el DNU 277/22.

El jueves 11 de agosto del año pasado, una semana después de haber asumido como ministro de Economía, Sergio Massa viajó a Neuquén y anunció la reglamentación del decreto 277/22 que le garantiza acceso a las divisas a las petroleras que inviertan en Vaca Muerta. La norma estableció que el beneficio se aplica desde el tercer trimestre de 2022 y debe ser reconocido en un plazo no mayor a los 90 días a partir de la finalización del período. 

Massa prometió en Neuquén que se garantizaría el acceso a las divisas a las petroleras que inviertan en Vaca Muerta.

Sin embargo, el DNU 484/22, que reglamentó el DNU 277/22, estipula en su artículo 24 que para adquirir y mantener los beneficios definidos en la norma, las petroleras deberán renunciar a cualquier reclamo administrativo o judicial por incumplimientos que tengan en marcha o que puedan emprender a futuro.

“A los efectos de los regímenes y beneficios determinados en el Decreto N° 277/22, los interesados deberán renunciar expresamente (…) a toda promoción de acciones administrativas y/o judiciales contra el Estado Nacional respecto de cualquier concepto vinculado con el Plan Gas.Ar (…), como así también desistir de cualquier reclamo que, sobre dichos conceptos, hubiesen sido iniciados con anterioridad al dictado del presente decreto, bajo la modalidad que determine la Autoridad de Aplicación”, estableció el artículo en cuestión.

Deudas por impuestos

Habida cuenta de los problemas que tiene el Gobierno para pagar en tiempo y forma lo pactado en el Plan Gas.Ar, empresas del sector están solicitando la quita de este requisito para que el Decreto 277 pueda ser instrumentalizado. “No sería lógico que acceder a ciertos beneficios implique renunciar a percibir cifras comprometidas por el Estado”, explicaron desde algunas compañías.

Vale resaltar que desde hace bastante tiempo el Ministerio de Economía dejó de abonar la remuneración que les corresponde a las productoras por la inyección de gas destinada a cubrir la demanda residencial del país. Aunque los últimos pagos datan de julio del año pasado, existen pasivos desde mediados de 2021. Frente a este delicado escenario, algunas empresas se encuentran estudiando la posibilidad de solicitar la autorización del Gobierno para saldar con esas acreencias sus obligaciones impositivas ante la AFIP.

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, Redaccion EconoJournal

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La emergencia eléctrica por la ola de calor desató una fuerte disputa entre Neuquén y Nación

NEUQUÉN.- En medio de la emergencia eléctrica por la ola de calor, que este viernes quedó evidenciada por el nuevo récord histórico que se registró en el sistema, se generó una disputa entre la gobernación de Neuquén y las autoridades del área energética del gobierno nacional por la gestión de las reservas de agua del complejo hidroeléctrico del Comahue. Concretamente, funcionarios de la administración patagónica advierten que el pedido de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), de aumentar el despacho hidroeléctrico desde El Chocón y Piedra del Águila podría comprometer la seguridad del abastecimiento de agua para la región.

““La provincia de Neuquén no se hace responsable en cualquier daño y perjuicio a los habitantes de la cuenca”, manifestó Elías Sapag, representante neuquino en la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC), en diálogo con EconoJournal y recordó que las prioridades del uso del agua son: primero abastecer a las ciudades, luego a las industrias y en tercer lugar la generación de energía eléctrica.

El martes de esta semana Cammesa solicitó que se incremente el volumen de agua que se turbina en la central El Chocón pese a que rige la declaración de emergencia hídrica en la zona ante la sequía de más de diez años.

Sapag cuestionó a sus pares de Río Negro y de Buenos Aires en la AIC, quienes accedieran a la solicitud de erogación de 600 metros cúbicos por segundo en la represa durante los próximos 15 días. 

Para las autoridades neuquinas, se configuró un cóctel peligroso porque en este marzo se registran en forma simultánea olas de calor en todo el país, actividades productivas a pleno luego del receso de verano y la sequía que vive la región de más de diez años.

Nivel en baja

Los ríos Limay, Neuquén y Collón Cura hoy en día tienen los niveles de caudal más bajos de los últimos 120 años. Si bien desde la AIC se reconoce que hay buenas reservas en los embalses, Sapag aseguró que esto se debe a que se cuida el recurso mediante la declaración de Emergencia Hídrica vigente que pone cotas a las erogaciones de agua.

“Venimos de 15 años de sequía y no sabemos cómo va a seguir el clima, por eso no queremos acceder a cada demanda de Nación”, dijo Sapag.

“Desde la Secretaría de Energía no tienen planificación para la demanda de energía. Estamos pidiendo sentarnos a una mesa para charlar los problemas que tenemos. No podemos dejar sin agua nuestros ríos. Cammesa sabe que hay una emergencia hídrica, es un problema de Nación, cuando nosotros tenemos problemas, ellos no nos atienden”, concluyó.

La Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los ríos Limay, Neuquén y Río Negro es un organismo que tiene por objeto todo lo relativo a la administración, control, uso y preservación de las cuencas de los ríos mencionados. La integran representantes de las Provincias de Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, y del Estado Nacional.

Años secos

El responsable de Fiscalización de las Concesiones de la AIC mencionó a este medio que “se ve claramente que la falta de generación de energía se debe a la falta de agua. Aún con todos los factores que intervienen en el mercado eléctrico, lo que el sistema haría es generar con el combustible más económico, que es el agua, que no se le paga a nadie”.

Y aseguró que los embalses del Limay en su conjunto tienen aproximadamente el 67 % del agua útil que podrían almacenar en esta época. Los del río Neuquén, el 78 %. “Esas buenas reservas gracias a la operación que se realizó en virtud de la declaración de Emergencia Hídrica, cuyo efecto más concreto fue limitar el uso de agua para generación”, dijo.

El año hidrológico termina a fin de marzo, aunque fuera un marzo muy húmedo, en relación ya se sabe que es un mes muy seco que no alcanza a cambiar la tendencia.

Y analizó los pronósticos: “Lo que suceda a partir de abril, en un nuevo año hidrológico es sumamente incierto, ya que todos los pronósticos de mediano plazo son netamente cualitativos y tienen mucha dispersión. El único pronóstico que mira el semestre anticipa sequía. Aunque hay otros que anticipan el fenómeno Enzo, es decir un cambio del fenómeno niña a niño. Tampoco es definitivo en cuanto a que eso se refleje en precipitaciones y caudales altos en nuestra región. El panorama es incierto y sería prudente, desde el punto de vista de la disponibilidad de agua, manejarse con precaución y almacenar todo lo posible en los embalses”.

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, Jorgelina Reyente

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Modificarán el esquema de sanciones a Edenor y Edesur cuando registren cortes de electricidad a hogares

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó en el Boletín Oficial la resolución 252 que modifica los indicadores técnicos que se utilizan para medir la calidad del servicio de Edenor y Edesur. Lo que se busca es establecer penalidades más duras cuando las distribuidoras incurran en fallas con el suministro a hogares. La medida recién se aplicará a partir de septiembre. En los hechos, el ENRE estableció un control más estricto en los indicadores de frecuencia y duración de los cortes de luz en las zonas que más vienen sufriendo interrupciones en el servicio. Impactará en las sanciones a las distribuidoras y sobre los resarcimientos a los usuarios.

El contrato de concesión tiene indicadores para establecer multas a Edesur y Edenor respecto al servicio técnico y comercial. Uno de los principales controles tiene que ver con los indicadores de frecuencia de cortes de luz que tiene una zona determinada y cuál es la duración de las interrupciones del servicio. Formalmente los indicadores se denominan Calidad del Servicio Técnico SAIDI (duración de interrupción media por usuario) y SAIFI (frecuencia de interrupción media por usuario).

En la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de 2017 se establecieron límites por partido y comuna para ambos indicadores. La resolución del ENRE fija nuevos límites de frecuencia y duración entre los semestres 54 (marzo 2023 a agosto 2023) y 55 (septiembre 2023 a febrero 2024) y pone, de esta manera, mayores exigencias para aplicar sanciones a las distribuidoras. Se trata de “un control más estricto en la cantidad y duración de los cortes. Buscamos establecer un criterio más exigente para las distribuidoras en determinados municipios y comunas”, según indicaron fuentes del ENRE a EconoJournal. Respecto de por qué la medida comienza a aplicarse desde septiembre, las mismas fuentes explicaron que “los incumplimientos de las distribuidoras se dan en el verano, justamente en el período del semestre 55 (septiembre 23- febrero 24)”.

Dónde impacta

Los nuevos límites en los controles de los cortes de electricidad entre el semestre 54 y 55 abarca a distintas zonas de la ciudad de Buenos Aires (CABA) y el conurbano. Puntualmente para Edesur, las zonas en CABA que abarca el control en la frecuencia de los cortes de luz son las comunas 5, 6, 7, 8, 9, 10 y 11. En el conurbano, las localidades con más control serán Cañuelas y Presidente Perón.

En cuanto el indicador de duración en Edesur, sólo una comuna tiene un nuevo límite y es la 10, que abarca barrios que vienen sufriendo extensos cortes de electricidad como Monte Castro, Floresta, Villa Luro, Vélez Sarsfield, Versalles y Villa Real. El resto de las comunas mantendrán los mismos indicadores. Llama la atención que no fue incorporada en el indicador de duración la comuna 9, donde los barrios de Matadores, Parque Avellaneda y Liniers que vienen sufriendo extensos cortes de luz. En el conurbano, para el indicador de duración de los cortes de Edesur figuran las localidades de Cañuelas, Ezeiza y Presidente Perón.

En el caso de Edenor, al indicador de frecuencia será más estricto para las comunas 11, 14 y 15 en CABA y en las localidades de Escobar, Gral. Las Heras, Gral. Rodríguez, José C. Paz, Marcos Paz, Merlo, Moreno, Pilar, San Miguel y Tigre.

