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En el marco de su gira por Estado Unidos, el presidente Javier Milei se reunió con el empresario Elon Musk en la localidad de Austin, Texas, donde abordaron algunos temas en referencia a la Argentina.

Tras su paso por la ciudad costera de Miami, el mandatario visitó junto a su hermana Karina al dueño de Tesla , con quien comparte afinidad ideológica.

Luego del convite, Milei se dedicó a recorrer la fábrica conocida como Giga Texas, la segunda más grande de Estados Unidos, que cuenta con más de 20 mil empleados que fabrican el reconocido nuevo auto eléctrico que está a la orden de los US$25.000. 

En más de una oportunidad, Musk mostró interés por litio argentino, tema central del intercambio en las oficinas norteamericanas. 

“Hacia un futuro emocionante e inspirador”, publicó el dueño de la red social X, a través de su cuenta junto a una foto con el libertario. 

Según trascendió, ambos referentes liberales coincidieron en la necesidad de liberar los mercados, defender “las ideas de la libertad”, y desregular las economías para fomentar la llegada de inversores fue otro de los temas abordados en el encuentro. 

Durante la reunión, Musk hizo hincapié en fomentar la tasa de natalidad en el mundo, bajo el argumento de que la falta de crecimiento de la población puede afectar a la civilización. 

Por su parte, el presidente le ofreció colaboración en el conflicto que mantiene la red social X en Brasil en el marco de la disputa judicial y política en ese país, y se comprometió a la Argentina a ser sede de un gran evento, en el que el empresario sudafricano será expositor, que tendrá el objetivo de fomentar la ideología que comparten. 

Otro de los puntos de acuerdo fue avanzar en el desarrollo tecnológico “para el progreso de la humanidad” y en la necesidad de establecer reglas claras para atraer inversiones. 

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Con la mirada puesta en la situación ambiental en el Golfo de México, organizaciones no gubernamentales como Greenpeace y el Centro Mexicano de Derecho Ambiental (Cemda) denunciaron esta semana un derrame de petróleo cercano a una plataforma operada por Petróleos Mexicanos (Pemex).

Este incidente se produce apenas días después de un incendio en la plataforma Akal-B de Pemex, operada por la petrolera estatal mexicana que es considerada “la más endeudada del mundo”. La base se ubicaba frente a las costas del estado de Campeche, y resultó en una persona fallecida y varios heridos de gravedad.

“La necesidad de abandonar la extracción y quema de combustibles fósiles”: una denuncia reiterada de las ONG’s

El comunicado emitido por las ONG’s reveló que el derrame de crudo se inició alrededor del 22 de marzo, coincidiendo con el incidente en la plataforma de Pemex el pasado 6 de abril. Imágenes satelitales confirmaron la existencia de esta fuga de petróleo, que estuvo activa durante más de 18 días y afectó aproximadamente 390 kilómetros cuadrados de superficie marina.

Este no es el primer incidente de este tipo reportado por las organizaciones, quienes recuerdan un derrame similar denunciado en julio de 2023. Ante esta situación, instaron a Pemex a proporcionar información detallada y transparente sobre el derrame, así como a implementar medidas efectivas para mitigar sus impactos ambientales y evitar futuras tragedias.

ONG’s denuncian el derrame de petróleo en el Golfo de México: Foto: X / @PemexGlobal.

“La repetición de estos desastres subraya la inaplazable necesidad de abandonar la extracción y quema de combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón) en México. El siniestro del 6 de abril no puede considerarse un mero accidente, sino que es una consecuencia inherente de un sistema que sacrifica la seguridad de trabajadores, comunidades y el medio ambiente en pos de la explotación de recursos fósiles”, apuntó el comunicado.

A su vez, las organizaciones destacaron la necesidad urgente de establecer una conversación seria sobre la seguridad de las operaciones petroleras, la protección del medio ambiente y la responsabilidad de las empresas y las autoridades en estos eventos.

 En particular, referenciaron la responsabilidad compartida entre Pemex y la Agencia de Seguridad Energía y Ambiente (ASEA) en garantizar la seguridad y preservación ambiental en estas operaciones, revisando los protocolos de seguridad y considerando alternativas a la extracción y quema de combustibles fósiles.

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Rodrigo Espinosa, gerente de Relaciones Institucionales de Camuzzi Gas Pampeana, confirmó que los usuarios de Mar del Plata y Batán mantienen la bonificación por “zona fría” que “representa 30 y en algún caso hasta 50%” del valor de factura y anticipó que los aumentos que se comenzarán a aplicar a partir de abril rondarán el 250%.

“Un usuario de bajo consumo pasará a pagar 6.000 pesos cuando pagaba 1.600 y uno de  consumo medio, que pagaba 6.000, pasará a pagar 20.000 pesos”, confirmó en declaraciones a Radio Brisas a modo de referencia.

Remarcó el que el beneficio por “zona fría” es independiente del consumo y nivel socioeconómico del cliente y en particular destacó que “la mayor parte de la recomposición recae sobre el identificado como N1, que es el de mayor poder adquisitivo”.

Sobre el aumento de estas tarifas, recordó que responde a un reacomodamiento “tras 22 años de incumplimiento” por parte del Estado en los contratos con la empresa prestadora. Citó como consecuencia la dificultad para sostener y ampliar infraestructura, con la consecuente dificultad para generar servicio a nuevos usuarios.

Con los nuevos cuadros tarifarios, aclaró, se empiezan a transitar “senderos de normalidad” y su aplicación se distribuye entre ocho categorías de usuarios residenciales, identificadas en factura con letra R y número, a las que se agregaron niveles socioeconómicos de acuerdo a ingresos que se perciben en un hogar que se identifican como N1, N2 y N3.

“Las facturas eran prácticamente irrisorias”, dijo Espinosa sobre algunos de los valores que comparó con el valor de un alfajor . “A mayor categoría, mayor precio” destacó del esquema de aplicación de este ajuste.

Para ubicar a cada usuario en categoría, explicó que se toma el bimestre actual, se suma los cinco anteriores y se establece su ubicación en el cuadro.

En el caso de usuarios comerciales puso como ejemplo que un local donde se pagaban unos 10.000 pesos por meses tendrá una factura que rondará los 40.000 pesos.

Insistió sobre la vigencia de régimen de subsidios y para acceder a esas tarifas diferenciadas dijo que se deben consultar en Camuzzi, Anses o la Secretaría de Energía de la Nación, ya que existe el RASE, un registro que cruza datos y define nivel socioeconómico del usuario, dato que servirá para su encasillamiento en el cuadro tarifario.

Espinoza insistió que el sector ha tenido en estos últimos años “un atraso tan grande que generó deterioro en cadena de pagos e infraestructura” y anticipó que en esta nueva etapa deben afrontar un plan de inversión “con obligación de 20.000 millones de pesos antes de fin de año”.

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El restablecimiento del piso del Impuesto a las Ganancias, impulsado por el gobierno de Javier Milei como “caballito de batalla” para intentar conseguir los votos de las provincias en Diputados y el Senado y lograr la aprobación de la Ley de Bases, que sería enviado al recinto la próxima semana, sigue generando rispidez en distintos ámbitos. Y el que salió ahora a manifestarse en contra fue el de los petroleros.

Es que, a través de un comunicado, desde la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FaSiPeGyBio), que agrupa a distintos gremios, representantes de las diversas ramas de la a actividad, como yacimiento, refinería y gas, expresaron su preocupación y dejaron asentado que “avanzarán con medidas de fuerza si se tocan derechos de los trabajadores”.

Cabe remarcar que es inminente la presentación de un proyecto de ley que prevé el regreso del pago del tributo para aquellos trabajadores que tengan un ingreso superior a $1.800.000 para trabajadores solteros y $2.200.000 para trabajadores casados con dos hijos. El mismo fijaría, a su vez, una escala progresiva de tributo que arranca del 5 por ciento hasta llegar al 35 por ciento, al tiempo que contemplaría una actualización por IPC para que se mantenga la proporcionalidad inicial.

De esta forma, el Gobierno Nacional restablecería el piso de Ganancias que fue quitado vía Congreso por el ministro de Economía del recientemente finalizado gobierno de Alberto Fernández, Sergio Massa.

“Los trabajadores no se quedarán de brazos cruzados si pierden el 50% del sueldo”

Y en la antesala de las negociaciones salariales del sector petrolero, con una reunión pactada para el 15 de abril, a fin de negociar el aumento de febrero y marzo y cerrar las negociaciones anuales, los gremios manifestaron su “preocupación” de que este regreso de la carga, que aplica a la labor diaria, tenga su efecto en los trabajadores del ámbito.

Según Gabriel Matarazzo, tesorero de la FaSiPeGyBio, el Impuesto a las Ganancias representa “un ajuste a la productividad del trabajador, poniendo de manifiesto las tensiones que esta medida genera entre los empleados del sector”. 

“En un momento en el que se ve cómo se desvanece el poder adquisitivo de los ingresos de la mayor parte de la población y las empresas sufren una significativa caída de las ventas, fijar el mínimo no imponible en un piso tan bajo no hará más que intensificar el desplome del consumo”, argumentó.

Esto se suma, a su vez, al hecho de que el proyecto de Ley Ómnibus prevé la derogación de la Ley 26.176, que exime a los trabajadores del pago de ganancias de algunos conceptos como el desarraigo y las viandas diarias.

Ambas medidas afectarías, sobre todo, a las provincias petroleras ubicadas en la Patagonia, quiénes ya adelantaron su rechazo. “Si se somete a votación en el Congreso, los patagónicos vamos rechazarlo en bloque, indistintamente de nuestras banderas políticas”, manifestaron los gobernantes.

Ante esto, Matarazzo adelantó que “los trabajadores no se quedarán de brazos cruzados si pierden el 50% del sueldo” y reafirmó la disposición del sector de tomar medidas de fuerza si se vuelve a aplicar el Impuesto a las Ganancias “en los términos que se rumorean”.

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En los últimos días, se conocieron los nuevos aumentos a los servicios de gas y de luz. En este contexto, muchos usuarios cuentan con facturas subsidiadas, luego de que se efectuara la segmentación tarifaria durante el año pasado, y aún se puede conocer si tienen el beneficio vigente.

Para saber si un domicilio es beneficiario de algún subsidio en la tarifa de electricidad se debe ingresar a la web oficial del Ente Regulador de Electricidad (ENRE) y completar un formulario online. En este se debe indicar el número de cuenta de Edenor o de Edesur, según corresponda.

En tanto, para ver si cuenta con subsidio en la tarifa de gas, el consumidor debe dirigirse al sitio oficial del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), ir a la sección Regímenes de Beneficios, luego clickear Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) e ingresar la empresa prestadora del servicio de gas y el número de Usuario, Cliente, Cuenta, Servicio o Suministro.

Cómo reclamar si no recibo el descuento

En caso de cumplir con todos los requisitos, haberse inscripto en algún momento desde que se creó la segmentación energética y aun así el subsidio no aparece en la factura, el usuario tiene la posibilidad de presentar un reclamo. 

El procedimiento consiste en completar el formulario en Segmentación Energética-Solicitud de Reevaluación, en donde se deberá dejar asentada la siguiente información:

Número de gestión

DNI

Sexo DNI

Número de trámite del DNI

Correo electrónico con el que te inscribiste a la segmentación

Dónde se encuentra localizado el servicio

Indicar si se tiene un problema con la asignación del subsidio al gas, a la energía eléctrica o a ambos.

Los nuevos tarifazos de Milei

El gobierno de Javier Milei aplicó de manera retroactiva un aumento en el costo de la electricidad para los usuarios de Edesur y Edenor, sin comunicarlo oficialmente.

La decisión fue incorporar la suba a partir del 1 de febrero y no a partir del 16 del mismo mes, como lo había anunciado el Ente Regulador de la Electricidad (ENRE). De manera tal, los usuarios pagarán 15 días más de aumento.

Durante la semana pasada, tambien se oficializaron los nuevos cuadros tarifarios de gas para todas las distribuidoras del país que autorizan subas en el cargo fijo que superan el 1.300 por ciento en la factura final.

A través de las resoluciones de la 112 a la 123 publicadas en el Boletín Oficial, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) confirmó la elevación del cargo fijo sobre el cargo variable del servicio.

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A través de la resolución 222/2024 publicada este jueves en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía realizó “un conjunto de modificaciones a la Resolución 85/2024“, que afectaba el esquema del cuadro tarifario y el sistema de penalidades y multas de los usuarios de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tras reconocer que hubo imprecisiones y errores en su elaboración.

Los cambios se aplican sobre el “Programa para la Mejora del Factor de Potencia” que dispuso el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) en febrero pasado. Éste establecía “una modificación en el límite del factor de potencia inductivo” para los usuarios de baja y mediana demanda “mediante la instalación de un equipo de corrección automático que mida el valor que se registra a nivel de la acometida general”. Con esto, se buscaba promover la “utilización eficiente de la energía eléctrica y las instalaciones de distribución“.

En rigor, el Gobierno dejó este jueves sin vigencia algunos artículos de la resolución 84/2024, que fijaban la forma de medición de consumo eléctrico de pequeñas demandas (T1), medianas demandas (T2) y grandes demandas (T3), así como la forma de establecer multas, y actualizó los plazos para que los usuarios puedan adecuar sus instalaciones.