Mientras que el indicador de duración de cortes en Edenor se aplicará más rigurosamente para las comunas 11, 12, 13, 14 y 15 y en el conurbano para las localidades de Escobar, Gral. Las Heras, Gral. Rodríguez, José C. Paz, La Matanza, Malvinas Argentinas, Marcos Paz, Moreno, Pilar y Tigre.

Frecuencia y Duración

El anexo de la resolución aclara: “la reducción de los indicadores SAIFI (frecuencia) y SAIDI (duración), sólo se aplica en los partidos y/o comuna cuya reducción establecida en el semestre 53 (septiembre 2022 – febrero 2023) supere el valor SAIFI = 3,020 y SAIDI = 5,534 (valores que resultan promediar los indicados para el semestre 53, de los partidos de la provincia de Buenos de Aires) y los valores SAIFI = 1,682 y SAIDI = 3,873 (valores que resultan promediar los indicados para el semestre 53 de todas las comunas de CABA). En los senderos de los partidos y/o comunas que no superen dichos valores, se mantienen el valor correspondiente al semestre 54 (marzo – agosto 2023)”.

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, Roberto Bellato

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Por la ola de calor, la demanda de energía en la Argentina alcanzó un nuevo récord histórico

En medio de la ola de calor que golpea el centro del país, la Argentina marcó un récord histórico de demanda de energía eléctrica este viernes 10 de marzo a las 15:15 horas. En ese momento, la demanda trepó a los 28.562 MW. Nunca se había demandado tanta energía en el país, sea en un día hábil o no hábil. Así, se superó la marca anterior que había sido el 6 de diciembre de 2022, cuando la demanda alcanzó los 28.283 MW, según la información que aporta Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico.

El récord se registró cuando la temperatura en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se encuentra la demanda del país, llegó a los 37° centígrados y con una sensación térmica por arriba de los 41,2°. El récord de demanda coincide con el verano más caluroso de la historia del país.

Generación

A las 15:15 horas de este viernes la generación en el Sistema Interconectado Nacional (SADI) fue de 26.306 MW y se abasteció de distintas fuentes. Las usinas térmicas aportaron la gran parte de la electricidad, ya que alcanzó los 16.601 MW.

La segunda fuente fue fueron las centrales hidroeléctricas con 6.450 MW, luego aparecen las fuentes renovables (principalmente los parques eólicos y solares) con 2.252 MW y, por último, las centrales nucleares aportaron 1.002 MW. Los 2.256 MW de diferencia se cubrieron con importaciones de energía, principalmente de Brasil.

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, Roberto Bellato

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Caída de la producción y falta de nuevos proyectos, los efectos del freno a las importaciones en la minería de oro y plata

Las expectativas del sector minero en la Argentina están concentradas principalmente en el desarrollo del litio. Pero los proyectos de oro y plata, que en la actualidad generan el 80% de los ingresos del sector, están en declive de producción y podría no haber nuevas operaciones en la próxima década. La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) advirtió que esta situación es la consecuencia del freno a las importaciones y el aumento de los costos en dólares en la minería metalífera.

El deterioro se hace palpable por la ausencia de nuevos proyectos. Pasará al menos una década hasta que tengamos un nuevo yacimiento de oro produciendo”, denunció la entidad en el marco de la feria minera Prospectors and Developers Association of Canada (PDAC), que se realiza en Toronto.

Escenario

En la actualidad, la Argentina no tiene ningún yacimiento de oro en construcción ni en etapas avanzadas (factibilidad y prefactibilidad). En cuanto a la plata, hay un solo yacimiento en construcción (La Providencia, ubicado en Jujuy y a cargo de empresa china Hanaq Group), ya que a este mineral se le suma la prohibición de la actividad en algunas provincias que, además, cuentan con reservas de escala mundial.

Según datos de la Secretaría de Minería, hay 12 proyectos de oro en producción y tres de plata, la mayoría están en Santa Cruz, pero también hay operaciones en Catamarca, San Juan, Salta y Jujuy. En cuanto al cobre, que requiere de grandes volúmenes de inversión, la Argentina dejó de producir en 2018, pero el proyecto Josemaría en San Juan está en etapa de construcción.

Un declive de la producción de oro y plata tendrá un impacto negativo en las cuentas nacionales, ya que la minería es uno de los tres únicos sectores productivos que en 2022 generó ingresos netos de divisas al país por su balanza comercial exportadora, afirmó CAEM. El año pasado, la minería fue el sexto complejo exportador nacional totalizando US$ 4.000 millones en exportaciones.

Razones

La cámara minera indicó que la principal causa del deterioro económico “es el permanente incremento de los costos en dólares, la disparidad de tipos de cambio y las dificultades en la provisión de insumos importados”. “A esto se suma que la mayoría de los proyectos en producción se encuentran en etapa madura y, por tanto, conllevan mayores costos de explotación, a lo que indefectiblemente hay que agregar la merma del contenido metálico del mineral extraído que deviene de la madurez de los mismos”, añadió.

Según CAEM, esta situación genera tres efectos negativos: a) declive de la producción de los proyectos metalíferos de oro y plata; b) adelantamiento de la finalización de su vida útil; y c) disminución de incorporación de cualquier nuevo proyecto. La entidad empresaria señaló que viene dialogando con funcionarios nacionales y provinciales, que expresaron que están analizando “soluciones a la brevedad”.

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, Roberto Bellato

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“La ley de litio de La Rioja es buena porque la provincia recién está en la línea de largada”

La declaración de “interés público” y como “recurso estratégico” sobre el litio en la provincia de La Rioja y la nulidad de permisos exploratorios para que se reviertan al estado generó mucha polémica en la industria minera. Distintas voces y sectores se manifestaron a favor y en contra. EconoJournal entrevistó al consultor minero Favio Casarin, que analizó la medida impulsada por el gobernador Ricardo Quintela: “en este escenario internacional, La Rioja vio que no tiene absolutamente ningún desarrollo ni empresas con permisos de cateos desarrollando una sola inversión”. Y explicó que, por la zona geomorfológica donde está, “probablemente esta provincia tenga recursos de litio”.

Sin impulsar estas medidas, La Rioja tampoco podría atraer a nadie para invertir porque todos los permisos ya estaban otorgados”, añadió. Casarin afirmó también que La Rioja intenta reordenar los permisos de cateos y poder iniciar un proceso para que en un futuro otras empresas puedan invertir.

-¿Qué opinión tenés del debate que se generó a partir de que La Rioja declaró como recurso estratégico al litio?

El debate que se generó por el tema de La Rioja no va a la profundidad de la causa. Por un lado, la provincia declaró de interés púbico y como recurso estratégico al litio y suspendió los permisos de cateo y las concesiones mineras por 120 días para que La Rioja declare zonas de investigación con participación de la empresa minera provincial. Lo que hay que aclarar es que en La Rioja no hay ninguna concesión minera de litio. Había permisos de cateo y prospección sobre determinados salares, ni siquiera de exploración. La Rioja integra lo que geomorfológicamente se denomina “Puna Austral” y habría posibilidades de que tenga concentraciones atractivas de litio. Se lo declare o no, todos sabemos que el litio es estratégico y así se toma en distintas partes del mundo. México y Bolivia lo nacionalizaron. Canadá y Chile declararon zonas de explotación exclusiva. En este escenario internacional, La Rioja vio que no tiene absolutamente ningún desarrollo y ninguna empresa con permisos de cateos desarrollando una inversión. Por eso, la gobernación de La Rioja y el poder legislativo de la provincia determinaron esta medida para salir de esta coyuntura. Probablemente tenga recursos, pero no tiene inversiones. Sin esto, La Rioja tampoco podía atraer a nadie porque los permisos ya estaban todos otorgados.

Por otro lado, desde lo jurídico, tenemos un Código de Minería que es del año 1886 y una reforma constitucional que es de 1994 (casi 110 años después) que tiene plasmado que los recursos mineros pertenecen a las provincias. En resumen, tenemos un código minero atrasado que dice una cosa y una reforma que está por encima del código que dice otra distinta. Esta contradicción en algún momento va a tener que resolverse. Además, es un código vetusto que ya nadie aplica. La Argentina tiene provincias que están divididas autónomamente y aplican distintas políticas mineras, incluso hay siete provincias que prohíben la minería. Entonces, ¿para qué tenemos un Código de Minería?

-¿Por qué una provincia como La Rioja, que no tiene concesiones de litio ni exploración, implementó esta política?

Hay que diferenciar que un proyecto minero tiene un proceso que comienza con un permiso de cateo y de prospección. Eso después se transforma en una exploración. Luego llega la exploración avanzada, que es cuando hay descubrimientos y reservas probadas. Recién acá entramos en la fase donde el permisionario puede ir a pedir una concesión minera. En La Rioja no hay concesiones mineras. Lo único que otorgó fueron permisos, que son derechos precarios. Si el permisionario no avanza, la provincia no puede quedarse de brazos cruzados esperando que transcurran los plazos del Código de Minería. Así nunca va a poder haber una inversión ni se va a otorgar una concesión para que explote ese recurso. La Rioja intervino para acelerar este proceso y poder explorar litio.

-¿Crees que La Rioja puede sumarse en el mediano plazo a ser una provincia relevante en el sector de litio como Jujuy, Catamarca y Salta?

Todavía es muy temprano para poder analizar si La Rioja podrá tener un rol de desarrollo como el de Jujuy, Salta y Catamarca. Salta todavía no tiene proyectos en producción, pero los va a tener en breve y es la provincia que tiene mayor cantidad de exploración. La Rioja primero tiene que definir estos recursos que potencialmente tiene, porque ya se hicieron ensayos donde se encontraron concentraciones de litio. Luego, habrá que analizar qué parte de estos recursos se pueden transformar en reservas. La decisión política que manifestó el gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, sobre el litio es buena porque recién está en la línea de largada. En la medida de que las cosas se vayan haciendo bien los inversores van a ir apareciendo. Recién luego de este recorrido vamos a poder analizar en qué situación está La Rioja. Si no se tomaban estas medidas entre diciembre y enero, ni siquiera estaríamos hablando de esta provincia. Si San Juan tiene minería, Catamarca tiene minería y La Rioja está entre los dos compartiendo la misma Cordillera de los Andes y la misma geomorfología, es lógico que también tenga recursos mineros. La medida que tomó La Rioja es para que la provincia se convierta en un actor minero.

-¿Cómo ves al sector del litio en este escenario y qué esperás para 2023?

Este año están depositadas muy buenas expectativas. Algunas de las proyecciones que ya teníamos para fines de 2022 para incrementar la producción van a confirmarse este año, sobre todo porque va a ingresar en producción el desarrollo de Minera Exar en Jujuy (proyecto Cauchari – Olaroz), más las ampliaciones de la planta del proyecto de Livent en Catamarca y se suma el proyecto Olaroz de Allken en Jujuy. Sólo con esto, la producción de litio este año podría llegar a duplicarse. Con lo cual, pasaríamos a alrededor de 80.000 toneladas anuales. La Argentina tiene el 8% de la producción mundial. Pero tenemos que considerar que están en etapa de construcción y factibilidad ocho proyectos, aunque puede sumarse alguno más durante este año. Es decir, vamos a incrementar la producción en 2023 y 2024. Por este motivo, en 2025 podríamos estar con una cifra de toneladas de producción bastante más elevada. Además, hay una treintena de proyectos en las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca y hay expectativas de que (más adelante) se sumen otras provincias como La Rioja y San Juan. También hay otros proyectos en Neuquén, Mendoza y Córdoba que también están explorando. El problema de las dos últimas provincias son las leyes antimineras.

-¿Qué medidas del gobierno nacional te parecen adecuadas para el desarrollo de los proyectos de litio?

El artículo 124 de la Constitución le otorga el dominio de los recursos naturales, entre ellos los mineros y el litio, a las provincias. La actuación de la Nación es limitada en este aspecto, más allá de que tiene que dar señales al inversor. Siempre el inversor viene primero a la Argentina y, después, se inserta en una provincia. En la medida de que se efectúen políticas de estabilidad financiera, cambiaria y económicas, es central que se otorguen posibilidades para que las empresas inviertan dinero real y con los dividendos que obtengan puedan también transferir para sus casas matrices. Somos un país que no produce algunos insumos que necesitan los proyectos mineros, es clave que puedan ingresar esos insumos al país. Sabemos que la capacidad de dólares del BCRA es limitada por los problemas cambiarios. Es fundamental que el gobierno nacional tome medidas sobre estas cuestiones en el sector minero, porque, además, no las pueden llevar adelante las provincias.

-¿Qué medidas faltan?

Creo que con los precios que está teniendo el litio a nivel internacional una medida sería liberar el tope de las regalías que establece el artículo 22 de la Ley 24.196 y que las provincias puedan establecer regalías móviles, para que puedan subirse y bajarse de acuerdo a la situación del mercado internacional y de la disponibilidad del recurso a las reales inversiones que hagan las empresas. Como sucede en el sector petrolero, necesitamos que distintos capitales nacionales se incorporen al negocio del litio. Esto está empezando a ocurrir, no sólo con YPF sino con otras empresas de origen nacional. También el Estado podría participar a través de una minera nacional público-privada, pero no para reemplazar a las empresas provinciales sino para que sea un actor que facilite la exploración de otros proyectos.

-La Mesa del Litio definió que una porción de la producción vaya para el abastecimiento interno. ¿Alcanza esto para la industrialización local del litio o hacen falta otro tipo de medidas?

Me parece correcto que una parte de la producción quede en el país, pero en la medida que tengamos planes y proyectos de industrialización local. Para que se pueda industrializar el litio hacen falta políticas. Por ejemplo, el litio es un metal intangible contenido dentro de una salmuera, que es agua que contiene sales y que hay que separar al litio. No estamos hablando de un metal puro como la plata o el oro. Mediante un proceso químico, del litio se producen determinados compuestos como el carbonato e hidróxido de litio, que son los principales. Por esta razón, decimos que el litio no es un commoditie, sino que es un producto obtenido de una salmuera que contiene concentraciones bajas de litio y que se debe transformar para obtener estos productos. Para una industrialización local tenemos que tener en cuenta que el carbonato de litio grado batería debe tener una pureza del 99,5%. Entonces, primero deberíamos definir proyectos que puedan fabricar esta pureza en el carbonato de litio. Después está el grado técnico o grado batería, que es el carbonato de litio con concentraciones que van de los 99% al 99,5% de pureza. Por eso, los productos tampoco tienen la misma concentración ni el mismo precio. Esta es la razón que explica que si bien la tonelada se ubica en los US$ 80.000, se vende a menos, porque los productos obtenidos no tienen el mismo grado. Hay que recordar que el carbonato de litio no llega a ser el 5% de los compuestos que lleva una batería y tampoco supera ese porcentaje de lo que es el costo de una batería. Entonces, para desarrollar una industria no basta con tener carbonato de litio porque es una parte mínima de una batería y hacen falta todos los otros insumos, que en su mayoría no se fabrican en el país. En la Argentina no es tan simple pasar de la salmuera, a la fabricación de baterías. Hay que comunicar bien esto a la sociedad, porque existe una confusión generalizada sobre lo que es litio, como se obtienen y procesan sus productos, y qué son las baterías que lo contienen.

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, Roberto Bellato

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La producción de YPF se recupera, pero continúa por debajo de 2019 y en niveles similares a los de hace una década

La petrolera YPF alcanzó el año pasado una producción de 503.300 barriles equivalentes de crudo por día, un 7,2% más que en 2021, según el balance presentado este jueves. El dato muestra una recuperación auspiciosa, pero si se analiza el desempeño de la última década se puede observar que en 6 de esos 10 años YPF produjo más barriles de petróleo equivalentes que en 2022. De hecho, el año pasado la cifra se ubicó apenas un 2% por encima de lo producido en 2013.

El crecimiento interanual fue uno de los más altos de los últimos diez años en términos porcentuales, pero porque la base de comparación es baja debido al derrumbe de 9,2% que registró la producción en 2020. Esa caída record que sufrió la actividad durante el peor momento de la pandemia, la compañía recién la está comenzado a revertir ahora porque en 2021 pudo crecer apenas un 0,6%. El rebote igual no le sirvió para mostrar un crecimiento porcentual record porque quedó por debajo del salto de 13,5% que había logrado en 2014.

En su balance, la compañía conducida por Pablo González decidió entonces calificar el aumento de la producción como “el mayor crecimiento orgánico de los últimos 25 años”. Como se detalló antes, eso no significa que haya logrado un record de producción ni un crecimiento porcentual record. El crecimiento orgánico es aquel que realiza una empresa con los recursos generados de sus propias operaciones, los cuales invierte en nuevos proyectos o mercados. YPF no aclaró esto último en su presentación alentando cierta confusión con respecto al logro que había alcanzado, lo que llevó a algunos medios de comunicación a hablar de “record de producción”.

Cuando se desglosa el crecimiento, se puede observar una expansión de 7,2% en la producción de crudo para alcanzar 226.000 barriles diarios, una cifra que muestra una recuperación clara respecto del piso de 206.800 barriles de 2020, pero no logra igualar la producción de 226.100 barriles diarios alcanzada en 2019 e incluso por debajo de los 227.400 de 2012, hace más de una década.

En lo que respecta al gas, la compañía informó que la producción trepó 5% y alcanzó los 37,5 Mm3d. Al igual que en el caso del crudo, todavía no alcanza los niveles registrados en 2019 cuando se produjo 39,7 Mm3d. 

Resultados financieros

La compañía destacó en la presentación de sus resultados que el EBITDA ajustado alcanzó los 4947 millones de dólares, un 27% más que en 2021 siendo el tercero más alto en la historia de la compañía. Entre las causas subrayó la recuperación de la producción y la mejora generalizada de los precios en los distintos segmentos de su negocio.

El dato es positivo, pero hay que tener en cuenta que está calculado con un dólar oficial al que la compañía tiene acceso limitado, solo para pagar algunas importaciones ya que muchos de los servicios que debe pagar ya están calculados a un dólar que no es el oficial.

Otra cuestión a considerar es que el negocio de YPF es casi exclusivamente en pesos. Por lo tanto, si llega a producirse una devaluación de la moneda local, algo bastante probable en el mediano plazo dada la delicada situación macroeconómica que atraviesa el país, el impacto en su balance será mayor que el que deban enfrentar otras compañías del sector que, por ejemplo, hoy exportan entre el 30% y 40% de su producción.

La exportación sigue siendo la cuenta pendiente de YPF porque eso sí le daría mayor robustez al balance ya que compensaría, al menos parcialmente, el impacto de una posible devaluación. Dentro de la empresa tienen claro este punto y apuestan a comenzar a exportar crudo a partir de este año.

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, Fernando Krakowiak

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La Argentina que viene: líderes del sector y economistas analizarán en Buenos Aires los desafíos y oportunidades de la industria energética

Con el propósito de ofrecer miradas y diagnósticos disímiles, pero potencialmente complementarios, sobre cómo consolidar una agenda energética que expanda y apuntale el desarrollo de los recursos naturales de la Argentina, EconoJournal, La Mañana de Neuquén y Más Energía celebrarán en conjunto Vaca Muerta Insights, un evento exclusivo del que participarán referentes económicos de las principales fuerzas políticas y especialistas en energía.