La justificación del Gobierno fue la siguiente: “En esta resolución no se tuvo en cuenta la modificación de estos subanexos que tuvo lugar en el año 2017, en oportunidad de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) en cuanto a la forma de medición y multa”. Además, considera que “las implicancias de las tareas llevadas a cabo por las empresas distribuidoras desde la mencionada RTI, hacen que resulte conveniente modificar lo establecido en la Resolución ENRE Nº 85/2024, a los efectos de continuar con las mediciones ya establecidas”. Y, finalmente, explica: “se analizaron factores que en esta etapa pueden resultar demasiado restrictivos en aspectos de segundo orden de importancia y que, en consecuencia, es posible y necesario atenuar, a los fines y en la medida de que se obtengan los objetivos primarios deseados”.

Los cambios del ENRE

En primer lugar, se dejó sin efecto el artículo 5 de la Resolución 85/2024 y se lo reemplazó por uno que indica a las distribuidoras Edesur y Edenor que, “junto a la medición del Factor de Potencia, podrá medir el contenido armónico de la demanda, y en caso de que se registren en el inmueble cargas que generen un contenido armónico que cause una Distorsión Armónica Total de Tensión igual o mayor a 5% (THDV>=5%), la batería automática de capacitores deberá contar con reactores antirresonantes para evitar una eventual amplificación de corrientes y tensiones armónicas por resonancia”.

También dejó sin efecto el artículo 9, que fue reemplazado por el siguiente texto: “Transitoriamente, y por un período de dos años, a ser contados a partir de la fecha de publicación de la Resolución ENRE Nº 85/2024 en el Boletín Oficial, los plazos establecidos en el Anexo I de la presente para regularizar las instalaciones serán de 180 días para usuarios de Tarifa Nº 1 (…) una vez notificados fehacientemente de la necesidad de corrección por parte de la Distribuidora, y de 210 días para usuarios de Tarifas Nº 2 y Nº 3 individuales, cuya energía reactiva ya se encuentra medida y penalizada”.

“Una vez transcurrido dicho período transitorio, regirán los plazos previstos en el Anexo I que se aprueba por esta Resolución, y las empresas distribuidoras EDESUR S.A. y EDENOR S.A. podrán aplicar las penalidades previstas en el Contrato de Concesión, con las modificaciones establecidas por la Resolución ENRE Nº 85/2024”, precisó.

En tanto, en el artículo 4, el Enre aclara que “para los usuarios de las Tarifas T2 y T3 durante el periodo transitorio otorgado para adecuar sus instalaciones, la penalización, en caso de que corresponda, será sobre el valor de Cos fi equivalente a 0,85, con la forma de medición establecida en el Anexo I de la presente resolución”, y añade que “solo después del plazo de 210 días otorgado por el artículo precedente, a ser contados a partir de la fecha de publicación de la Resolución ENRE Nº 85/2024, se penalizará utilizando como referencia el Cos fi equivalente a 0,95“.

Asimismo, se dejó sin efecto el artículo 12 de la resolución previa y se estableció que las distribuidoras Edesur y Edenor “deberán conectar el equipo de corrección del Factor de Potencia elegido por el obligado en caso que las instalaciones a las cuales se conecte sean de la propia Distribuidora”. Y agrega: “En el caso de que las instalaciones a conectar el equipo sean en el ámbito del usuario (luego de un elemento de corte que separe las instalaciones del mismo de aquellas de la distribuidora), será el obligado el responsable de conectar el mismo”.

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El presidente Vladimir Putin aseguró este jueves que Rusia se había visto obligada a lanzar ataques contra instalaciones energéticas ucranianas en respuesta a los ofensivas de Kiev contra objetivos rusos.

“Desgraciadamente, hemos observado recientemente una serie de ataques contra nuestras instalaciones energéticas y nos hemos visto obligados a responder”, declaró Putin a su homólogo bielorruso, Alexander Lukashenko, según las agencias de noticias rusas.

El mandatario ruso afirmó que los ataques formaban parte del objetivo ruso de “desmilitarizar” Ucrania, ya que afectaban a la industria militar de Kiev. Y Moscú, agregó, se había abstenido de llevar a cabo tales ataques en invierno “por consideraciones humanitarias”.

Los ataques Zaporiyia crean riesgo de giro “peligroso” en guerra de Ucrania

Los ataques con aviones no tripulados contra la central nuclear ucraniana de Zaporiyia, controlada por Rusia, deben cesar, ya que podrían suponer “una nueva y gravemente peligrosa” etapa en la guerra, indicó el jefe del organismo de control nuclear de la ONU a la Junta de Gobernadores de su agencia, formada por 35 países.

Drones atacaron Zaporiyia, la mayor central nuclear de Europa, el domingo, golpeando un edificio del reactor en el peor incidente de este tipo desde noviembre de 2022, aunque la seguridad nuclear no se vio comprometida, subrayó el Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA).

Moscú y Kiev se acusaron mutuamente en repetidas ocasiones de atentar contra la central desde que Rusia se apoderó de ella semanas después de invadir Ucrania. Ambos países solicitaron una reunión de emergencia de la Junta del OIEA poco después del ataque del domingo.

“Los ataques más recientes nos han llevado a una coyuntura de graves consecuencias en esta guerra”, indicó el director general del OIEA, Rafael Grossi, en una declaración ante la reunión de emergencia de la Junta.

Grossi pidió a la Junta que “apoye unánimemente el papel del OIEA en la supervisión” de los principios destinados a evitar un accidente en la central, entre ellos que no sea atacada.

Dado que no se ha presentado ningún proyecto de resolución a la reunión de la Junta, es probable que se reduzca a un intercambio de declaraciones de los países reunidos a puerta cerrada en Viena.

“Nos reunimos hoy, y me reuniré con el Consejo de Seguridad de la ONU la próxima semana, porque es de suma importancia garantizar que estos ataques temerarios no marquen el comienzo de un nuevo y gravemente peligroso frente”, declaró Grossi. “Los ataques deben cesar”, agregó.

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Rusia dio este jueves un paso más en su objetivo de hacer colapsar el sistema eléctrico ucraniano con otro bombardeo masivo con más de 40 misiles que logró destruir una infraestructura energética clave en la hasta hace poco impenetrable región de Kiev.

Según confirmó la empresa responsable de la infraestructura, Centrenergo, los misiles rusos destruyeron por completo la capacidad de generación de electricidad de la central térmica de Tripilia, unos 45 kilómetros al sur de la capital ucraniana.

La infraestructura de Centrenergo, que perdió toda su capacidad de generación con la destrucción reciente de otra de sus centrales térmicas en la región nororiental de Jarkov, era el principal suministrador de electricidad de las regiones de Kiev, Zhitomir y Cherkasi. Esta última lluvia de misiles rusos fue acompañada del lanzamiento de 40 drones y provocó daños en infraestructuras eléctricas de la estatal Ukrenergo en cinco regiones del país y en dos centrales térmicas de DTEK, la principal empresa energética privada de Ucrania.

Los impactos provocaron cortes de electricidad que afectaron a cientos de miles de usuarios en varias regiones como Jarkov, fronteriza con Rusia y la más castigada por esta campaña rusa de ataques al sistema energético ucraniano que empezó en el mes de marzo. El presidente ruso, Vladimir Putin, aseguró que los bombardeos contra la red energética ucraniana tienen como objetivo la “desmilitarización” de Ucrania.

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La demanda de combustibles cayó 1,8% en febrero producto de la recesión y la caída del consumo.

Así lo reveló un informe de la Confederación Argentina de Trabajadores y Empleados Hidrocarburos, Energía y Combustibles (CATHEDA).

El informe indicó además que la recaudación por el impuesto que se aplica trepó a $ 50.503 millones, lo que representa una suba interanual de 15,3%.

Esta recaudación fue producto de la venta de 1.870 millones de litros de combustible, 1,8% menos que en el mismo período de 2023.

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Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) busca un empleado que sepa manejar inteligencia artificial y está dispuesto a ofrecerle modalidad híbrida y amplios beneficios. ¿Cómo se puede aplicar y cuál es el perfil que se busca?

La empresa petrolera lleva más de 100 años impulsando el desarrollo energético del país y, para ello, cuenta con miles de empleados a lo largo y a lo ancho del país. Actualmente, se encuentra buscando empleados para cumplir distintos puestos y ofreciendo una gran cantidad de beneficios para dichas posiciones.

Una de las posiciones más buscadas dentro de la empresa es llamada “Ingeniero de Prompt y Datos”. ¿Cuáles son los requisitos para el puesto y cómo se puede aplicar para llenar la vacante?

¿Qué busca YPF?

La misión del Ingeniero de Prompt y Datos que busca YPF es diseñar, desarrollar y perfeccionar instrucciones (Prompts) para soluciones de Inteligencia Artificial, entendiendo y optimizando el modelado y la estructura de datos que utilizan las diferentes soluciones como fuente de información para asegurar respuestas concisas y correctas.

Los requisitos para ocupar el puesto están ligados a la inteligencia artificial pero también a la capacidad de comunicación oral y escrita, requisito fundamental para servir como puente entre la IA y la tarea a realizar. Se requiere:

Conocimientos técnicos: Python, Azure, IA, IAgen, Machine learning, SQL, Arquitecturas Cloud, ciberseguridad.

Fuertes habilidades de comunicación verbal y escrita.

Competente en lenguajes de programación, herramientas relacionadas con la inteligencia artificial como ChatGPT y técnicas de análisis de datos.

Comprensión integral del procesamiento del lenguaje natural (NLP), machine learning y el desarrollo de contenido generado por IA.

Capacitación y/o certificaciones relevantes en informática, inteligencia artificial o un campo relacionado

Conocimientos en seguridad de la información y cumplimiento de normativas para garantizar la seguridad y el cumplimiento de las soluciones desarrolladas.

Habilidad para trabajar en equipo y colaborar con otros miembros del equipo

Conocimientos en metodologías ágiles y en la gestión de proyectos de desarrollo de software.

Habilidad para liderar proyectos y tomar decisiones de manera efectiva.

¿Cuáles son los beneficios del puesto?

Este puesto, al igual que varios de los que se ofrecen dentro de YPF, tiene base en las oficinas de Puerto Madero pero en modalidad híbrida. Es decir, se combina la presencialidad y el home office con gran flexibilidad.

Además de la posibilidad de flexibilizar la jornada laboral, la empresa ofrece una serie de beneficios para garantizar el bienestar de sus empleados. Entre ellos se destacan:

Prácticas de Mindfulness, tendientes a lograr el bienestar físico y mental de los empleados.

Acompañamiento, licencias y otros beneficios para cuidadores/as gestantes y no gestantes.

Servicios de refrigerio/ frutas / snack y comedor en planta, según locación de servicio.

Cobertura médica para el empleado y su familia.

Descuentos en gimnasios.

Descuento en combustible y corporativos.

Descuentos especiales en universidades para que los trabajadores puedan completar o continuar sus estudios de grado y postgrado.

Modalidad híbrida y horario flexible

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El productor de petróleo y gas GeoPark comunicó que había presentado una oferta vinculante para adquirir a un vendedor anónimo una participación no operada en bloques no convencionales de la cuenca de Neuquén.

La empresa dijo que el vendedor ha aceptado su oferta de alrededor de 200 millones de dólares y un adicional de 110 a 120 millones de dólares durante un período de dos años para ciertas actividades de exploración.

GeoPark declaró que las dos empresas estaban trabajando en exclusiva en la operación, que se espera cerrar en el tercer trimestre y que aportará inmediatamente más de 5.000 barriles netos de petróleo equivalente de producción, publicó Ámbito Financiero.

Reuters informó en febrero que la petrolera Exxon Mobil , que tiene activos de petróleo y gas en la región de esquisto de Vaca Muerta, en la cuenca del Neuquén, estaba sopesando ofertas para vender sus activos en Argentina.

El país apuesta por la cuenca neuquina, que comprende una de las mayores reservas mundiales de gas y petróleo de esquisto en Vaca Muerta, para convertir al país en una potencia energética y frenar la dependencia de las costosas importaciones.

Geopark dejó la cuenca neuquina en 2021, cuando aceptó una oferta por 16 millones de dólares de parte de Oilstone por las áreas hidrocarburíferas de Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet. La compañía se fue de Neuquén para concentrarse en sus activos en Colombia y racionalizar sus operaciones en la región, según comunicó en el balance financiero del tercer trimestre.

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El secretario de Energía de la Nación dio ingreso el pasado martes 9 de abril de 2024 al sistema energético como Agente Generador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a la empresa Genneia S.A. para su Parque Solar Fotovoltaico Los Molles.

Este centro generador de energía eléctrica tiene una capacidad de 100 megavatios (MW), está ubicado en el departamento Malargüe, conectado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) seccionando la Línea de Alta Tensión de 132 kV Malargüe – Puesto Rojas, jurisdicción de Edemsa.

Mediante Resolución 42, la Secretaría de Energía de la Nación instruyó a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa) “a efectos de que los sobrecostos que se ocasionen a los demás agentes del MEM y las penalidades que deban abonar los prestadores de la Función Técnica del Transporte (FTT) derivados de eventuales indisponibilidades con motivo del ingreso que este acto autoriza, sean cargadas a la empresa Genneia S.A., titular del Parque Solar Fotovoltaico Los Molles en su vínculo con el SADI. A este efecto, se faculta a Cammesa a efectuar los correspondientes cargos dentro del período estacional en que dichos sobrecostos o penalidades se produzcan”.

Mendoza consolida así su posición como una provincia líder en la transición hacia un modelo energético más sustentable y respetuoso con el medio ambiente.

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En la mañana de este martes, el intendente Maximiliano Wesner visitó el predio de 1517 hectáreas donde funciona el Parque Eólico Vientos Olavarría de la firma Ternium que es parte de la empresa Techint.

Fue recibido por Santiago Herdoy gerente de relaciones institucionales y Juan Martín Alvariza encargado de energía de Ternium.

Por su parte, Wesner estuvo acompañado por el secretario de desarrollo económico Gastón Sarachu y el subsecretario de empresas e inversiones Bernardo Baldino.

Con una inversión de 160 millones de dólares, este proyecto se enmarca dentro del plan de des carbonización anunciado en 2021 por parte de la empresa Techint, cuyas iniciativas buscan disminuir las emisiones de dióxido de carbono en un 20% para 2030. Además, se espera que el parque eólico esté operativo en la segunda parte del 2024.

“Desde el Estado municipal tenemos la decisión de poner a disposición todas las herramientas para fomentar que nuevas empresas elijan Olavarría para llevar a cabo este tipo de proyectos que generan empleo y protegen el medioambiente” destacó Wesner.

“Las características geográficas de Olavarría hacen posible este tipo de proyectos de gran magnitud y de vital importancia por tratarse de la generación de energías renovables, por la inversión que están realizando puntualmente en Olavarría, pero además ya que tiene un impacto que trasciende nuestro Partido porque permitirá evitar toneladas de dióxido de carbono” cerró el jefe comunal.

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La Secretaría de Energía llevó a cabo la primera Jornada de Implementación de la Ley Nº 10.933 de Energía Eléctrica Sostenible. El objetivo es dar a conocer la posibilidad que tienen los usuarios de fuentes renovables de convertirse en generadores e inyectar el excedente a la red.

Fue en el Aula Magna de la Universidad Tecnológica Nacional Facultad Regional Paraná (UTN – FRP). Del acto de apertura participaron la secretaria de Energía, Noelia Zapata; y el decano, Alejandro Carrere.

El objetivo principal fue difundir e informar acerca de la perspectiva actual de la Secretaría de Energía, facilitar el marco legal vigente en materia de fuentes limpias que tiene la provincia, fomentar la investigación en el campo y sensibilizar en cuanto a la importancia de adoptar hábitos de consumo energético responsable.

Al respecto, Zapata, expresó: “Nuestra intención es dar a conocer la posibilidad que tienen los usuarios de fuentes renovables de convertirse en generadores e inyectar y vender el excedente a la red. Es una alternativa muy interesante que nuestra provincia está brindando”.

Y agregó: “Fue organizada para facilitar la información acerca de los trámites y todo lo que implica aportar este granito de arena hacia la sustentabilidad. Aspiramos a que Entre Ríos genere una cantidad de energía renovable suficiente que nos permita ir cumpliendo con los pasos previstos en el compromiso 2030”.

El miércoles 17 de abril, a las 19, se replicará este encuentro que busca impulsar la transformación de la matriz energética de Entre Ríos hacia energias limpias. La modalidad será la misma, pero en el Aula Magna de la UTN de Concepción del Uruguay (FRCU). Las inscripciones están abiertas y ya pueden inscribirse en el siguiente link: bit.ly/3TPnYPo.

Inicialmente, la jornada está dirigida a estudiantes y profesionales de las facultades de la UTN sedes de las jornada.

Acerca de la Ley Provincial Nº 10.933

Entre Ríos, desde 2021, cuenta con la Ley Provincial Nº 10.933 de Energía Eléctrica Sostenible, por la cual la provincia declara su interés en la generación, almacenamiento y utilización de energías a partir de fuentes renovables, a la vez que busca promocionar y concientizar acerca de la importancia de energías renovables para la mitigación de los efectos del cambio climático. A su vez, entre otros beneficios, promueve la transformación de la matriz energética provincial con el objetivo primordial de incrementar la presencia de fuentes renovables.

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La petrolera estatal brasileña Petrobras anunció el martes el descubrimiento de yacimientos de crudo en las aguas ultraprofundas de la cuenca de Potiguar, en el Margen Ecuatorial.

Según citó Reuters, se trata del segundo pozo de Potiguar en el que la empresa ha encontrado hidrocarburos. Ambos hallazgos aún están sujetos a estudios adicionales, dijo Petrobras.

Potiguar se encuentra en el llamado Margen Ecuatorial, una extensa zona del norte de Brasil que Petrobras considera la frontera más prometedora para la exploración de petróleo y gas.

El descubrimiento se produjo cerca de la frontera entre los estados nororientales de Ceará y Rio Grande do Norte, a una profundidad de 2.196 metros, dijo la compañía.

Petrobras planea perforar 16 pozos en el Margen Ecuatorial en cinco años, pero el regulador medioambiental brasileño Ibama ha tardado en conceder nuevos permisos, lo que ha retrasado los proyectos de exploración.

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El gobernador de la provincia de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, recorrió Adeco Agro, empresa productora de alimentos y energías renovables, ubicada en la localidad de Christophersen, departamento General López. Allí, la compañía familiar puso en funcionamiento el biodigestor, un dispositivo de producción mediante energía renovable a partir de materia orgánica.

Durante la actividad, el mandatario estuvo acompañado por los ministros de Obras Públicas, Lisandro Enrico; de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini y de Ambiente y Cambio Climático, Enrique Estévez. También estuvo presente la senadora por el departamento General López, Leticia Di Gregorio.

Al respecto, el gobernador remarcó su deseo de “mostrarle a todo nuestro país, y poner en la agenda pública y política, el valor del sistema productivo de Argentina. Es muy bueno que mostremos nuestro sistema productivo y también de qué manera en la provincia de Santa Fe, cuando se piensa en el sistema productivo, se piensa también en el cuidado del ambiente. Esto nos hace crecer como provincia y nos permite sostener mercados internacionales y empezar a pensar en la concreción de nuevos mercados que nos van a permitir seguir creciendo”.

“Somos gente que invierte en nuestra tierra, que vive de su trabajo, que se levanta temprano, que le pone energía, valor y que le pone esfuerzo todos los días para salir adelante”, sentenció y continuó: “El interior es esto, los sistemas productivos, las economías regionales, es el ingenio para poder crecer, es el esfuerzo, es la inversión, pero fundamentalmente es la reinversión, son las personas que se suman a empresas como esta para sacarla adelante y se enorgullecen de pertenecer a esas empresas”, cerró el gobernador de Santa Fe.

En esa línea, el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini sostuvo que “es muy importante para nosotros estar acá por algunas cuestiones que queremos reafirmar desde el gobierno de la provincia de Santa Fe, fundamentalmente desde los Ministerios de Desarrollo Productivo y Ambiente y Cambio Climático. Acá se está conformando un modelo de producción, acá está lo que denominamos agrobioindustria, se está demostrando que si hay inversiones como la que están haciendo acá, hay posibilidades de nuevos tipos de desarrollo que nos hacen y nos obligan también a la gestión pública a ver la matriz productiva desde otro lado”.

“Esto es un complejo, esto es un corredor bioeconómico y lo tenemos en Santa Fe. Que podamos producir el mejor alimento, no solamente para nuestra provincia sino para más de 14 países que exportan al mundo, habla de lo que nosotros siempre decimos: Santa Fe es un lugar donde se puede invertir, se puede producir porque tenemos buen suelo, tenemos buen campo, tenemos industria, aplicamos ciencia y lo más importante: tenemos equipo, tenemos talento y tenemos con qué hacerlo”, enfatizó el ministro de Desarrollo Productivo.

En tanto, el ministro de Ambiente y Cambio Climático, Enrique Estévez se refirió a la proyección a futuro que apuesta la empresa: “Lo que estamos viviendo hoy acá es la muestra que lo que nosotros queremos proyectar para toda nuestra provincia es posible. Que se puede producir teniendo éxito, pero cuidando el presente y pensando en el futuro. Se puede producir también teniendo una idea innovadora, incorporando distintas miradas, con un sentido inclusivo y ecologista como lo hacen hoy en Adeco”.

Por último, el CEO de la empresa Adeco Agro, Mariano Bosch resumió el proyecto como “un sistema sustentable de producción. Lo que ven acá acá es un sistema sustentable de producción, que nos sirve para producir casi 600.000 litros de leche por día en forma sustentable”.

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Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, acordó con Bayer, la empresa mundial especializada en salud y nutrición, el abastecimiento de energía limpia por el equivalente del 50 % de la demanda de sus plantas ubicadas en Pilar, provincia de Buenos Aires. De esta forma, y sumado al resto de sus fuentes de suministro, Bayer alcanzará a cubrir el 75 % de su consumo con energía de fuentes renovables, se indicó.

Con más de un siglo de innovación en el país, la división de Salud de Bayer cuenta con sus dos plantas de producción en Pilar. Por un lado, se encuentra la Planta 1, que abarca la producción de analgésicos y hormonales, y por el otro, la Planta 2 que concentra la manufactura de productos vitamínicos de la empresa.

Dichas operaciones garantizan el suministro de 2.500 millones de comprimidos a 12 destinos de Latinoamérica y Asia, con los más altos estándares de calidad, certificados por las entidades regulatorias más prestigiosas, se describió en un comunicado.

La nueva alianza entre estas compañías se concreta a través del sistema Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), estableciendo un contrato de provisión de energía verde para ambas plantas por un período de 7 años, iniciando el 1° de mayo de 2024.

La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Desde Bayer se destacó que la Compañía asumió un firme compromiso para la reducción de su huella de carbono trabajando con determinación para lograr la neutralidad de carbono para el año 2030, estando alineados con los ODS y con el Acuerdo Climático de París.

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía verde a una de las compañías de salud y agro líderes a nivel global y acompañarlas en este proceso. Esta acción nos permite continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Estas soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

Daniel Bettinelli, director principal de Bayer Planta Pilar, destacó que “en Bayer entendemos que la Sustentabilidad es una condición para desarrollar el negocio, y el compromiso de Planta Pilar con la reducción de la huella de carbono es una muestra de ello. Gracias a este acuerdo de largo plazo el 75 % de nuestro consumo energético provendrá de fuentes renovables, avanzando hacia nuestro objetivo de 100 % de energía verde en el corto plazo”.

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La Fiscalía de Venezuela informó sobre el arresto de Tareck El Aissami, exministro de Petróleo venezolano, acusado de corrupción. Junto a él, también fue detenido Simón Alejandro Zerpa, exministro de Economía y Finanzas. Estas detenciones se dieron tras denuncias de testigos entrevistados por el Ministerio Público.

El Aissami, conocido como el “árabe”, ha ocupado importantes cargos en el gobierno venezolano en los últimos 22 años. Nacido en el Vigía, estado Mérida, proviene de una familia de inmigrantes sirio-libaneses. Su padre y tío tenían vínculos políticos en la región.

Graduado con honores en criminología, El Aissami escaló en la política de la mano de Adán Chávez, hermano del fallecido presidente Hugo Chávez. Su carrera incluye cargos como ministro de Petróleo, presidente de PDVSA, vicepresidente en área económica y titular de Industria y Comercio.

Durante su gestión, se registraron altos índices de violencia y represión, como el aumento de homicidios y la proliferación de bandas criminales. A pesar de su poder, El Aissami mantenía un perfil discreto y reservado, evitando la exposición mediática. Su detención se da en el marco de investigaciones por presunta corrupción en la venta de crudo a través de criptoactivos.

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El directorio de YPF el jueves 29 de febrero aprobó la cesión de 55 áreas convencionales en campos maduros que no le resultan rentables a la petrolera. Los yacimientos se encuentran fundamentalmente en Chubut, Santa Cruz, Mendoza y Neuquén. Para facilitar su colocación se decidió recortar la valuación de esos activos por el equivalente a 1800 millones de dólares. Las áreas de las cuales YPF se va a desprender, representan el 60 por ciento de la producción de petróleo convencional y el 40 por ciento de la producción de gas convencional a nivel nacional. Por lo tanto, la decisión resulta de vital importancia para la industria hidrocarburífera local.

El crecimiento de la producción no convencional de Vaca Muerta, creó una nueva dinámica que hace a las cuencas compitan por capital, mano de obra e insumos. Es decir, se genera un costo de oportunidad en la inversión, entre la producción convencional y la no convencional, a favor de esta última. El portfolio del upstream de YPF se divide un 50 por ciento en Vaca Muerta y un 50 por ciento en el convencional. La meta es cambiar la ecuación a un 80 por ciento en el no convencional neuquino y 20 por ciento en los yacimientos tradicionales.

Entre las opciones que maneja la firma para desprenderse de esas áreas están su reversión a las provincias, la cesión de la operación a los socios que tenga en alguno de esos proyectos o directamente la venta. Un informe del Centro de Economía Política Argentina (CEPA) analizó los riesgos para las provincias donde están estos yacimientos, poniendo énfasis particular en Mendoza.