El encuentro, que tendrá cupos limitados que estarán a la venta en la plataforma de Eventbrite, se llevará a cabo el miércoles 29 de marzo por la mañana en el Salón ‘Tribuna oficial’ del Hipódromo de Palermo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

La apertura del evento correrá por cuenta del gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez. En tanto que los speakers que disertarán en el panel inicial, que será moderado por el periodista Jairo Straccia, serán Hernán Lacunza, ex ministro de Economía; Emanuel Álvarez Agis, director de la consultora PxQ; y Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de EcoGo Consultores.

En segundo turno, Roberto Brandt, un profesional con una amplia trayectoria en el sector energético local e internacional, moderará un panel del que participarán Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, y Nicolás Gadano, economista de la Fundación Pensar y ex gerente general del Banco Central de la República Argentina (BCRA).

El cierre de la jornada estará a cargo de Jorge Sapag, ex gobernador de Neuquén entre 2007 y 2015, período en que se concretó el primer gran impulso Vaca Muerta, sin el cual hubiese resultado imposible encarar el deriskeo y puesta en valor del play no convencional.

Elecciones y energía

Desde su primera edición, realizada el año pasado en Neuquén, Vaca Muerta Insights se propuso entender los pormenores políticos y económicos de una coyuntura local sumamente desafiante, en la que las decisiones de inversión suelen adquirir un grado extra de complejidad. El espacio busca, en esa clave, responder a la necesidad de aprovechar todo aquello que ofrece la industria energética argentina, con Vaca Muerta a la cabeza, en pos de generar los recursos requeridos para estabilizar una macroeconomía atravesada por la volatilidad.

En un año que estará marcado a fuego por las elecciones presidenciales de octubre y por el devenir de dificultades económicas persistentes como la inflación y las limitaciones en la balanza de pagos, resultará clave predecir los cambios que puedan darse en materia energética durante los próximos meses. Con ese objetivo como premisa fundamental, Vaca Muerta Insights permitirá acceder de primera mano a la opinión y las proyecciones para el corto, el mediano y el largo plazo de economistas, políticos y especialistas de primer nivel.

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, Redaccion EconoJournal

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Bidones con material reciclado: ACA y Puma Energy unidas por la sustentabilidad

En Expoagro 2023, la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA), primera empresa nacional que recicla plástico para producir bidones tricapa, firmó un convenio de colaboración con Puma Energy y Plásticos Romano para desarrollar y fabricar envases de polietileno de alta densidad (PEAD) para los bidones de lubricantes de Puma a partir del material recuperado en la planta de la empresa cooperativa en Cañada de Gómez. Dichos envases se producen con tecnología tricapa: dos de material virgen y una capa intermedia, a partir de material reciclado.

En un evento con las cooperativas del ecosistema ACA, realizado en el marco de Expoagro en el Stand de PUMA, estas empresas reforzaron la alianza estratégica que tienen desde hace 4 años para abastecer al agro de combustibles, gasoil y lubricantes. A partir de esa articulación, abastecen a más de 69 puntos cooperativos distribuidos en 9 provincias y en más de 210 localidades argentinas.

Con este vínculo, ACA y Puma Energy ofrecen una amplia oferta de insumos y servicios a los productores agropecuarios del sistema cooperativo con el foco puesto en la evolución del negocio.

Alberto Salerno, gerente comercial de Agro de Puma Energy, aseguró: “Con esta iniciativa vamos a lograr un nuevo formato de envases sustentables y estamos muy orgullosos de avanzar en su implementación”. Asimismo, agregó: “Seguimos innovando para dar lo mejor en nuestros productos; ese es nuestro compromiso”.

Diego Soldati, Subdirector de Insumos Agropecuarios de ACA comentó: «La alianza que tenemos con Puma Energy sigue abasteciendo de combustibles y lubricantes al campo argentino». «En estos años de trabajo finalizamos 17 obras, entre las que se encuentra la estación de servicios dentro de nuestro puerto cooperativo en Timbúes, Santa Fe. La característica de este punto es que se trata de estación totalmente automatizada en donde la venta la realiza la Cooperativa despachante cargándole crédito al camionero.  Además, este año junto a PUMA Energy seguimos avanzando con tres obras en proceso de construcción, 11 a construir y 2 ampliaciones»

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, Agostina Visconi

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360 Energy emite un bono verde por US$ 80 millones para construir un parque solar en La Rioja

La empresa de energías renovables 360 Energy completó con éxito el lanzamiento de su segundo bono verde en el mercado local donde obtuvo US$ 80 millones. Así, la compañía se financió para construir el Parque Solar Fotovoltaico La Rioja II de 94 MW que estará ubicado en en Nonogasta, provincia de La Rioja, y cuya energía será destinada al mercado a término (MATER).

360 Energy, empresa principalmente de capitales argentinos, tuvo ofertas de Obligaciones Negociables (ON) por US$ 93 millones, más de lo que se había propuesto. En junio del año pasado, la empresa había conseguido US$ 20 millones en su primer bono verde en el mercado local.

La emisora logró completar su objetivo que está dividido en dos tramos: US$ 20 millones bullet a 24 meses y a una tasa anual del 0% en el tramo corto y, además, US$ 60 millones a una tasa del 5% anual en el tramo largo a 108 meses. Los prorrateos resultaron aproximadamente en el 84% y 95% respectivamente, informó la compañía.

Las obligaciones negociables emitidas se encuentran alineadas a los cuatro componentes principales de bonos verdes del ICMA (Asociación Internacional de Mercado de Capitales), por este motivo, Fix (afiliada de Fitch ratings) calificó a las ON de 360 Energy como “Bono Verde BV1” (la mayor calificación en Argentina) y riesgo A.

El parque

La construcción del nuevo parque solar está prevista para que se inicie en 2023 “a través del equipo técnico, logístico y humano de 360 Energy y de una remarcable experiencia con más de 300 MW construidos en la Argentina en parque solares propios y para terceros”, destacó la empresa. Actualmente 360 Energy posee en operación ocho parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia superior a 100 MW.

Además, “la compañía continúa a la cabeza de la innovación en el sector solar fotovoltaico, habiendo instalado las primeras baterías de almacenamiento en uno de sus parques de la provincia de San Juan, de manera de contar con el primer proyecto solar fotovoltaico hibrido conectado al sistema interconectado nacional”.

Federico Sbarbi Osuna, CEO de la compañía, señaló que “nos enorgullece contar nuevamente con financiamiento local que permita consolidar nuestro plan de crecimiento afianzándonos como un actor relevante en la transición energética en nuestro país. Estamos convencidos que la energía solar liderará este cambio y nos enfocamos fuertemente en ello”.

Por su parte, Cecilia Dragonetti, CFO de la compañía, sostuvo: “estamos comprometidos con la transición energética del país y esta nueva emisión exitosa de bonos verdes nos alienta a continuar las inversiones en energías renovables, uno de los sectores de mayor potencial y crecimiento en Argentina y el mundo”

La operación se realizó con ITAU Banco Itaú Argentina como organizador y un consorcio de colocadores compuesto por Itaú Valores, Balanz Capital Valores, Banco De Servicios y Transacciones, Invertir en Bolsa, PP Inversiones, Bacs Banco de Crédito y Securitización y Banco Hipotecario.

La compañía construyó opera actualmente los parques solares Cañada Honda/Chimbera en San Juan; Nonogasta I en La Rioja; Fiambalá, Tinogasta I y II, y Saujil I en Catamarca. También, se suma la construcción de otros parques para terceros: Ullum I, II y III de (83 MW) y el parque solar Zonda I (100MW), ambos en San Juan.

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, Roberto Bellato

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Importarán más cargamentos de LNG y podrían volver a cambiar las condiciones de contratación si una apuesta del gobierno no da resultado

El gobierno licitará en los próximos días la importación de entre 8 y 10 cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para la terminal regasificadora de Bahía Blanca. Antes de hacerlo, deberá definir si insiste con una nueva modalidad de contratación que la estatal Enarsa empezó a utilizar en enero para importar 30 buques de gas —una decisión que generó polémica en el mercadoo si vuelve sobre sus pasos y retoma el esquema utiliza en los últimos años.

Luego de la fuerte baja que se registró en el precio internacional del gas a fines de 2022, el Ejecutivo buscó aprovechar la situación y el 22 de enero licitó la adquisición de 30 buques de gas para el invierno. Lo hizo incorporando tres condiciones de contratación diferentes a las que usaba históricamente: a) estableció que sólo puedan participar los proveedores que comprometan el envío de al menos 10 buques de gas; b) pidió que se cotice a precio fijo y c) comprometió el pago por adelantado del gas importado, una novedad sin precedentes en este tipo de concursos estatales para importar combustibles.

Como resultado de esa compulsa, consiguió pagar un precio medio del LNG de unos 20 dólares por millón de BTU. Sin embargo, la apuesta podría terminar saliendo mal. ¿Por qué? Porque los precios del LNG siguieron bajando en febrero y esta semana cotizan a unos 15 dólares por millón de BTU, es decir, un 25% menos. Si esos valores se mantienen durante los próximos meses —y más aún si siguen descendiendo— la decisión de Energía de comprar a precio fijo y con modalidad de pre-pago podría salir doblemente mal.

Consultado por EconoJournal, un funcionario del gobierno advirtió, razonablemente, que lo más prudente es esperar a ver cómo responden los precios. “Los precios del LNG cayeron porque el invierno en Europa fue cálido y los stocks de almacenamiento en varios países se mantuvieron altos, en algunos casos cerca del 50%, cuando lo lógico hubiese sido que estén mucho más bajos, por debajo del 20%”, explicó bajo reserva de nombre. “En cualquier caso, en algún momento Europa saldrá a comprar para reponer los stocks y al mismo tiempos China está empezando a importar más porque la actividad económica se está recuperando. Y, además, por lo que vemos el conflicto bélico en Ucrania lamentablemente está recrudeciendo. Lo esperable, desde mi punto de vista, es que los precios del LNG aumenten en las próximas semanas”, justificó.