Si YPF decide rescindir las concesiones, cumpliendo con la ley de Hidrocarburos 17.319 que reglamenta el abandono de los pozos y la normativa ambiental de la provincia, con los altos costos que esto implica para la empresa, se produciría una paralización productiva de los yacimientos hasta una eventual concesión posterior, proceso que, en el mejor de los casos, advierte CEPA, puede demorar al menos 2 años.

Si YPF decide tercerizar la operación por acuerdo con otro operador. La responsabilidad ante la provincia seguirá siendo de YPF, pero para eso, resulta imprescindible prorrogar los plazos de la concesión para permitir el recupero de las inversiones adicionales necesarias.

Por último, si YPF decide la venta a otras compañías de perfil mediano más enfocadas en la producción marginal, cada gobierno provincial deberá evaluar la solvencia económico-financiera y técnica de los interesados, para llevar adelante el proceso de inversión necesario y para operar bajo estándares ambientales incluyendo los pasivos heredados. “En este supuesto, entran en el radar, operadores petroleros más pequeños, que apuntan a un negocio de escala, como, por ejemplo, las recientes operadoras petroleras Jet Oil, Aconcagua Energía y/o actores nuevos que ven la oportunidad de diversificarse”, señala CEPA.

La decisión de desprenderse de estas áreas, que en teoría sería buena para YPF ya que optimizaría sus recursos concentrándose en donde hay mayor rentabilidad y potencial de crecimiento en producción, quizás no lo sea para las provincias. En Mendoza, por ejemplo, YPF tiene una posición dominante de mercado en lo que refiere al upstream mientras que se comporta casi como un monopsonio en el downstream dado que toda infraestructura de evacuación de los yacimientos va a parar a su propia refinería. De 3500 pozos que posee, la mitad están inactivos. Si tan solo la mitad de esos 1750 pozos deben cerrarse, el costo de remediación ambiental es muy alto. Por otro lado, en un mercado altamente concentrado, no será fácil encontrar sustitutos aptos, con solvencia técnica y económica financiera, para reemplazar a YPF ya que el mercado del upstream tiene enormes barreras de entrada tanto técnicas como de capital.

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El Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec) informó que el índice de producción industrial minero (IPI minero) subió 13,4% respecto a igual mes de 2023.

Desde el organismo señalaron que el acumulado de los dos primeros meses de 2024 registró un aumento de 11,3% respecto a igual bimestre del año anterior.

Además, en febrero de 2024, el índice de producción minera muestra un incremento de 2,7% respecto al mes anterior y el índice serie tendencia-ciclo registra una variación positiva de 1,2% respecto al mes anterior.

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Con el amarre en la sección 8ª del puerto de Mar del Plata del buque supply Hos Remington, procedente de Río de Janeiro, se comienza a dar forma a la exploración en el Pozo Argerich, ubicado a más de 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

El buque de bandera mexicana será uno de los encargados de asistir con repuestos y elementos necesarios para la perforación que ya desde hace tiempo esperan en el Puerto marplatense, hasta la llegada del Valaris 17, el buque de 229 metros de largo encargado de avanzar con la perforación en la zona CAN-100.

El bloque CAN 102, operado por YPF y Equinor, se ubica en una posición estratégica en el límite marítimo argentino-uruguayo. Esta área promete ser un campo fértil para la exploración petrolera, situada a más de 270 kilómetros de Punta Médanos y a 310 kilómetros del puerto de Mar del Plata, dentro de la Zona Económica Exclusiva Argentina.

Este proyecto busca determinar la presencia y calidad de recursos hidrocarburíferos en el lecho marino. Se espera la llegada de aproximadamente 8 barcos adicionales y dos helicópteros para asistir en el proceso, transportando a las 200 personas involucradas en esta etapa exploratoria.

El Valaris se encuentra actualmente en la zona de Río de Janeiro y se espera que en los próximos días inicie su travesía hacia Mar del Plata. Entre los trabajadores que participarán de la perforación hay noruegos, brasileños, mexicanos y argentinos que estarán cerca de 60 días en la base de operaciones que se montará mar adentro, a unas 30 millas de la costa de Mar del Plata.

Los estudios exploratorios realizados mostraron que este primer proyecto tendría una producción potencial estimada de 250 mil barriles diarios, lo cual equivale a la producción total actual de petróleo convencional y no convencional de YPF, y a un cuarto de la producción total actual nacional. 

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El Estado Nacional destinó $263.962 millones para subsidiar el costo del sistema energético nacional en febrero, lo que representa el 48% del valor total, según datos de la Confederación Argentina de Trabajadores y Empleados de los Hidrocarburos, Energía, Combustibles, Derivados y Afines (CATHEDA).

Según el informe de la entidad, el costo del sistema energético trepó a febrero a $554.920 millones, similar al de enero, donde el subsidio había sido del 78%.

En consecuencia, los aumentos de tarifas permitieron reducir en 30 puntos el dinero que el Estado nacional debe destinar a mantener el sistema eléctrico.

El costo del sistema energético aumentó en febrero de este año 266% en forma interanual, mientras que el pago de subsidios lo hizo en 236%. La diferencia obedece al aumento de tarifas que cubrió parte del aumento de costos.

El Gobierno busca durante 2024 reducir en forma sustantiva los subsidios energéticos como herramienta base para alcanzar el equilibrio fiscal.

En esa línea, la semana pasada aplicó un nuevo aumento que redundará en una reducción de 0,3 puntos del PBI el costo de subsidiar la energía.

De todas maneras, el Estado mantiene con CAMMESA la empresa que maneja el sistema eléctrico, una deuda de unos $ 2 billones que, según trascendió, sería saldada con un bono.

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El Gobierno dispuso aplicar de manera retroactiva el incremento en el costo de la generación eléctrica para los usuarios de Edesur y Edenor, sin comunicarlo oficialmente, generando un mayor impacto en las tarifas de luz.

De esta manera, la suba reflejada en las facturas de electricidad para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) comenzó el 1 de febrero, en lugar del viernes 16, como había anunciado originalmente el Ente Regulador de la Electricidad (ENRE) en las resoluciones que fijaban los aumentos a partir de su publicación en el Boletín Oficial a mediados de febrero.

Sin embargo, el organismo le comunicó a las distribuidoras que la aplicación del incremento debía ser de forma retroactiva al inicio del segundo mes del año. La decisión no fue informada a los usuarios mediante ningún canal oficial, lo que podría derivar en una demanda judicial, ya que los ajustes en las tarifas de los servicios públicos deben ser dadas a conocer mediante una resolución oficial y pública, de libre acceso.

El aumento, correspondiente al componente de mayor costo de las tarifas que es la generación eléctrica, lo define la Secretaría de Energía de igual manera para todo el país, en base a la programación estacional de cómo se abastece la demanda eléctrica en cada trimestre.

Los valores se actualizaron a principios de febrero y rigen hasta fines de abril, con una suba del 117% ($20.460 el MWh a $44.401) para los usuarios de altos ingresos, comercios e industrias, y sin cambios para los hogares de ingresos bajos y medios, pero el área encabezada por Eduardo Rodríguez Chirillo dispuso su entrada en vigencia desde el 16 de febrero, por lo que en los primeros quince días del mes las facturas no debían actualizarse.

Al percatarse de esta situación, el ENRE le comunicó el 11 de marzo a las distribuidoras en una nota, que facturen de manera retroactiva el consumo de la primera quincena de febrero con los valores más altos del precio mayorista de la electricidad, pero no lo hizo de manera pública.

Aunque los ajustes en el costo de distribución no se pueden aplicar de manera retroactiva, desde el Ejecutivo entienden que si se puede hacer con el valor de generación, ya que el cálculo surge de la concurrencia de la demanda estimada y los costos de la oferta con la que se atenderá. De esta manera, el problema de esta decisión radica en su falta de comunicación.

El aumento retroactivo se ejecutó solamente en el AMBA, ya que el resto de las distribuidoras provinciales no recibieron notificaciones de parte de sus entes reguladores. Por lo tanto, las firmas afrontaron la suba de la generación desde el 1 de febrero, sin poder trasladar el mayor costo a sus clientes desde esa misma fecha.

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Es una deuda que crece como bola de nieve. El Gobierno busca cómo saldar las obligaciones que se acumulan todos los meses con el sistema eléctrico, que rondarían los US$ 2.000 millones. 

El Poder Ejecutivo debería cubrir con transferencias la diferencia que hay entre el costo de generación de la energía y el que pagan efectivamente los usuarios, pero no lo está haciendo. 

Esos envíos deberían girarse a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), la empresa que administra el suministro mayorista eléctrico y con las productoras de gas, a través de programas de subsidio como el Plan Gas.

Según la consultora Economía y Energía, en el primer trimestre del año la cantidad de subsidios devengados a estos sectores clave en la cadena de suministro de energía a lo largo del primer trimestre del 2024 fue 71% menos en comparación con el mismo lapso del año pasado.

“En el primer trimestre se devengaron subsidios al sector energético por 666 millones de dólares, un 71% menos que en idéntico período del año anterior. La retracción de los subsidios dirigidos al sector energético durante el primer trimestre de 2024 condujo a un aumento de la deuda del Estado Nacional con los generadores de energía eléctrica y los productores de gas natural, entre otros”, plantearon desde esa consultora.

Esas obligaciones se van acumulando y ponen presión sobre las cuentas fiscales del Estado nacional, que puede abultar la cuenta de deuda flotante compuesta por pagos atrasados que consta de la diferencia entre los gastos devengados y los que son efectivamente pagados, lo que implicaría un compromiso que en algún momento del año tiene que saldar. 

Otra opción es que el Ministerio de Economía emita un bono del Tesoro para otorgar a esos acreedores.

El título del Tesoro le permitiría evitar el uso de presupuesto que presione el déficit primario, aunque la emisión de un bono a las empresas y que devengue intereses en el tiempo podría incrementar la carga financiera futura.

En el primer trimestre del año la cantidad de subsidios devengados a estos sectores clave en la cadena de suministro de energía a lo largo del primer trimestre del 2024 fue 71% menor que en comparación con el mismo lapso del año pasado

En el Gobierno aseguran que no se trata de deuda que corresponde a la administración actual, sino que en buena parte se trata de pasivos del mandato anterior, ya que en el caso de Cammesa, por ejemplo, los pagos se realizan a 60 días. 

Ese rezago implica que la deuda de enero y febrero corresponde a los meses de noviembre y diciembre. En marzo, de todas formas, cuando ya se contempla el pago de las transferencias que corresponden a enero, tampoco registró un cambio de tendencia.

El corte casi total de transferencias a Cammesa comenzó a tensionar el mercado energético, que empezó a temer un corte en la cadena de pagos. 

Transener, cuyo principal accionista es el Estado Nacional, había anticipado en marzo que analizaba reclamos administrativos y judiciales para perseguir el cobro de esa deudas que reclaman a Cammesa.

Además, se trata de un sector dolarizado: el salto del tipo de cambio de diciembre abultó todas las cuentas y la sospecha que circula en algunas empresas es que el Gobierno busque algún tipo de quita sobre esos pasivos.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo considera que Cammesa tiene que volver a ser administradora y que los jugadores del mercado en cada eslabón de la cadena (generación, transporte y distribución) negocien entre ellas por el suministro. 

La deuda flotante creció de un mes a otro, lo que implica que crecen los pagos pisados. Los últimos datos oficiales, que corresponden a febrero, muestran que ese número es de 1,6 billones de pesos, de los cuales unos $900.000 corresponden a gastos postergados que pertenecen al ejercicio 2024, mientras quedan $710.000 millones de 2023.

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Junto con el sector agropecuario, una de las claves para la disponibilidad de divisas a lo largo del año será la marcha del sector energético. En este sentido, la caída de la actividad económica y en consiguiente del consumo energético, junto al impacto de la mejora de la oferta local de gas permitieron obtener números positivos en relación a la balanza entre importaciones y exportaciones de energía.

Según datos del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF), la balanza de dólares de la energía en el primer bimestre fue positiva por 971 millones de dólares. Respecto al año pasado, mejoró en 925 millones. “Al descomponer la variación de la balanza de dólares de la energía, se tiene que el efecto precio generó una caída de 59 millones de dólares y el efecto cantidades una suba de 984 millones”, dice el informe.

Por lejos, el principal aporte de dólares vino por el lado del ahorro generado por las menores importaciones de GNL y combustibles líquidos, mientras que en materia de exportaciones, las mayores cantidades exportadas compensaron el menor precio.

Perspectivas

De acuerdo a la consultora Econviews, este año el resultado de la balanza energética podría ser superavitario en 3.300 millones de dólares a partir de la puesta en marcha del Gasoducto Néstor Kircher, más exportaciones de Vaca Muerta y el impacto de la recesión sobre la demanda energética local. Para 2025, el superávit podría incluso ser más amplio.

Por detrás de la mejora del resultado energético hay un factor estructural, como la persistente suba de la oferta proveniente de Vaca Muerta, acompañada de las inversiones en gasoductos necesarias para el transporte del combustible. Por un lado, la finalización de la etapa inicial del Gasoducto Néstor Kirchner aumentó la capacidad de transporte nacional de gas a 11 millones de metros cúbicos por día en 2023. Se espera que la capacidad de transporte se duplique en 2024 a 22 millones de metros cúbicos por día. Para el año próximo también se espera la reversión del flujo en el ducto Norte.

Asimismo, se suma un factor coyuntural, como es la profunda recesión económica en la que está sumergida el país, que deprime el consumo en general y el energético en particular. Con todo, hay una menor demanda de importaciones de gas natural licuado y de combustibles líquidos y mayor peso de la producción nacional.

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La obra que preveía instalar y potenciar los sistemas solares en Rodeo Colorado (Iruya) y otras localidades remotas de Salta quedó paralizada. Las obras de energía solar estaban encuadradas en el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) e implicaban una inversión de dos millones de dólares.

“La obra iba a proveer a 80 familias que se encontraban en la comunidad , donde tenemos una escuela, policía, registro civil, es casi la zona norte del departamento”, indicó Walter Cruz, senador por Iruya, en declaraciones a Nuevo Diario. 

Asimismo, Cruz remarcó que la paralización de las obras tiene que ver con las políticas llevadas adelante por el gobierno de Javier Milei. “Con fondos internacionales se hizo un avance de obra donde la empresa no invirtió mucho, porque teníamos una nivelación que era para otra cosa, como instalar el complejo panel, la empresa hizo un uso de una infraestructura comunitaria lo que abarató los costos y aun así la obra fue parada”, lamentó.

Por otra lado, remarcó que la Secretaría de Energía de la Nación era la encargada de aportar el dinero y en la provincia de Salta, el organismo encargado de desarrollar y gestionar las obras es el Ente Regulador de los Servicios Públicos, quien debería buscar otras soluciones ante el congelamiento.

“Algunas familias que tienen un poco de poder adquisitivo pudieron adquirir unos paneles, otras buscan otras alternativas como un grupo electrógeno que solo les dura entre 2 a 3 horas, pero aun así es un gran problema para la comunidad”, indicó Cruz.

El PERMER y la inversión de USD 2 millones para Iruya 

El proyecto PERMER hizo posible que en 2018 y 2019 los habitantes de localidades alejadas en el departamento de Iruya reciban paneles solares. La inversión fue de USD 2 millones y apuntaba a que a través de la energía solar se posibilite el aumento en el tiempo del uso de diferentes elementos eléctricos. 

PERMER se financiaba con inversiones que realiza el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF). Esta entidad mantenía vigente un convenio con el Gobierno Nacional.

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En uno de los laboratorios de la Gerencia Química de la Comisión Nacional de Energía Atómica y el Instituto de Nanociencia y Nanotecnología CNEA-CONICET (INN), ubicado en el Centro Atómico Constituyentes, se desarrolla una técnica que facilitará la explotación de yacimientos no convencionales de hidrocarburos. Se trata del análisis de pequeños fragmentos de roca provenientes de los pozos mediante nanoindentación, para así obtener información que permita optimizar el procedimiento de extracción de los hidrocarburos.

“Desde el año 2000, grupos formados por investigadores y tecnólogos de la CNEA y el CONICET trabajan juntos haciendo frente a distintos desafíos con nanotecnología. Esta disciplina nos abrió las puertas para desarrollar numerosas y originales soluciones para áreas tan diversas como la energética, la aeroespacial, la metalúrgica, la automotriz, la biomedicina y ahora, la industria petrolera”, señala la doctora en Física Laura Steren, vicedirectora del INN.

“Trabajar en la escala nanométrica generó la necesidad de crear nuevas técnicas experimentales de estudio, como la nanoindentación, y microscopios que pudieran ‘ver’ las propiedades físico-químicas en sistemas nanoestructurados -explica-. Recordemos que las distancias medias entre átomos en un material cualquiera son típicamente del orden de algunas décimas de nanómetro. Hablamos de investigar propiedades de materiales que poseen una o más dimensiones que comprenden solamente algunas capas atómicas”.

La nanoindentación es una técnica experimental que permite conocer los parámetros mecánicos de los materiales a partir de muestras de unos pocos milímetros de diámetro. Consiste en hacerle una impronta del orden del micrón a la superficie del material a analizar con una pequeña punta de diamante. Esa punta se va introduciendo en la muestra y se registra la carga que se aplica para ingresar y cuánto penetra. Así se obtiene una curva que relaciona la carga con la penetración, a partir de la cual se calculan los parámetros mecánicos del material: la dureza, que es su resistencia a ser deformado en forma permanente, y su módulo elástico, relacionado con la deformación elástica o reversible.

En 2018, un equipo de físicos y geólogos de Y-TEC, la empresa de investigación y desarrollo para la industria energética de YPF y CONICET, consultó si la nanoindentación se podía aplicar sobre rocas obtenidas de la perforación de pozos de petróleo. Les interesaba conocer las propiedades mecánicas de esos pozos, entre ellos, de los ubicados en el yacimiento de Vaca Muerta, a partir de muestras pequeñas o recortes de perforación que se obtienen rutinariamente, en lugar de tener que medir muestras más grandes, muy costosas y difíciles de extraer.

Vaca Muerta es un yacimiento no convencional de hidrocarburos, que se encuentran a más de 2.500 metros de profundidad. Estos hidrocarburos están encerrados en poros muy poco conectados entre sí y para extraerlos se utiliza la técnica de fractura hidráulica, que consiste en hacer una perforación e inyectar agua a alta presión. De esta manera, se generan microfisuras de menos de un centímetro de diámetro que crean una red interconectada de poros por donde los hidrocarburos pueden fluir hacia el pozo.

“Cada región que la empresa explora para realizar un pozo tiene distintos tipos de rocas y, en particular, cada roca tiene diferentes propiedades mecánicas según su composición, textura y porosidad. Los físicos de rocas necesitan saber a qué profundidad del pozo es más fácil realizar la fractura hidráulica. Para esto, tienen que conocer las propiedades mecánicas de los minerales presentes a cada profundidad del pozo perforado”, explica la ingeniera y doctora en Ciencia y Tecnología de los Materiales María Cecilia Fuertes.

Fuertes es la investigadora del CONICET al frente del desarrollo de la técnica de nanoindentación aplicada a evaluar residuos de la perforación de los pozos. “La técnica convencional que se utiliza para evaluar las propiedades de las rocas consiste en extraer testigos corona, que son cilindros completos de material del pozo. La obtención de las coronas es muy costosa y difícil de realizar, por eso se extraen muy pocas por pozo o área explorada. Además, estas muestras no representan la totalidad de la profundidad del pozo, sino que son segmentos extraídos a diferentes intervalos de profundidad”, señala.

La alternativa en la que se trabaja ahora es el estudio de pequeños fragmentos de roca que se desprenden cuando se perfora un pozo. “A medida que el trépano realiza la perforación, sale del pozo un residuo que contiene rocas muy pequeñas. Estas muestras, que se obtienen a todas las profundidades perforadas, se llaman cuttings y no pueden ser evaluadas mecánicamente con los métodos convencionales porque tienen unos pocos milímetros de diámetro. En nuestro laboratorio las estudiamos con nanoindentación, porque esta técnica sí permite determinar las características mecánicas de materiales de muy pequeñas dimensiones”, detalla Fuertes.

En los últimos tres años de trabajo, la información obtenida a partir de los residuos de la perforación fue comparada con la que se midió para las coronas obtenidas de los mismos pozos, y así se pudo validar el nuevo método.

“La técnica que estamos desarrollando es reciente, pero ya la hemos podido aplicar para muestras obtenidas de diferentes yacimientos no convencionales de la Argentina -dice Fuertes-. Estamos comenzando una segunda etapa, en la cual buscamos aumentar el número de muestras evaluadas en el menor tiempo posible. El desafío es desarrollar un protocolo simple, rápido y económico para que YPF y otras empresas petroleras puedan caracterizar las propiedades mecánicas de los pozos de yacimientos no convencionales”.

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En el marco de la Asamblea de Balance 2023 que se realizó en las Instalaciones del Centro Recreativo Richard Dewey de la ciudad de Centenario, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, habló sobre la postura de la organización gremial respecto a la situación económica y social de nuestro país. “Espero comenzar las nuevas paritarias 2024- 2025 con las condiciones que hemos creado los trabajadores para, justamente, hacer realidad Vaca Muerta”.

“El diálogo y las negociaciones que hemos mantenido con las empresas petroleras se caracterizó siempre por mantener la calma social y laboral. Hemos sido dialoguistas, pacientes, comprensibles y mantuvimos la paz social. Nos hemos sentado en la mesa a discutir los beneficios de los trabajadores petroleros con muchísima altura y fundamentos. Espero, que podamos terminar estas paritarias como corresponde, haciendo honor a la palabra y a la responsabilidad que nos compete tanto a nosotros como a la parte empresarial”.

Rucci destacó el compromiso de los trabajadores que son “quienes sostienen la actividad y aclaró que ante esta situación “no vamos a bajar los brazos”. “Nadie nos va a llevar por delante, porque estamos pidiendo que se respete nuestro trabajo. Quienes quieran desprenderse de los yacimientos convencionales, deben asegurarse que, las empresas que vengan, generen puestos de trabajo y que tengan la certeza de que los trabajadores no vamos a renunciar, en absoluto, a ningún beneficio”.

Finalmente, ante más de 800 afiliados presentes en la Asamblea de Memoria y balance de 2023, concluyó: “Estamos pidiendo que se honre el trabajo de la mujer y el hombre petrolero, el aporte a la Nación que hace cada uno de ustedes. Y a nosotros nos van a encontrar siempre parados, jamás de rodillas”.

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En un plenario realizado en Kilómetro 5, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut ratificó de manera unánime un acuerdo que implica la devolución de áreas hidrocarburíferas por parte de YPF. La empresa de mayoría estatal se quedará con Manantiales Behr, comprometiéndose a invertir y garantizar los puestos de trabajo en el bloque estrella de la transición energética.

El convenio afectará a aproximadamente 2.500 trabajadores en la provincia de Chubut. El objetivo es acelerar la jubilación de aquellos empleados que cuentan con más de 50 años y los aportes requeridos por la Administración Nacional de Seguridad Social (Anses). Estos trabajadores recibirán un pago de 13 sueldos más los años de servicio al retirarse, y en el caso de aquellos que les falte un año para jubilarse, también se les abonará ese dinero.

Tanto YPF como los gremios estiman que la negociación para encontrar una nueva operadora para las áreas demandará alrededor de cuatro meses. Durante este período, los trabajadores permanecerán en sus hogares y se realizarán pagos diferenciados según el tipo de horario laboral cumplido. Aquellos que trabajaban ocho horas recibirán la totalidad de su sueldo, mientras que los operarios de torre percibirán el 80% de sus haberes.

Las asambleas realizadas en marzo en los distintos yacimientos sirvieron para explicar el panorama actual. Ahora, solo falta que la Provincia ratifique el acuerdo para que la devolución de áreas de YPF sea efectiva en un 100%.

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El precio de venta al público del Gas Natural Comprimido (GNC) volvió a aumentar este viernes en Mar del Plata, cuando las estaciones de servicio subieron el metro cúbico (m3) de 549 a 599 pesos, y de esta forma ya acumula un incremento en su valor superior al 100% en los últimos cuatro meses.

Según indicó el diario La Capital, si se tiene en cuenta que el tubo promedio de GNC con el que cuentan los vehículos es de 14 m3, se advierte que “llenar el tanque” con este tipo de combustible actualmente cuesta en la ciudad cerca de $ 8000.

Este último fue el quinto incremento que registró el GNC en Mar del Plata desde diciembre. A principios de aquel mes, el m3 costaba 279 y, tras la asunción de Javier Milei, se dieron una serie de aumentos que elevaron su valor hasta alcanzar los casi 600 pesos actuales.

A pesar de las constantes subas, el consumo de GNC no registró una merma importante en la ciudad balnearia, aunque sí se nota que cada vez más automovilistas realizan conversiones dado que el combustible a gas resulta más económico. La semana pasada los combustibles también se ajustaron y el litro de nafta super ya se vende por encima de los $1.000.

El interior, más caro

Por otra parte, desde el sector local de los combustibles indicaron que los precios del GNC en el interior son más altos que en Capital y el Gran Buenos Aires y atribuyeron esta situación a que en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) “se compite por precio”.

“Ahí se cerraron muchas estaciones de servicio y quedaron otras que concentran un volumen muy alto”, analizaron y añadieron que “ese esquema que se da en el AMBA no se repite en ningún otro lugar del país”.

“En el interior no se compite por precio y hay estaciones que venden 40 o 50 mil m3 mensuales, que no es nada, y siguen abiertas, porque el margen es más grande. Aunque no vendan mucho, se salvan. Por eso, al no competir por precio, se dan precios más altos”, concluyeron.

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La petrolera estatal YPF inició formalmente, a través del banco español Santander, el proceso de búsqueda de compañías interesadas en adquirir sus derechos sobre 55 áreas de hidrocarburos convencionales en Argentina, confirmaron este domingo a EFE fuentes cercanas a la operación.

La petrolera, la mayor productora de hidrocarburos de Argentina, contrató al Santander, a cargo de contactar posibles petroleras interesadas en el portafolio de áreas maduras de YPF, cuyas nuevas autoridades decidieron hacer foco en las actividades en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.