Números

El costo total de los 30 cargamentos de LNG que compró la estatal Enarsa a principios de febrero se ubicó en torno a los 1300 millones de dólares. Como el precio del gas bajó un 25% podría proyectarse que si la cotización actual se mantiene el Estado terminará pagando unos US$ 325 millones de más, pero el cálculo no es lineal porque, en general, las operaciones de trading o importación de combustibles contemplan un porcentaje de la compra a precio fijo y uno a precio variable. Sobre esa lógica, si los precios del LNG se mantienen cerca del 15 dólares se podría proyectar que, por no cubrirse frente a un eventual descenso de la cotización internacional, la pérdida para las arcas del Estado podría rondar los US$ 200 millones.

La terminal regasificadora de Bahía Blanca volverá a estar activa en mayo.

Aún así, como defienden en despachos oficiales, es temprano para sacar una conclusión. Ademñas, otros factores también inciden en el análisis. “Cuando en febrero decidimos comprar 30 cargamentos de LNG, lo que hicimos fue tomar una oportunidad para capturar valor. En Economía habían proyectado que el precio promedio del LNG para 2023 se ubicaría por encima de 35 dólares. Lo vimos a 20 y rápidamente salimos a comprar. Lo hicimos, además, con el respaldo del Fondo Monetario Internacional (FMI), que mira el programa económico. Sabíamos que podía seguir bajando, pero también que podía rebotar y volver a subir. El mercado está recontra volátil. Cuando uno es funcionario, tiene que tomar decisiones. Veremos cómo termina el invierno y ahí sabremos si tomamos una buena o mala opción comprando todo a precio fijo”, respondió una fuente del área energética del gobierno.

Flujo

Más allá del valor del gas, fuentes privadas señalan que existe un problema vinculado con la demanda de divisas en un momento dado que el Banco Central está sometido a una fuerte presión. El pliego diseñado por Enarsa establece que los 30 cargamentos comprados estarán pagos antes de junio, aunque los cargamentos seguirán llegando hasta agosto.

La empresa estatal informó el 9 de febrero que los ganadores de la licitación fueron BP, Vitol y TotalEnergies. La firma estatal se comprometió a depositar un 20% del total (unos US$ 250 millones) cinco días después de que se firmen los contratos de venta, mientras que el 80% restante se cancelará en cuatro pagos mensuales, cada uno por un 20% del total. Eso quiere decir que los proveedores terminarán de cobrar en junio próximo. El primer barco, por su parte, arribará este 15 de marzo, aunque por la ola de calor están negociando si puede llegar unos días antes. A su vez, está previsto que el último llegue el 5 de agosto.

“A fines de abril, es decir, antes de que empiecen a llegar la mayor cantidad de cargamentos de LNG (a partir de fines de mayo) el BCRA ya habrá gastado unos US$ 750 millones que se hubiese ahorrado si utilizaba el esquema anterior, que preveía que los buques se paguen apenas tres días antes de que ingresen a territorio argentino. Para un país sin restricción externa, no sería un problema. Pero frente al estrangulamiento de reservas que enfrentamos en la actualidad, se sumó un estrés innecesario”, analizó un trader.

Esta semana se podrá saber si Enarsa vuelve sobre sus pasos. Si Enarsa cambia la modalidad de precio fijo y pago por adelantado, de algún modo estará reconociendo que lo pactado entre fines de enero y principios de febrero no fue la mejor opción.

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, Nicolas Gandini

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Por qué la industria del shale en EE.UU. advierte que la OPEP tendrá un protagonismo renovado en los próximos años

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) volverá a tener un protagonismo central en el mercado petrolero mundial por la desaceleración de la producción estadounidense, según opiniones de líderes de la industria del shale oil en Estados Unidos en el marco de la CERAWeek 2023.

La producción estadounidense total de petróleo promedió 11,9 millones de barriles diarios en 2022. El último pronostico de la Administración de Información Energética (EIA) indica que el país incrementará la producción en 590.000 bpd este año: unos 12,4 millones de barriles diarios en 2023. El promedio diario para 2024 sería de 12,6 millones de bpd.

No obstante, estas proyecciones apenas se ubican por encima del récord histórico de 12,2 millones de bpd en 2019 (un crecimiento del 11% con respecto al 2018), siendo indicativas de un crecimiento a un ritmo mucho más lento.

En ese sentido, los ejecutivos de algunas de la principales compañías estadounidenses productoras de petróleo no convencional creen que EE.UU. esta tocando su producción máxima. Nuevamente, la presión de los inversores para maximizar las ganancias por sobre la inversión y los aumentos de costos fueron los argumentos centrales esgrimidos para explicar la desaceleración de la producción.

Protagonismo renovado de la OPEP

En este escenario, los CEOs ven un renovado protagonismo de la OPEP en el horizonte, según relevó FT en el mega evento energético estadounidense.

La meseta (de producción) está en el horizonte”, dijo Ryan Lance, director ejecutivo de ConocoPhillips. “Creo que ese es uno de los problemas con los que EE. UU. va a lidiar: (la producción) probablemente comience a estabilizarse más adelante en esta década”, dijo el líder de una principales productoras del país.

“La participación de mercado de la OPEP probablemente crezca de un 30 por ciento hoy a un lugar cercano al 50 por ciento. El mundo volverá a ser lo que teníamos en los años 70 y 80, a menos que hagamos algo para cambiar esa trayectoria”, pronosticó Lance.

Scott Sheffield, CEO de Pioneer Natural Resources, una de las principales productoras de shale oil en EE. UU., señaló cuáles serán los países que estan a cargo de la producción y lo estarán por los próximos 25 años. “Arabia Saudita primero, Emiratos Árabes Unidos segundo, Kuwait tercero”, explicó al medio británico.

Para Rick Muncrief, director ejecutivo de Devon Energy, la capacidad de suministro global esta disminuyendo y alimenta el poder de la OPEP. “Es por eso que he hablado de estar preocupado en este momento, pero creo que se volverá muy, muy serio en los próximos 12 meses. ¿Significa que el poder volverá a la OPEP si EE. UU. comienza a mantener [la producción] estable? Somos el 10 por ciento de la producción mundial de petróleo y la OPEP más Rusia es un porcentaje mucho mayor. Así que sí, pueden dictar las cosas probablemente más de lo que lo haríamos nosotros”.

Oferta ajustada en 2023

Pese a la moderación de los precios internacionales del barril en los últimos meses, algunos ejecutivos pronostican que el mercado global permanecerá con una oferta ajustada al menos durante 2023. La actividad económica en China y las exportaciones de Rusia son dos variables que pueden disparar un faltante de petróleo y alza de los precios.

Muncrief habló de una disminución de la capacidad de suministro global y la posibilidad de nuevos aumentos en los precios. “Estamos en una posición difícil”, dijo al FT.

La capacidad de producción ociosa de los países miembros de la OPEP fue un tema de conversación en una cena que mantuvo el secretario general de la organización, Haitham Al Ghais, con varios CEOs de la industria el lunes por la noche en Houston, según reconstruyeron distintos medios.

Algunos de los países miembros vienen advirtiendo sobre el bajo nivel de inversiones en exploración y producción de crudo en el mundo. El ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, uno de los grandes ausentes en la CERAweek de este año, dijo recientemente que las políticas de sanciones contra los países exportadores y la subinversión en el sector energético pueden conducir a una escasez de suministro en el futuro.

Al Ghais mantuvo una línea similar durante su disertación en el evento, señalando que la «seguridad de la demanda» es tan importante como garantizar el suministro. Agregó que las empresas no están dispuestas a invertir miles de millones en la producción de energía si los gobiernos les dicen que el petróleo no tendrá un lugar mix energético en los próximos años.

También defendió el esquema de OPEP más aliados (OPEP+), en el que Rusia participa, señalando que «es crítico» para garantizar el abastecimiento global y restando importancia a la redireccionamiento de la oferta rusa a los mercados asiáticos.

Mensaje de Granholm a la industria

El gobierno de Joe Biden tensionó con la industria en los últimos años debido a las alzas en los precios de los combustibles y las discrepancias sobre la política energética. Biden logró victorias importantes en su agenda de transición energética, pero la guerra en Ucrania alteró al mercado mundial de hidrocarburos y obliga al gobierno a acercarse nuevamente a la industria.

La secretaría de Energía, Jennifer Granholm, destacó el aporte de la industria estadounidense para abastecer a Europa y otros mercados durante su presentación del miércoles en el CERAWeek. También resaltó la vigencia de la industria petrolera.

«Sabemos que el petróleo y el gas seguirán siendo parte de nuestro mix energético en los próximos años», dijo Granholm. «Incluso las proyecciones más audaces para el despliegue de energía limpia sugieren que a mediados de siglo vamos a utilizar combustibles fósiles reducidos», añadió en referencia a la utilización de tecnologías de captura y almacenamiento de carbono en la utilización de combustibles fósiles.

Una variable que en los hechos podría cimentar el acercamiento del gobierno a la industria es el proyecto Willow para producir petróleo en la Reserva Nacional de Petróleo en Alaska, un área con reservas estimadas en 600 millones de barriles. El Departamento de Interior debe informar una decisión final sobre la ejecución y el tamaño de un proyecto con un potencial de producción de 180.000 bpd según ConocoPhillips.

El senador republicano por el estado de Alaska, Dan Sullivan, acusó al gobierno y grupos ambientalistas de torpedear el proyecto. «Si no haces Willow, obtendremos energía de lugares como Venezuela, Arabia Saudita, donde las emisiones son mucho más altas. No hacer Willow bombea más CO2 a la atmósfera», dijo Sullivan el lunes en una presentación en el evento en Houston.