A finales de febrero pasado, el directorio de YPF aprobó la estrategia de la compañía para optimizar el portafolio de activos, mediante la cesión a otras empresas o las reversión a las provincias dueñas de los recursos de 55 áreas convencionales.

La compañía, cuyas acciones se cotizan en las bolsas de Nueva York y Buenos Aires, asignó un valor contable de estos activos al cierre de 2023 de unos 1.800 millones de dólares o 1.200 millones de dólares después de impuestos.

Los campos maduros para los que YPF busca interesados están en las provincias de Mendoza, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y Neuquén.

Según informó YPF, el objetivo de esta estrategia es “realizar una asignación eficiente del capital que priorice activos de escala que aporten mayor rentabilidad y resiliencia ante distintos escenarios”.

YPF registró en 2023 una pérdida neta por 1.277 millones de dólares, frente a un beneficio en 2022 por 2.234 millones de dólares.

La petrolera anunció el mes pasado que invertirá este año 5.000 millones de dólares, de los cuales 3.000 millones se enfocarán en Vaca Muerta.

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Chevron Argentina y la Universidad Patagonia Argentina anunciaron el lanzamiento de un programa para formar operadores de petróleo y gas en Rincón de los Sauces, Neuquén. La iniciativa apunta a personas con ciclo secundario completo y busca desarrollar habilidades laborales en las actividades y procesos de la industria de petróleo y gas.

Las capacitaciones se estructuran en cinco módulos que otorgan certificaciones parciales y generarán una salida laboral en Vaca Muerta, con competencias ajustadas a sus necesidades.

Los ejes que cubre el programa incluyen la seguridad laboral e higiene profesional en el marco de la actividad hidrocarburífera, así como el mantenimiento general y la cultura de las organizaciones. Estos ejes recorren las cuatro áreas que forman al operador en el conocimiento de tareas básicas en los procesos de perforación, fractura hidráulica, operación de planta, producción y mantenimiento.

Para poder certificarse en la Diplomatura como Operador Junior para la Industria de Gas y Petróleo es necesario cursar un módulo introductorio nivelador, para luego completar los 4 cursos módulos restantes, que van otorgando certificaciones parciales a medida que los estudiantes los aprueban. Esto ayuda a acelerar la inserción laboral, en un contexto de alta demanda de habilidades para la industria.

La iniciativa

Marcelo Loyarte, rector de la Universidad Patagonia Argentina, comentó al respecto: “Esta alianza con Chevron Argentina nos permitió diseñar un programa a medida de las necesidades de la industria. Los contenidos se prepararon con la participación de mandos medios de la empresa, con sólidos conocimientos y experiencia en operaciones, para establecer con precisión los distintos aspectos de la formación. Esta iniciativa da respuesta a una demanda recurrente de la industria para incorporar personal calificado”.

Por su parte, Dante Ramos, Gerente de Asuntos Corporativos de Chevron América Latina, indicó: “Esta capacitación es una propuesta que permite continuar y potenciar la experiencia educativa virtuosa que construimos durante los últimos dos años en Rincón de los Sauces. Con este programa, damos un paso más para fortalecer el vínculo entre el mercado laboral y la formación técnica, desarrollando mano de obra calificada vinculada a las actividades del sector de petróleo y gas en las zonas donde operamos, y así facilitar la salida laboral en la industria”.

El Municipio de Rincón de los Sauces ha dado apoyo a esta iniciativa, reconociendo el valor de la academia en la articulación público-privada de iniciativas para aportar soluciones concretas a la formación de personal calificado que la industria de gas y petróleo requiere, según precisaron.

De acuerdo con lo informado por la Universidad, las preinscripciones arrancan en marzo de 2024, para iniciar clases a fin de abril y finalizar la cursada en diciembre de 2024. La modalidad incluye encuentros presenciales en instalaciones áulicas de Rincón de los Sauces y clases virtuales.

Para más información sobre el programa, enviar mail a capacitaciones@upatagonia.edu.ar ó por WhatsApp al 2993249679

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La petrolera Shell está buscando una licencia a largo plazo de EE.UU. antes de tomar una decisión final de inversión en el proyecto de gas natural en el yacimiento Dragon en Venezuela.

El yacimiento Dragon se encuentra en aguas venezolanas, cerca de la frontera marítima con Trinidad y Tobago, y contiene hasta 4,2 billones de pies cúbicos de gas.

Trinidad necesita el combustible para abastecer sus industrias de gas natural licuado y petroquímica, y Venezuela quiere abrir una nueva fuente de ingresos por exportaciones.

En enero de 2023, Washington concedió a Trinidad una licencia de dos años para negociar y desarrollar Dragon, con Shell como operador y las empresas estatales PDVSA, de Venezuela, y National Gas Company (NGC), de Trinidad, como participantes en el proyecto.

Ahora, Shell estaría buscando una licencia de 15 años para desarrollar el yacimiento con NGC, esperando una decisión positiva, incluso más adelante, antes de invertir 1.000 millones de dólares.

Estados Unidos modificó la licencia en octubre de 2023, ampliando su validez hasta octubre de 2025 y permitiendo a Venezuela recibir en efectivo los ingresos procedentes de las ventas de gas.

El gobierno venezolano, por su parte, en diciembre dio luz verde al proyecto mediante una licencia de 30 años, otorgando a Shell y NGC los derechos para producir el gas y exportarlo a Trinidad.

Trinidad espera que la decisión final de inversión (FID) para Dragon, el último paso para determinar si se sigue adelante con su sanción y construcción, llegue el año que viene. Para cuando expire la actual licencia estadounidense, la FID y el primer gas podrían no estar listos, lo que crearía la necesidad de una nueva autorización.

“Obviamente, una licencia de dos años tiene un plazo y ésta es una transacción que llevará más de dos años”, declaró a Reuters en marzo el ministro de Energía de Trinidad, Stuart Young, al margen de la conferencia sobre energía CERAWeek de Houston.

El calendario se convierte en un problema con la licencia actual emitida en enero de 2023, con una breve prórroga, que expira en octubre de 2025, lo que podría no ser tiempo suficiente para que el primer gas esté listo para producir.

Ahora bien, está latente la posibilidad de una reactivación este mes de las sanciones por parte de EE.UU. en contra de Venezuela, todo a raíz que el líder venezolano Nicolás Maduro ha violado las condiciones para la exención de las sanciones con sus persistentes intentos de impedir que la oposición forme un candidato fuerte para presentarse a unas elecciones libres y justas este año.

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Una refinería de petróleo rusa, ubicada en Tatarstán, sufrió los ataques del Servicio de Seguridad de Ucrania (SBU) y la inteligencia militar ucraniana (GUR) durante la noche, según medios ucranianos. La capacidad de esta unidad es de 8 millones de toneladas de crudo, lo que es el 2,6 % del total anual de refinado de Moscú.

Según una fuente consultada tanto por Ukrainska Pravda como por Interfax, “un dron ucraniano de largo alcance alcanzó una unidad primaria de refinado de petróleo de la refinería de Nizhnikamsk, tras lo cual se declaró allí un incendio”.

“No dejaremos de golpear la infraestructura militar del país agresor para que tenga cada vez menos oportunidades de financiar la guerra genocida contra Ucrania. Seguiremos esforzándonos por minimizar el flujo de petrodólares al presupuesto militar ruso, por lo que el ‘azote’ a las refinerías rusas y otras instalaciones de producción continuará y se intensificará”, alertó Ucrania después de golpear a una de las cinco mayores refinerías rusas.

El Kremlin, por su parte, informó al mismo tiempo de un ataque con drones contra compañías en las ciudades de Yelábuga y Nizhnikamsk, en la república de Tatarstán, el primero desde el comienzo de la guerra de agresión rusa en esta entidad de la Federación Rusa, a poco más de 1.000 kilómetros del punto más próximo de la frontera ucraniana y a unos 800 kilómetros al este de Moscú.

Rusia ataca una subestación eléctrica ucraniana

En este marco, los daños causados por un ataque ruso a una subestación eléctrica y una línea de alta tensión obligó a Ucrania a introducir restricciones de consumo en la región de Járkiv y el distrito de Krivi Rig, según informó Ukrenergo, la empresa nacional ucraniana de electricidad.

“Anoche, un vehículo aéreo no tripulado ruso dañó los equipos de una de las subestaciones de Ukrenergo. Además, fragmentos de un misil dañaron una línea aérea de alta tensión de 330 KV. Se están llevando a cabo trabajos de reparación de emergencia”, detallan el comunicado publicado en Facebook.

La compañía aclaró que desde esta mañana se aplican topes de consumo para todas las viviendas y compañías de la región de Járkiv y se mantienen las restricciones para los consumidores industriales de Krivi Rig.

La importación de electricidad el 2 de abril está programada principalmente en las horas de la mañana y de la tarde desde Rumanía, Eslovaquia, Polonia, Hungría y Moldavia por un volumen total de 10.867 MWh, mientras que no se prevén exportaciones, indicó.

“Esta mañana 398 localidades estaban sin suministro eléctrico. Debido a las hostilidades hay apagones en las regiones de Donetsk, Sumi y Járkiv.”, agregó.

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Un nuevo avance en su desempeño en materia de sostenibilidad obtuvo ENGIE Chile al recibir la certificación de Medalla de Oro otorgada por la organización de calificación mundial EcoVadis.

La compañía fue evaluada en base a 21 indicadores que se dividen en cuatro ámbitos: Medio Ambiente; Prácticas Laborales y Derechos Humanos; Éticas y Compras Sostenibles. Tras este proceso, y una exhaustiva revisión, EcoVadis calificó a ENGIE Chile con 75 de 100 puntos.

“Generar un impacto positivo en las personas y el planeta, es nuestro propósito. Por lo mismo, la sostenibilidad es la base de nuestra estrategia. Este reconocimiento otorgado como empresa sostenible se trata de un importante paso en la medición y seguimiento de los estándares ESG y un testimonio del compromiso de la compañía con nuestro propósito de liderar con responsabilidad ambiental y social”.

“La sostenibilidad es el corazón de cada proyecto y cada acción que emprendemos, desde la generación de energía hasta la gestión de recursos, y en todas las áreas donde desplegamos nuestra labor. Es parte de nuestra identidad y motor de nuestra excelencia”, comentó Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile.

La metodología de EcoVadis se basa en los estándares internacionales de sostenibilidad, entre ellos el Global Reporting Initiative, el Pacto Mundial de la ONU y la norma ISO 26000.

“El año pasado obtuvimos la certificación SET Label, sobre transición energética sostenible, y ahora estamos orgullosos de lograr la Medalla de Oro de EcoVadis”.

“Valoramos enormemente este avance, fruto de la integración de los principios de la sostenibilidad en nuestra compañía”, expresó Pablo Villarino, Gerente de Asuntos Corporativos de ENGIE Chile.

Cabe destacar que EcoVadis es una plataforma de evaluación de sostenibilidad empresarial que proporciona clasificaciones y análisis comparativos de rendimiento sostenible de las empresas a nivel global.

Utiliza estándares internacionales de sostenibilidad, normativas medioambientales y prácticas comerciales éticas. EcoVadis evalúa a las empresas en áreas como medio ambiente, prácticas laborales y derechos humanos, ética empresarial y cadena de suministro.

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En un sector que ha sido dominado por Tesla durante años, el panorama está cambiando rápidamente. Por primera vez desde 2020, las ventas de Tesla han experimentado una disminución significativa, marcando un hito en la competencia creciente en el mercado de vehículos eléctricos.

Tesla vio sus entregas desplomarse en el primer trimestre para la primera caída anual desde el inicio de la pandemia en 2020, distanciándose por mucho las previsiones de los analistas, una señal de que incluso los recortes de precios no han sido capaces de evitar una competencia cada vez más acalorada en el mercado de vehículos eléctricos.

Tesla dijo el martes que había producido más de 433.000 vehículos y entregado alrededor de 387.000 vehículos, atribuyendo las entregas más bajas a “la fase temprana de la rampa de producción del Modelo 3 actualizado en nuestra fábrica de Fremont y los cierres de fábrica resultantes de los desvíos de envío causados por el conflicto del Mar Rojo y un ataque incendiario en Gigafactory Berlín”.

Tesla pausó la producción de vehículos en su fábrica de Giga Berlín, su mayor fábrica en Europa, durante dos semanas a finales de enero y principios de febrero, debido a la falta de componentes, ya que los ataques del Mar Rojo en el transporte marítimo tensaron las cadenas de suministro.

Las menores entregas, también inferiores a las más de 410.000 que esperaban los analistas, hicieron caer las acciones de Tesla un 5% el martes.

En lo que va de año, las acciones de Tesla se han desplomado un 33%, y el fabricante de vehículos eléctricos es el segundo peor valor del índice S&P 500, según las estimaciones de The Wall Street Journal.

La razón de la caída de ventas de Tesla

La caída de las ventas podría ser un signo de una menor demanda general de vehículos eléctricos y de que Tesla se enfrenta ahora a una competencia más dura tanto de los fabricantes chinos de vehículos eléctricos como de los fabricantes de automóviles tradicionales de Occidente.

Tesla ha reducido los precios de sus vehículos eléctricos Model Y y Model 3 en varios países europeos y en China para competir con vehículos de bajo costo de fabricantes como BYD. Pero incluso el recorte de precios no fue suficiente para levantar las entregas de Tesla en el primer trimestre del año.

El analista de Wedbush Securities Dan Ives, que sigue siendo optimista sobre Tesla a largo plazo, escribió en una nota publicada por CNN: “Anticipábamos un mal primer trimestre, pero éste ha sido un desastre sin paliativos difícil de explicar”.

“Consideramos que este es un momento crucial en la historia de Tesla para que Musk dé la vuelta a la situación y revierta los resultados desastrosos del primer trimestre”, dijo Ives.

“De lo contrario, podrían avecinarse claramente algunos días más oscuros que podrían perturbar la narrativa de Tesla a largo plazo”.

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Durante el mes de marzo, Vaca Muerta, uno de los yacimientos de shale más importantes del mundo, alcanzó un récord histórico en la cantidad de fracturas realizadas, con un total de 1.643 operaciones, superando así las 1.389 etapas registradas en septiembre de 2023.

Esta cifra representa un incremento significativo, con 254 perforaciones más que el récord anterior y un aumento del 22% con respecto al mes anterior.

La mejora en la productividad se atribuye principalmente a las mayores inversiones realizadas por las empresas operadoras y a la implementación de un nuevo set de fractura, el décimo en la historia de Vaca Muerta. El objetivo es alcanzar las 18.000 fracturas durante el año 2024.

Sin embargo, existen limitaciones en el corto plazo para lograr este objetivo, principalmente relacionadas con la disponibilidad de perforadores. Actualmente, solo hay 10 perforadores en funcionamiento, y según Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, serían necesarios al menos cuatro más.

Fucello también señaló los problemas financieros que sufren las empresas para realizar estas inversiones, que rondan los 50 millones de dólares cada una y tienen un período de repago de entre 5 y 10 años. “Con el cepo vigente y la escasa financiación local, el que traiga esa plata desde el exterior después no puede girar dividendos y queda atrapado en Argentina”, explicó.

Según el informe de Fucello, durante marzo, YPF fue la empresa que lideró en cantidad de fracturas, con un total de 662 operaciones. Le siguen Vista, con 323 fracturas, y Shell, con 153 etapas.

Otras compañías como Pampa Energía, Tecpetrol, Pluspetrol, TotalEnergies, Chevron y Pan American Energy también contribuyeron significativamente a la actividad en Vaca Muerta.

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Vista, la compañía que dirige Miguel Galuccio, electrificó el primer equipo de perforación de Vaca Muerta y puso en funcionamiento la primera compresora de Sudamérica con energía renovable.

Con el fin de llegar al objetivo de producción de 100.000 boed para el año 2026, incorporaron este nuevo sistema para trabajar en la reducción de la huella de carbono en todas sus operaciones. Se trata de un paso clave en su plan para descarbonizar sus operaciones.

El equipo es el Nabors F-24, actualmente en operación en el bloque Bajada del Palo Oeste, donde también está ubicada la primera electro-compresora de Sudamérica abastecida exclusivamente de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables.

La electrificación de equipos es una tendencia a la que están migrando las operaciones en la cuenca neuquina. En el caso de Vista, se trata de un proyecto integral que incluyó la conexión de al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), desde la Estación Transformadora Loma Campana (ETLC) del EPEN, en Neuquén.

La ingeniería del proyecto abarcó obras de ampliación de la ETLC, la construcción de una nueva subestación para alimentar la electro-compresora y el tendido de más de 30 km de línea de media tensión.

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, en marzo conectó 3 pads y llegó, con equipos de Schlumberger y Calfrac, a las 330 etapas de fractura con el objetivo de duplicar su producción.

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Los ex ejecutivos de la petrolera estatal argentina YPF S.A. se encuentran en el centro de una fuerte polémica porque podrían recibir bonos extras. La empresa convocó a una Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria para el 26 de abril, para considerar los resultados financieros adversos y planes futuros. 

La reunión, programada en la sede de la compañía, tiene en su agenda temas que han encendido el debate sobre la gestión y la transparencia corporativa, especialmente en lo que respecta a la remuneración de sus directivos frente a las pérdidas reportadas durante el ejercicio económico de 2023.

La asamblea abordará diversos puntos críticos, destacándose la consideración de los estados financieros del año concluido el 31 de diciembre de 2023, periodo durante el cual la empresa registró pérdidas significativas.

Sin embargo, lo que ha generado mayor controversia es la propuesta de consideración de las remuneraciones al Directorio, ascendiendo a la suma de $2.087.597.061, a pesar de los resultados negativos.

¿Quiénes estuvieron en 2023 en la petrolera?

En la presidencia de Pablo González, según las nuevas autoridades de YPF hubo pérdidas. También hubo problemas con Sergio Affronti, en 2022, porque recibió un super bonos. En 2023, de acuerdo a los números de Horacio Marín, el jefe de la petrolera, el management generó pasivos y mala gestión.

A pesar de eso, varios integrantes tendrán reconocimiento dinerario si la asamblea lo aprueba. Entre los integrante del comité ejecutivo en los últimos tiempos de Sergio Massa ministro de Economía, estuvieron Pablo Iuliano, Alejandro Lew (CFO), Gustavo Medele (vicepresidente de Sustentabilidad), Gustavo Astie (Gerente de Negocios de Activos No Convencionales) y Santiago Martínez Tanoira (VP de Gas y Energía), entre otros.

En diciembre del año pasado, YPF informó con el cambio de gobierno que el Directorio había aceptado la renuncia de los directores titulares por la clase D Pablo González, Pablo Iuliano, María del Carmen Alarcón, Celso Jaque, Norberto Bruno e Ignacio Perincioli.

También aceptó la renuncia de Guillermo Pons, Adrián Peres y Silvina del Valle Córdoba a sus cargos de directores suplentes por la clase D; así como la de José de Mendiguren a su cargo de director titular por la Clase A, y de Gabriel Vienni, a su cargo de director suplente por la Clase A.

La decisión de los accionistas

Esta situación plantea un escenario en el que los ejecutivos de la petrolera podrían recibir compensaciones económicas sustanciales sin una rendición de cuentas clara ante los accionistas.

La convocatoria también incluye la elección de miembros del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora, la determinación de su retribución y la designación del auditor contable externo para el próximo ejercicio.

Además, se discutirá la dispensa de la oferta preferente de acciones a los accionistas en relación con los planes de compensación de largo plazo al personal, un punto que enfatiza la necesidad de equilibrar la motivación del personal con la equidad hacia los accionistas.

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Enargas autorizó a la empresa Transportadora Gas del Norte (TGN) a aplicar un aumento de tarifas en sus servicios de 675% a partir del 1° de abril, según anunció a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

“Dicho aumento conlleva para TGN la obligación de ejecutar durante 2024 un plan de inversiones obligatorias por la suma de $19.150.000.000 ajustables como se ajuste la tarifa, priorizando en obras de confiabilidad, seguridad y calidad del sistema de gasoductos de TGN”, indició la empresa.

TGN indicó que “dependiendo de la distancia entre los yacimientos y la zona de consumo, la tarifa de transporte representa el 12% promedio estimado de la factura de un usuario residencial”.

“Entre abril de 2019 y febrero de 2024 el índice de precios internos al por mayor (IPIM-INDEC) varió un 2.633%, contra un 12% de la tarifa de transporte en el mismo período”, concluyó TGN

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El ingeniero químico Horacio Marín, Presidente y CEO de YPF, conversó se refirió a sus objetivos a futuro para la principal compañía energética de la Argentina.

“Tengo el sueño de lograr que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares en el 2031″, aseguró en declaraciones a Radio Mitre el CEO de YPF. Horacio Marín llegó a la compañía convocado por el jefe de Gabinete Nicolás Posse y confiesa que no conoce a Javier Milei, algo que no le trae problemas ya que su objetivo principal es logar sus dos “sueños fuertes”.

“Uno es ir a la inauguración de la planta del ENG en el 2031 y que la gente, cuando me vaya, hagan un juego de palabras y digan que se fue un YPFiano. Porque hay que estar acá para saber lo que es trabajar en YPF. Es algo muy impresionante”, aseguró Marín. El segundo sueño es cuadriplicar el valor de la compañía, algo en lo que ya comenzó a trabajar.

“Hay que dirigir YPF para poder sentir lo que se siente en esta compañía. Porque no solo uno está trabajando para la energía y para la sociedad anónima, sino que la gente piensa, y la verdad que se siente así, que uno trabaja también para la Argentina”, aseguró Marín.

El empresario reveló que cuando va a los yacimientos o a las refinerías, “los operarios vienen, me piden fotos y me piden que me mate laburando para que la Argentina sea mejor”.

Cuáles son los cambios que implementó Horacio Marín en YPF

“Desde el 2005 a prácticamente hace un año, la empresa lo único que estuvo haciendo es perdiendo valor. O sea, que alguien que haya invertido en YPF ha perdido plata”, lamentó el hombre que lleva 40 años trabajando en el sector energético.

Marín reconoció que la compañía tiene “un plantel profesional extraordinario, porque la verdad que YPF tiene excelentes recursos humanos”, pero consideró que “necesita enfocarse en la rentabilidad fuertemente, que es lo que estamos haciendo. Necesita tener los controles acordes a la compañía y al tamaño de la compañía, y es lo que estamos haciendo entre todos”.

“YPF es una sociedad anónima que tiene que generar valor para los accionistas. El accionista principal es el Estado Nacional, pero también el 49% de otros. YPF es muy grande y hay que lograr llevarla bien arriba para que ayude a Argentina a salir de los problemas de la macroeconomía”, consideró Marín.

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Energía Argentina realizó hoy la apertura de los sobres con las ofertas para el cambio de sentido de 4 plantas compresoras, que forman parte de las obras para la Reversión del Gasoducto Norte.

De esta manera, se avanza en la última licitación de este proyecto que resulta fundamental para llevar el gas de Vaca Muerta al Noroeste Argentino y reemplazar así el fluido que se importa de Bolivia, cuya producción se encuentra en declino.

El presidente de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones, y el vicepresidente, Roberto Mejía Aravena, encabezaron el acto en el que se conocieron las propuestas económicas de las empresas que ya previamente habían presentado sus antecedentes técnicos. También participaron Ximena Valle, directora de Legales y Horacio Amartino, director de la Unidad de Ejecución de Gasoductos, además de representantes de las empresas constructoras.

Al respecto, las ofertas admitidas técnicamente fueron las de Esuco, Contreras Hermanos y la de Víctor Contreras.

Las plantas compresoras a las que se les va a cambiar el sentido -es decir revertir el sentido del flujo de gas- son las de Ferreyra y Deán Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle en Santiago del Estero y Lumbreras en Salta, ubicadas sobre la traza del Gasoducto Norte operado por TGN.

El proyecto complementa la construcción del Gasoducto de Integración Federal entre Tío Pujio y La Carlota de 122 km, además de un loop -tendido paralelo- al Gasoducto Norte de 62 km, obras que están actualmente en ejecución.

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización está prevista para fines del invierno del corriente año, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, para la generación de energía eléctrica, el suministro de hogares e industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades, como la minería de litio.

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El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) oficializó los cuadros tarifarios que comenzarán a regir desde abril para los usuarios residenciales, comercios e industrias. Aunque se informó oficialmente que la suba en principio promediará un 300%, para el invierno las tarifas podrían llegar a ser hasta un 1200% superiores a las abonadas en marzo. Es que hubo cambios en el ítem cargo fijo y además, en invierno, el consumo crece mucho.  

La boleta de este servicio está compuesta por cuatro ítems: el precio del gas, el costo de transporte, el servicio de distribución y los impuestos. El primer ítem, el costo, es la que más impacta sobre las boletas. Por eso los casos de aumentos serán variados, debido a que el componente que más incide en la tarifa final, que es el precio del gas PIST, variará según la provincia del país y según el nivel de ingresos de las familias.

¿De cuánto serán los primeros aumentos de gas?

Según informó Metrogas (2,3 millones de clientes en 11 municipios del sudeste del conurbano bonaerense y CABA), algunos usuarios tendrán saltos en sus facturas de hasta 456% desde el próximo mes. Así lo detalló la compañía en un comunicado difundido este miércoles:

En la provincia de Buenos Aires, para un usuario residencial R1, el incremento en la factura promedio anual será de $5.888 respecto del cuadro tarifario anterior. De acuerdo con los nuevos valores pagaría en promedio $7.400 por mes desde los $1.512 que venía afrontando (389%). “El R1 corresponde a una casa o departamento en la que viven 4 personas y cuentan con calefón o termotanque, cocina, horno y una estufa. El ejemplo está basado en un usuario Nivel 1 (N1), que es el considerado de mayores ingresos. El R1 es el 52% por ciento de los clientes de Metrogas”, explicó la empresa.

En tanto, para un usuario residencial R22, cuyo consumo va desde los 600 a 800 metros cúbicos al año, el incremento en la factura promedio es de $19.755 respecto del cuadro tarifario anterior. De acuerdo con los nuevos valores este usuario pagaría $24.319 desde los $4.564 (432%).