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Uranio: minera canadiense acelera la perforación en el proyecto Amarillo Grande en Río Negro

La compañía minera canadiense Blue Sky, una empresa perteneciente al Grosso Group del empresario minero Joseph Grosso, comenzó un nuevo programa de perforación exploratoria en el proyecto de uranio Amarillo Grande, ubicado en la provincia de Río Negro. Perforará 1.200 metros en el yacimiento Ivana Este, una zona del proyecto que todavía no había perforado. El proyecto Amarillo Grande tiene una extensión total de 300.000 hectáreas.

El programa de perforación en el depósito Ivana Este “es una continuación de la perforación de exploración por etapas de cuatro objetivos de alta prioridad del yacimiento Ivana, donde también se incluye los depósitos Ivana Norte, Ivana Central y Cateo Cuatro”. En los yacimientos Ivana Norte y Central la compañía completó la perforación inicial, donde perforó 1.900 metros en 50 pozos. Ahora comenzará a perforar 24 pozos más en Ivana Este, mientras que en Cateo Cuatro tiene un programa de perforación planeado para completarse en el futuro.

El yacimiento Ivana (que tiene cuatro zonas) fue descubierto en 2011 y es el objetivo central de Blue Sky en el proyecto de uranio Amarillo Grande, que a su vez cuenta con otros dos yacimientos: Anit, descubierto en 2006, y Santa Bárbara, encontrado en 2008. En Ivana, la minera canadiense tiene realizada la estimación de recursos y una evaluación económica preliminar. La característica principal del desarrollo es que el recurso de uranio está alojado cerca de la superficie. Además de uranio, el proyecto cuenta con vanadio, un metal que se utiliza para la producción de acero.

El proyecto de uranio y vanadio Amarillo Grande en Río Negro comenzó la exploración en 2006. Blue Sky cuenta también con otros proyectos de uranio en Chubut conocidos como Sierra Colonia, Tierras Coloradas y Cerro Parva, pero por ahora están paralizados.

Nueva perforación

El nuevo programa de perforación de Blue Sky en el yacimiento Ivana completará 1.200 metros en 24 pozos, que tendrán 40 metros de profundidad en promedio, según informó la minera. El objetivo del programa “es probar la presencia de mineralización de uranio depositada dentro de conglomerados de alta porosidad en areniscas relacionadas con un entorno de canal basal. Este subtipo de depósito de arenisca de uranio es el modelo definido para el depósito de Ivana”, añadió Blue Sky.

El programa de perforación se ejecutará con un equipo de perforación sobre orugas Morooka MST-1500. Los pozos serán verticalmente y se recolectarán muestras en cada metro perforado, que se analizarán mediante secado, trituración, desmenuzamiento y pulverización. También otras muestras se enviarán a Perú.

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Wintershall Dea inició el primer almacenamiento de CO2 en el Mar del Norte danés

La captura y almacenamiento de carbono (CAC) desempeñará un papel clave en la lucha contra el cambio climático en todo el mundo y también en Europa. Ante este escenario, Dinamarca está liderando este proceso y asumiendo un papel pionero entre los países europeos con el Proyecto Greensand, al haberse iniciado ya el primer almacenamiento de dióxido de carbono (CO2) en un yacimiento del mar del Norte danés, el cual cuenta con la participación de Wintershall Dea.

En base a esta nueva iniciativa, Mario Mehren, director general de Wintershall Dea, expuso: “El Proyecto Greensand supone un salto hacia adelante en el desarrollo de una infraestructura de CAC a escala europea y, por tanto, para la protección del clima”. “Estamos demostrando que es posible transportar y almacenar CO2 de forma segura y confiable a través de las fronteras nacionales, y que haciéndolo ya podremos contribuir a un mañana descarbonizado en un futuro próximo. Junto con nuestros socios, somos pioneros en esta tecnología que cambia las reglas del juego», señaló en la ceremonia oficial de hoy, por el primer almacenamiento de CO2 en Esbjerg, Dinamarca.

Fue el príncipe heredero danés Frederik quien inició la primera inyección de CO2 en Dinamarca. Lars Aagaard, ministro danés de Clima, Energía y Servicios Públicos, también estuvo presente en la ceremonia y Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, pronunció un discurso por video.

El proyecto

El Proyecto Greensand figura entre las iniciativas de CAC más avanzadas de la Unión Europea (UE). Por primera vez, toda la cadena de valor de la CAC (captura, transporte y almacenamiento) se aplicará de forma transfronteriza.

A principios de abril de 2023, las emisiones residuales de una planta industrial belga, que en conjunto representan hasta 15.000 toneladas de CO2, se almacenarán durante la fase de demostración en curso. El yacimiento petrolífero agotado de Nini West, en el mar del Norte danés, servirá como lugar de almacenamiento del CO2.

Para 2025 o 2026, podrían almacenarse 1,5 millones de toneladas de CO2 al año. En la fase final de ampliación, prevista para 2030, los planes prevén almacenar hasta 8 millones de toneladas de CO2 al año. Esto supone más del 13% de las emisiones anuales totales de Dinamarca. El objetivo es almacenar sobre todo las emisiones industriales que no puedan evitarse en el futuro.

Sobre esto, Hugo Dijkgraaf, miembro del directorio ejecutivo y Chief Technology Officer (CTO) de Wintershall Dea, manifestó: «Estoy orgulloso de que nuestro equipo contribuya de manera decisiva al éxito de este proyecto pionero y, con ello, demuestre que la compañía es capaz de desarrollar CAC». «Nuestro éxito se basa en los conocimientos que hemos adquirido en más de 120 años de producción de gas y petróleo, así como en nuestra experiencia geológica y de ingeniería. Y pretendemos aprovechar esta base para nuestros otros proyectos de CAC en otros países, tales como Noruega, los Países Bajos y el Reino Unido”, precisó.

Wintershall Dea es uno de los principales miembros del consorcio Greensand. Además de esta empresa, el proyecto también lo lleva a cabo INEOS Energy, en calidad de operador. Asimismo, participan otros más de 20 socios, desde empresas emergentes e institutos independientes hasta GEUS (Servicio Geológico de Dinamarca y Groenlandia), institución dependiente del Ministerio danés de Clima, Energía y Servicios Públicos. El gobierno danés apoya el proyecto con un total de 26 millones de euros de financiación pública.

El transporte de CO2

El transporte del CO2 desde Bélgica y Dinamarca ha sido posible gracias a un acuerdo bilateral que estos dos países firmaron el año pasado. «Para que el Proyecto Greensand y otros proyectos de CAC en el Mar del Norte se lleven a cabo con éxito, los responsables políticos deben establecer el marco normativo adecuado», señaló Dijkgraaf. «Ya se han dado los primeros pasos. Ahora necesitamos más acuerdos bilaterales para vincular las industrias intensivas en emisiones a los depósitos de CO2 del Mar del Norte», explicó.

Para Wintershall Dea, Greensand es un proyecto pionero de CAC. Mediante proyectos de CAC e hidrógeno bajo en carbono, la empresa prevé evitar anualmente hasta 30 millones de toneladas de CO2 a partir de 2040. Esto representa una parte sustancial de las emisiones residuales previstas en Alemania para aquel entonces.

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Cuáles son las alternativas que prevén Chevron y Gunvor para reemplazar de forma definitiva el consumo de gas ruso en Europa

La guerra en Ucrania abrió el mercado europeo del gas natural al LNG de forma definitiva. Esta visión fue compartida por los directores ejecutivos de Chevron, una de las mayores petroleras norteamericanas, y Gunvor, uno de los referentes del mercado de traders, durante sus disertaciones en la jornada de apertura del CERAWeek 2023, el megaevento anual del sector energético estadounidense.

La apertura del mercado europeo forma parte de cambios estructurales de largo plazo en el mercado global del gas, según el CEO de Chevron, Mike Wirth. «Creo que los mercados de gas fueron cambiados estructuralmente por más tiempo», dijo. Europa no “volverá a depender del gas ruso”, añadió el directivo de la petrolera estadounidense.

Las exportaciones de gas natural licuado desde Estados Unidos lograron compensar en buena parte la caída de las exportaciones de gas de Rusia a Europa. El CEO de Gunvor, Torbjörn Törnqvist, resaltó el papel que EE.UU. jugará en el mercado global del gas en adelante.

El mundo no podrá vivir sin el LNG de Estados Unidos. Es el factor de equilibrio”, dijo Törnqvist.

Europa esta incrementando su capacidad instalada de regasificación, con nuevas terminales entrando en operación en Alemania y otros países. “Ahora tienen suficiente capacidad para importar el gas que dejarán de importar de Rusia probablemente para siempre, o al menos por mucho tiempo”, añadió el director ejecutivo de Gunvor.

La compañía suiza, uno de los principales traders de commodities del mundo, acaba de cerrar en EE.UU. un acuerdo preliminar con la productora de gas Chesapeake Energy para adquirir dos millones de toneladas de LNG anuales por 15 años a partir de 2027.

El Mediterráneo europeo también podría transformarse en un punto de producción y abastecimiento de gas importante para continente. El Mediterráneo oriental “ciertamente es una importante provincia de gas hoy en día”, dijo el CEO de Chevron. «Creo que es uno que crecerá, y tenemos la intención de ayudar a que eso suceda», añadió. Como opciones para explotar ese gas mencionó la construcción de gasoductos, la utilización de capacidad de licuefacción en Egipto o la utilización de instalaciones licuadoras de gas flotantes.

Spot y largo plazo

Los volúmenes y el destino de las exportaciones del LNG estadounidense registraron fuertes cambios el año pasado.

EE.UU. exportó más gas natural licuado a Europa en detrimento de Asia. Los premios pagados por los importadores europeos en el mercado spot derivaron en un redireccionamiento general de los cargamentos hacia el mercado europeo. Cheniere Energy, el principal exportador de LNG, exportó 638 cargamentos en 2022, de los cuales el 70% fue a Europa, dijo el director de operaciones de la compañía, Corey Grindal, en el marco de la CERAWeek.

No obstante, Cheniere anticipó que este año podría enviar más cargamentos a Asia. Una variable en esa proyección es la reapertura y reactivación de la economía en China. El gobierno chino proyectó un crecimiento económico de 5% en 2023. «China ha contratado una gran cantidad de volumen, y la forma en que China se recupere puede afectar realmente la capacidad de Europa de atraer esos volúmenes marginales», dijo Anatol Feygindel, director comercial de Cheniere.

Esta dependencia europea del mercado spot es la contracara de cierta reticencia a firmar contratos de gas licuado de largo plazo en los países europeos. En contraste, China es uno de los países que más contratos a largo plazo esta firmando con los exportadores estadounidenses.

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Gremios petroleros reclaman una recomposición del 20% de los salarios para cerrar la última paritaria vigente

Representantes de los principales gremios petroleros del país se reunirán este mediodía en Buenos Aires con directivos de las empresas productoras de hidrocarburos que integran la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para cerrar la paritaria vigente, que va del 1 de abril de 2022 al 31 de marzo de 2023. Los sindicalistas piden un ajuste adicional de 20% sobre el acuerdo original.

La delegación sindical está integrada por Marcelo Rucci del poderoso sindicato petrolero de Neuquén; Claudio Vidal, del gremio petrolero de Santa Cruz; Jorge “Loma” Ávila, histórico referente sindical de Chubut; Julián Matamala del sindicato del Personal Jerárquico de Cuyo y Manuel Arévalo, secretario general del sindicato del Personal Jerárquico del Petróleo de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

Negociación

El acuerdo paritario firmado el 20 de julio dispuso un incremento anual de 79 por ciento. Inicialmente significó una recomposición por sobre la evolución del IPC, pero a medida que la inflación se fue acelerando los gremios pidieron que se anticipen las cuotas del acuerdo original. Así fue como en noviembre acordaron adelantar a enero el aumento de 18,5%, que inicialmente estaba previsto pagarlo entre febrero y marzo, y pagar un bono de $100.000 en dos cuotas iguales en diciembre y febrero.

El bono se negoció en dos pagos con los salarios de diciembre y febrero, “como compensación del impacto que tuvo el impuesto a la ganancia sobre los salarios de los trabajadores hasta la firma del presente”. También, se contempló incrementar el monto correspondiente a la vianda a $ 65.000 pesos a partir de noviembre de 2022 y hasta marzo de 2023.

El acuerdo dejó explicitado que las partes se reunirían en marzo “a efectos de analizar las variables económicas y la variación del Índice de precios al consumidor (IPC) elaborado por el Indec a nivel nacional por el período abril de 2022 a marzo de 2022, a efectos de realizar las adecuaciones que pudieran corresponder”. Ese punto es el que se negocia este martes. Los gremios piden un 20% adicional para redondear una recomposición del 100% a tono con la inflación del período.

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Subsidiarán la tarifa eléctrica de viñedos y desarrollos agropecuarios afectados por las heladas en Mendoza

El gobierno nacional otorgará subsidios a las tarifas eléctricas del sector agropecuario afectado por las heladas tardías que se registraron en noviembre pasado en la provincia de Mendoza. Los beneficios serán, sobre todo, para viñedos y frutales. Según la resolución 125 de la Secretaría de Energía, publicado este martes en el Boletín Oficial, los productores tendrán tarifas con precios de la energía del Nivel 2 (de menores ingresos) de la segmentación que está aplicando el gobierno nacional para reducir los subsidios energéticos. La medida estará vigente entre el 1° de marzo de 2023 hasta el 31 de marzo de 2024.

Se trata de 135 distritos de 15 departamentos mendocinos (de 18 en total) que abarcan alrededor de 40.000 hectáreas que fueron perjudicadas por las heladas de principios de noviembre. De este total de cultivos, cerca de 24.000 hectáreas tuvieron pérdidas del ciento por ciento, según información oficial de la gobernación de Rodolfo Suarez. Según cálculos de la provincia, las heladas afectaron a 8.200 propiedades.

La tarifa eléctrica subsidiada será para los productores agropecuarios que hayan sufrido un daño de 50% y hasta 79% en su producción por efecto de heladas tardías y declarados en el registro de “emergencia agropecuaria”. Además, la resolución considerará de “desastre agropecuario” a los que tienen daños del 80% o más.

Tarifa

La resolución de la cartera que conduce Flavia Royón está dirigida a los afectados de las heladas y se les aplicará el Precio de Referencia de Potencial y el Precio Estabilizado de Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista del Nivel 2 de la segmentación tarifaria, que corresponde a los usuarios de bajos ingresos. Los precios corresponden al último aumento de las tarifas del 1° de febrero. El beneficio se aplicará a usuarios de pozos y sistemas de riego de parcelas afectadas a la producción agrícola, aclara la resolución.

El Ministerio de Economía había declarado la emergencia agropecuaria a la provincia de Mendoza en enero. Esto incluía distintos beneficios impositivos, de gestión y trámites, prórrogas en el vencimiento de pagos de impuestos, la eximición del pago del canon de riego, entre otros.

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“Economía, las aceiteras y los productores de biodiesel debemos acordar un cupo para que las pymes puedan seguir trabajando”

Las pymes de biodiesel, que se encuentran en las provincias de Buenos Aires, Entre Ríos, Santa Fe y Córdoba, advirtieron al Ministerio de Economía que conduce Sergio Massa y la Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, que las plantas atraviesan una «fuerte crisis» y podrían paralizar su producción por la suba del precio de aceite de soja, que representa el 85% de sus costos. La Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) acaba de difundir un documento donde remarca que “peligran miles de puestos de trabajo”. Por la Ley 27.640, en la Argentina el biodiesel se mezcla obligatoriamente en un 5% con el gasoil antes de venderse en el marco interno, pero la cartera energética puede bajarlo a 3% o subirlo a 7,5% dependiendo la actualidad del sector.

EconoJournal entrevistó a Federico Martelli, flamante director Ejecutivo de CEPREB, que asumió el cargo en febrero, y señalóque “no podemos ser un sector en permanente crisis porque no se actualiza el precio regulado”. Sostuvo que el precio del aceite de soja “debería estar en torno a los US$ 880 la tonelada. Este valor surge del precio que reciben por la exportación, que es alrededor de US$ 800, más un 10% por impuestos y fletes. La ley es muy clara y señala que el precio del aceite tiene que ser el de exportación más los costos internos”. “¿Cómo puede ser que al vender afuera (las aceiteras) reciban US$ 800 y para las pymes nacionales pretendan cobrar más de US$ 1.050? De ninguna manera podemos convalidar estos precios que solo se explican por abuso de posición dominante”, sentenció. CEPREB propone que «las aceiteras cumplan con la ley y vendan el insumo a un precio no inflado artificialmente, cercano a los US$ 890 por tonelada«.

¿Cuál es la actualidad del sector de biocombustibles en el país?

Es un año complicado para el sector de biocombustibles porque hay temas macroeconómicos que dificultan la producción. Por un lado, tenemos microdevaluaciones constantes que provocan el traslado al precio de la materia prima básica que, por ejemplo, en el biodiesel es el aceite de soja, que explica el 85% del costo de operación de las plantas. Tenemos una situación donde nos aumentan los costos, pero nosotros no necesariamente podemos trasladar esa suba al precio final porque los biocombustibles están regulados por la Secretaría de Energía. Además, esto se da en un contexto donde el Ministerio de Economía está tratando de controlar la alta inflación y pisando precios, uno de esos son los combustibles. Nosotros no tenemos un precio acorde al valor del aceite de soja cuando entregamos el producto final a las petroleras. El Ministerio está dando una pelea muy importante contra la inflación, pero en este caso particular daña la rentabilidad lógica que deben tener las empresas de biocombustibles.

En concreto, ¿cómo impacta la suba del precio del aceite de soja en el sector?

A esta situación macroeconómica hay que sumar que las aceiteras están comercializando a un precio que liquida la rentabilidad de las productoras de biocombustibles. En esta coyuntura las plantas de biodiesel necesitan que se fijen las reglas del juego para que el sector tenga previsibilidad. No podemos ser un sector en permanente crisis porque no se actualiza el precio regulado. Se tiene que aplicar la fórmula para que se permita meter en la ecuación los distintos costos, y en ese marco, es relevante el costo del aceite de soja. A partir de tener una rentabilidad lógica a lo largo del tiempo, se tiene que permitir que estas compañías puedan acceder al mercado de capitales y, así, se permita expandir las operaciones. Pero el sector sufre los vaivenes de la economía del país. Hoy muchas plantas no tienen el aceite de soja que necesitan para producir porque no pueden pagar los precios que el mercado está fijando o, directamente, no tienen acceso.

El tipo de cambio especial para el campo conocido como “dólar soja” generó un efecto negativo en los biocombustibles. ¿Cómo impactaría ahora la implementación de un dólar soja 3?

Con el dólar soja 1 y 2, los precios del aceite que se validaron en el mercado se mantienen en el tiempo porque todos los operadores consideran que es muy probable que haya un dólar soja 3. Entonces, lo que está pasando ahora es que el precio del aceite se acerca a ese valor potencial que tendría con el dólar soja 3, aunque todavía no se haya ni anunciado. Por esto, le pedimos a las autoridades que se tengan en cuenta los precios diferenciales que tiene nuestra industria, que depende del valor de la oleaginosa.

¿Cómo se podría resolver esto?

Hay que sentarse en una mesa con el Ministerio de Economía, las aceiteras y los biocombustibles y acordar un cupo para que las plantas de biodiesel puedan seguir produciendo a precios razonables. Se trata de un cupo menor, que no afecta los balances de las aceiteras. No le hace bien al país que un sector concentrado del mercado pueda fijar reglas del juego que perjudican y tiran a la banquina al resto.

¿Cuál sería el precio del aceite de soja acorde para las plantas pymes de biodiesel?

El precio debería estar en torno a los 880 dólares la tonelada. Sale del precio que reciben por exportación, que es alrededor de 800 dólares, más un 10% por impuestos internos y fletes. La ley es muy clara y en su artículo 3 aborda este tema y señala que el precio del aceite tiene que ser el de exportación más los costos internos. ¿Cómo puede ser que al vender afuera reciban 800 dólares y para las pymes nacionales pretendan cobrar 1050 dólares? De ninguna manera podemos convalidar estos precios que solo se explican por abuso de posición dominante.

¿Cuál es ese valor hoy en el mercado?

Hoy la tonelada de aceite de soja se está comercializando cerca de 1.100 dólares. Este precio prácticamente paraliza las operaciones de biodiesel. Entendemos que las aceiteras están vendiendo por encima del precio que deberían. Lo que tenemos que discutir con las aceiteras y con el Ministerio de Economía es de qué manera nosotros podemos tener un precio del aceite de soja acorde y, en la otra punta de la cadena, cómo podemos tener aumento en el precio del biodiesel que entregamos por encima de este sendero que se fijó en 4% mensual, cuando la inflación está bastante por arriba de ese porcentaje.

Los productores de biodiesel están en el medio de las aceiteras y las petroleras. ¿Cómo juega esto en la producción de biocombustibles, que, además, es un sector regulado?

Creemos que hay que buscar una salida donde nadie pierda. Nosotros consideramos que la prima que están cobrando las aceiteras es excesiva. La diferencia en el precio de comercialización al exterior y al mercado local es demasiado grande. Creemos que las aceiteras pueden achicar un poco el precio sin verse perjudicadas en su operación y rentabilidad. Es importante que las secretarías de Agricultura, de Energía y el Ministerio de Economía puedan proponer un diálogo positivo con las aceiteras para que la posición dominante que hoy ostentan no vaya en detrimento de la industria de biocombustibles porque tiene una característica importante porque está ubicada en pueblo del país que necesitan de esas plantas productoras porque generan inversión y salarios altos y produce energía para el mercado local para reducir las importaciones de combustibles. Cada litro de biodiesel que se produce en el país es un litro menos de diésel que hay que importar. Por el lado de las petroleras, que están obligadas a cumplir con el corte, pedimos un poco más de acción por parte de la Secretaría de Energía para que se cumpla con el corte con el gasoil y las naftas. Se tiene que cumplir con el proceso de retiros para que las plantas productoras puedan fabricar en tiempo y forma lo que el cupo indica. Hay que encontrar una salida en donde nadie pierda.

El año pasado hubo problemas de escasez y de logística en el gasoil. ¿Qué rol podrían cumplir puntualmente el biodiesel en un escenario similar?

Desde CEPREB estamos enfocados en explicar a la sociedad ese rol, que es muy importante. Por eso, quiero resalta la enorme importancia que tienen los biocombustibles para el desarrollo de las economías regionales y para el abastecimiento de la energía en la Argentina. Pero, también, la importancia en términos estratégicos que significa la industrialización de la biomasa y la bioeconomía. Las nuevas tecnologías que se desarrollaron en la última década (nanotecnología, la tecnología de la informática, entre otras) permiten que la bioeconomía pueda abastecer cadenas de valor de un montón de industrias. Por ejemplo, del poroto de soja se abastecen los cosméticos, la automotriz, la aeronáutica. De un poroto de soja se puede terminar con una cadena molecular de plástico exactamente igual que la del petróleo. Hoy en el mundo, a partir de alcanzar los objetivos de descarbonización de las economías, hay una nueva bio-legalidad, que significa que para entrar en muchos mercados a nivel mundial los productos van a tener que tener estándares verdes y renovables, y nosotros en la Argentina tenemos un potencial enorme. Para esto, hay que darle sustentabilidad y previsibilidad al sector de los biocombustibles para que pueda invertir y genere dólares.

-¿Cuáles son los principales desafíos de CEPREB este año?

El primer desafío es que las autoridades regulatorias entiendan que este sector invierte, genera valor, empleo, desarrolla las economías regionales y, por ende, no debe ser sacrificado por las coyunturas. En segundo lugar, tenemos que pensar en nuevos marcos regulatorios que permitan captar más inversiones para impulsar más el potencial de esta industria. Este sector comienza en los biocombustibles, pero tiene un fuerte potencial en todos los derivados de la biomasa (glicerina, polímeros, laboratorios, cosméticos, entre otros). El tercer desafío de la CEPREB es cómo vincularnos con los distintos actores de la sociedad para que sea el conjunto de los argentinos que se vean beneficiados por el rol que cumple esta industria. Acepté la responsabilidad que me propusieron una serie de compañías porque estoy convencido de que las energías renovables y la industrialización de la biomasa son dos pilares fundamentales para que nuestro país pueda salir adelante.

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Puma Energy estará presente en Expoagro 2023

Puma Energy se presentará en la nueva edición de Exporagro. Esto forma parte la estrategia de la compañía para continuar apoyando al sector agropecuario como motor del país y ofrecerle a cada productor los combustibles y lubricantes de la más alta calidad internacional.

En este sentido, a través de la alianza que mantiene con la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA), la empresa continúa alcanzado a cada vez más productores en los principales puntos productivos de la Argentina.

La compañía recibirá a cada visitante en el stand N°1149 con información de sus productos, acciones de la aplicación de beneficios Puma PRIS y un espacio de la tienda SUPER 7 que contará con actividades especiales, donde se podrá disfrutar de café y helados.

Actividades

Para los fanáticos del deporte motor, el martes 7 a las 15hs se realizará una presentación de la temporada 2023 del TC con la participación destacada del piloto Gastón Mazzacane y referentes del automovilismo. Además, habrá un simulador donde cada visitante podrá jugar a ser piloto de carreras. También estará disponible la exhibición de un muleto UTV del Puma Energy Rally Team, similar al que corrió Juan Manuel “Pato” Silvia en el último Dakar.

Puma Energy se sigue afianzado en el sector, produciendo la energía que el campo necesita, forjando alianzas con líderes del mercado y desplegando una extensa red de agroservicios.

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Por la suba del VAD, el impacto promedio en las facturas de Edenor y Edesur será del 89%

El gobierno oficializó la semana pasada la actualización en dos tramos del Valor Agregado de Distribución (VAD) que percibirán Edenor y Edesur. La recomposición será en abril de 108% respecto del último ajuste aplicado en marzo de 2022 y sumará otro 74% en junio. Por lo tanto, en el acumulado llegará al 261%. El impacto promedio en las facturas será de 89,2% y en algunos llegará al 136%.

Debido a la puesta en marcha de la segmentación, el impacto del VAD en la factura varía de acuerdo al nivel de ingresos de los usuarios ya que vienen pagando distintos precios por la energía eléctrica. La paradoja en este caso es que el incremento porcentual será levemente menor para los usuarios de Nivel 1 que renunciaron al subsidio porque, como ya vienen pagando facturas más abultadas, la incidencia que tendrá la variación del VAD será menor. 

Los Nivel 1 pagan la energía, sin contabilizar transporte ni distribución, con un menor subsidio. Por eso, desde que se puso en marcha la segmentación sus facturas son más caras. Como esa factura ya es más costosa que en los otros dos niveles, el precio del VAD, que es igual para todos, impacta menos en términos porcentuales en las facturas altas.

Desglose por nivel

Si se computa la variación acumulada que tendrá el VAD entre noviembre de 2022 y junio de 2023, el impacto en las facturas residenciales del usuario Nivel 1, que renunció al subsidio, oscilará entre el 65% y el 104%, de acuerdo a las distintas categorías de consumo. Por ejemplo, un hogar R1 que en noviembre pagaba una tarifa media de 872 pesos mensuales, a partir de abril pagará 1287 pesos y en junio 1491 pesos, lo que implica una suba acumulada de 71% en poco más de seis meses. Los R2 que venían pagando 2737 pesos mensuales de tarifa media, en abril pasarán a pagar 3983 pesos y desde junio 4501 pesos, un 65% mensual acumulado. Dentro de este nivel 1, el mayor aumento lo deberá afrontar el cliente R7 que en noviembre de 2022 pagaba 10.049 pesos, en abril pagará 16.030 pesos y en junio 20.962 pesos, un 104% acumulado.

Dentro del Nivel 2, catalogados como usuarios de bajos recursos, la variación acumulada del VAD entre noviembre y junio oscilará 80% y 136%, por encima de los aumentos porcentuales que afrontarán los usuarios de Nivel 1, aunque en pesos los montos son significativamente menores. El cliente R1 que en noviembre pagaba 492 pesos, en abril pasará a pagar 654 pesos y en junio 859 pesos, un 91% acumulado. Un R2 pagaba 1502 pesos en noviembre, en abril desembolsará 1930 pesos y en junio 2447 pesos, un 80% acumulado. El mayor impacto en este nivel lo afrontará un R7. Este cliente en noviembre pagaba una factura media de 6534 pesos, en abril pagará 9909 pesos y en junio 15.117 pesos, un 136% acumulado.

Por último, se ubica el Nivel 3, que engloba a los usuarios de ingresos medios, los cuales pagarán aumentos por encima del Nivel 1 y en línea con las subas del Nivel 2. En este caso, el aumento acumulado oscilará entre 83% y 130%. El cliente R1 que en noviembre pagaba 492 pesos, en abril pasará a pagar 732 pesos y en junio 937 pesos, un 92% acumulado. El mayor aumento lo deberá afrontar un hogar R7 que en noviembre pagaba 7853 pesos, en abril pasará a pagar 12.896 pesos y en junio 17.759 pesos, con un ajuste acumulado de 130%.

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