¿Qué pasará desde mayo?

El mayor impacto se hará sentir con este nuevo cuadro tarifario, que comenzará a regir a partir del 1° de mayo, cuando el precio del gas salte a entre US$ 4,20 y US$ 4,50 por millón de BTU, dependiendo la zona del país. Esto representará una fuerte disparada en un período donde los consumos serán más altos por el invierno.

Hay que tener en cuenta que desde mayo los cuadros tarifarios se van a aumentar mensualmente en base a inflación, devaluación y el costo de la construcción.

¿Qué es el cargo fijo?

La novedad del cuadro tarifario es el aumento en los valores del cargo fijo, que es lo que se paga por recibir el servicio de gas en una casa. El promedio es 500%, pero puede tener picos de hasta trece veces. El Energas dispuso una reforma tarifaria que consiste trasladar todo el costo de distribución (VAD) directamente sobre el cargo fijo, lo que llevó a que en ese ítem se registren estas subas. Por ejemplo, un hogar R33 (de consumo medio alto), pagaba un cargo fijo unos $2200 mensuales y ahora pagará más de $.22.000.

Hasta el momento las distribuidoras debían cubrir su costo por el cargo fijo y el cargo variable de la factura en partes iguales, algo que en la práctica no sucedía por el congelamiento tarifario. Los ajustes del componente, en tanto, se aplicaron a todas las categorías de consumo, independientemente de la segmentación por ingresos planteada por la Secretaría de Energía. Es importante destacar que eso es bimestral.

Según Walter Martello, defensor del Pueblo adjunto de la provincia de Buenos Aires, el cargo fijo de cada boleta aumentará casi 400% para los usuarios de menor consumo. Pero para residenciales, el incremento será del 584%. Así las categorías R1 pagarán en Metrogas Buenos Aires $2554, pero la R34 pagará $52.000 en CABA y $28.772 en Buenos Aires, solo de cargo fijo. Y un comercio de Buenos Aires que consuma 1000m3 cuya categoría sea P1 pagará $219.000 cuando se apliquen cargos e impuestos.

¿Qué pasará con la zona fría?

Debido a las bajas temperaturas que enfrentan, los usuarios patagónicos (que incluye a unos 90 municipios bonaerenses) tenían dos beneficios: un precio diferencial del gas en boca de pozo y un descuento del 50% en la tarifa por la ley de Zonas Frías. Por ahora esto último seguirá vigente, pero el Gobierno fijó el precio del gas en un valor similar para todo el país, cuando hasta ahora en la Patagonia venían pagando poco menos de la mitad. De este modo, las subas del PIST en el sur del país llegan al 486%, mientras en Buenos Aires se ubican en torno al 150%.

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El diputado Julio Cobos volvió a presentar un proyecto para modificar la hora en Argentina, con el objetivo de “mejorar la eficiencia” energética y optimizar el aprendizaje de los alumnos en las escuelas.

La idea de Cobos –atrasar una hora los relojes- se basa en que Argentina existe un “desfasaje entre la hora oficial (-3) y el huso horario que realmente nos corresponde (-4)”, lo que según el legislador “provoca varios inconvenientes”.

“Argentina se encuentra casi en su totalidad dentro del huso horario de 4 horas al Oeste de Greenwich, solamente la zona cordillerana ingresa en el Huso -5; sin embargo usamos la hora del Huso -3. Además, parte de Brasil, Paraguay, Bolivia, Venezuela y Chile hoy están en el Huso -4”, remarcó el diputado radical.

“La educación es uno de los principales sectores damnificados en el desfasaje entre la hora solar y la hora oficial. La gran mayoría de los alumnos en Argentina comienzan su jornada en plena oscuridad, produciéndose un efecto negativo en su desempeño escolar. Actualmente en Mendoza, la hora reloj de inicio de las actividades escolares es a las 8 de la mañana, pero en realidad corresponde a las 6:30 de la hora solar”, argumentó el ex gobernador de Mendoza.

En su argumentación, citó un estudio del Conicet a través del Instituto Nacional de Ambiente, Hábitat y Energía (INAHE,) y afirmó: “Argentina hoy tiene una de las mayores diferencias entre la hora solar y la hora oficial, lo que afecta no solo al consumo de electricidad sino también al desempeño escolar. Necesitamos lograr una mayor coincidencia entre la hora solar y la oficial”.

Argentina comenzó a modificar su huso horario en 1930, cuando para el verano adoptó la zona horaria -3, y para el invierno la zona horaria -4. El que lo dejó en claro con ejemplos y mapas fue el biólogo e investigador del CONICET, Diego Golombek.

“Si contamos las alternancias verano invierno, en Argentina hemos cambiado la zona horaria unas 57 veces. Lo peor es claramente la alternancia en verano a huso horario -2: si ya estábamos en la punta de Brasil, en el verano pasábamos a estar en medio del Atlántico. Como dijo algún periodista, estábamos ‘azorados’, pero no sorprendidos, sino en las islas Azores…”, publicó en las redes sociales Golombek.

“Estar en el huso horario adecuado a nuestro lugar en el mundo hace que nos expongamos a la luz adecuada para la salud, el sueño y el alerta”, añadió el científico.

Tras la nueva presentación de Cobos en Diputados, Golombek se ofreció a colaborar: “Nuestro Laboratorio del Tiempo trabaja en estos temas y estamos muy dispuestos a asesorar en el cambio de horario necesario, y todo lo relacionado a ritmos circadianos, sueño y salud pública”.

Y Cobos respondió: “Muchas gracias, Diego Golombek por tu predisposición. Sé de tu conocimiento en el tema y sería muy bueno que participes en la discusión cuando lo tratemos en las comisiones. Es importante que avance y se concrete”.

Hasta 2009, para aprovecha la luz solar y ahorrar energía, la Argentina tenía un “horario de verano”. Este regía entre noviembre o diciembre hasta febrero o marzo, período durante el cual había que adelantar los relojes para estar en el huso horario -2.

Durante el último cambio, entre octubre de 2008 y marzo de 2009, el huso fue -2, salvo para las provincias de Catamarca, Chubut, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Salta, San Juan, San Luis, Santa Cruz y Tierra del Fuego, que permanecieron con el -3. Esta diferencia con el UTC está relacionada con la Ley 26.350, promulgada en 2007, que establece como HOA durante el invierno el huso horario -3 y durante el verano el huso -2. Sin embargo, desde 2009, el horario de invierno se mantiene durante todo el año.

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Los diputados de la Coalición Cívica Paula Oliveto Lago y Juan Manuel López solicitaron ante la oficina anticorrupción el “apartamiento” del subprocurador Andrés de la Cruz. Denuncian que podría haber “conflictos de intereses” por parte del letrado, por su relación con la familia Eskenazi. Esto sucede luego de que el Procurador del Tesoro, Rodolfo Barra se haya excusado de intervenir en los juicios contra YPF. Los legisladores solicitan a De la Cruz a no tomar responsabilidades del juicio.

Expresamente, los legisladores le pidieron al “Sr. Subprocurador del Tesoro de la Nación, Dr. Andrés De la Cruz, que se abstenga de intervenir en actuaciones relacionadas con el juicio contra nuestro país llevado adelante por Burford Capital”. Luego de que Rodolfo Barra de un paso al costado con la causa, naturalmente la misma llegó a manos del subprocurador.

La razón por la cual los legisladores piden que el funcionario no tome responsabilidades del caso, es porque “de acuerdo a lo que ha trascendido públicamente, (Andrés) de la Cruz habría sido abogado de la familia Eskenazi”, la familia involucrada en el juicio de YPF. 

El letrado formó parte del equipo de Cleary Gottlieb Steen & Hamilton. Las tareas de De la Cruz, entre otras cosas, eran las de defender al Grupo Petersen, es decir, la familia Eskenazi. El abogado fue propuesto como subprocurador por el ministro de Economía, Luis Caputo, con el visto bueno del jefe de Gabinete, Nicolás Posse.

Es por esto que Oliveto Lago y López advirtieron que podría estar presente “la existencia de un conflicto de intereses que perjudicaría notoriamente la defensa de nuestro país”.

Mediante una carta dirigida a Alejandro Melik, titular de la Oficina Anticorrupción, los diputados describieron que “deviene necesario la intervención de la Oficina Anticorrupción a fin de que le solicite al Dr. De la Cruz que se abstenga de intervenir en actuaciones relacionadas con el juicio contra nuestro país llevado adelante por Burford Capital y que, consecuentemente, delegue dichas funciones en otros funcionarios de la Procuración”.

“Entendemos que es fundamental para la Argentina ejercer una defensa adecuada en aquella causa puesto que, de lo contrario, nuestro Estado será condenado a pagar una enorme suma de dinero, en claro perjuicio de la sociedad argentina que, una vez más, se verá perjudicada por la mala administración y la corrupción de algunos funcionarios públicos y empresarios”, continúa la carta.

En el último párrafo de la carta, los diputados vuelven a solicitar que el subprocurador desista a las responsabilidades del juicio: “Por los fundamentos expuestos, venimos nuevamente a solicitarle a la Oficina Anticorrupción que requiera al Sr. Subprocurador del Tesoro de la Nación, Dr. Andrés De la Cruz, que se abstenga de intervenir en actuaciones relacionadas con el juicio contra nuestro país llevado adelante por Burford Capital”.

Originalmente, el juicio debería haber sido intervenido por el Procurador de la Nación, Rodolfo Barra, pero se “excusó” de no poder intervenir en el caso por haber participado del mismo como consultor jurídico en 2021. El apartado de Barra fue aceptado por Javier Milei mediante el Decreto 283/2024. De esta manera, la representación pasaría directamente a los subprocuradores Andrés De la Cruz y Marcos Serrano.

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El presidente Javier Milei aceptó un pedido de excusación del procurador del Tesoro, Rodolfo Barra, y no intervendrá en el juicio contra la Argentina por la expropiación de YPF. Fue luego de un pedido argumentado en los principios de prudencia e independencia de criterio, tras conocerse que dictaminó a favor de la ex presidenta Cristina Kirchner en la Causa Vialidad.

Este miércoles se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 283/2024, que le aceptó la excusación presentada días atrás. De ese modo, el jefe del Cuerpo de Abogados del Estado no intervendrá en los temas relacionados con la causa internacional por la expropiación de la petrolera de bandera. Se trata de una decisión que no pasó desapercibida, y que fue repudiada por un sector de la oposición.

Es que el presidente de la Coalición Cívica, Maximiliano Ferraro, pidió su renuncia. “El procurador Barra aceptó su conflicto de intereses en la causa YPF. Debe renunciar”, escribió en su cuenta de X.

En el día de hoy Rodolfo Barra reconoció su conflicto de intereses en la causa de nacionalización de YPF por la que la Argentina tiene que abonar 16 mil millones de dólares. El Presidente aceptó su excusación, un apartamiento formal que no alcanza ni da garantías suficientes“, escribió. Y sumó: “Si el Procurador que debe defender los intereses del Estado Argentino no puede intervenir en el principal caso judicial contra nuestro país, entonces no tiene sentido que continúe en su cargo”.

En ese sentido, Ferraro añadió que “Barra debe renunciar inmediatamente y dejar su función a quien pueda ejercerla plenamente con integridad, idoneidad y sin conflictos de intereses por sus ‘servicios prestados’ a Cristina F. de Kirchner y demás responsables políticos y penales de la estatización, vaciamiento y estafa de YPF“.

Junto con su cuestionamiento, Ferraro compartió una captura del decreto que entre sus considerandos sostiene que Barra, “ante una eventual actuación por su parte en dicho proceso, podrían percibirse afectadas su independencia de criterio o su imagen pública, en razón de haber emitido una opinión técnica de experto en Derecho Administrativo argentino”.

En ese marco, el decreto emitido por el Poder Ejecutivo señala que “con el fin de garantizar la mayor transparencia e imparcialidad en cada uno de los actos de gobierno, corresponde hacer lugar a la solicitud efectuada por el Procurador del Tesoro de la Nación por las razones expuestas como fundamento de su excusación”.

El referido decreto lleva la firma del presidente Milei, del jefe de Gabinete Nicolás Posse y del ministro de Justicia, Mariano Cúneo Libarona.

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La disminución de los subsidios a los servicios públicos, una medida que el Gobierno parece haber abordado con gran determinación para este año, también se traducirá en beneficios para los presupuestos nacionales, provinciales y municipales. Esto se debe a que en cada factura emitida al consumidor final se aplican una serie de impuestos “ad valorem” que aumentan en la misma medida en que se incrementa el monto total a pagar.

La factura de gas experimentará un aumento promedio del 350%. En consecuencia, impuestos como el IVA e Ingresos Brutos aumentarán en la misma medida, generando un doble efecto positivo sobre el fisco. Por un lado, se reducirá el gasto en subsidios y, por otro, se incrementarán los ingresos fiscales.

El plan de ajuste económico propuesto por el ministro de Economía, Luis Caputo, busca reducir el gasto en subsidios energéticos en un 0,5% del PBI, abarcando tanto el gas como la electricidad. 

Según Emilio Apud, ex secretario de Energía, los aumentos tarifarios para ciertos sectores y empresas podrían lograr este objetivo, alineándose con la meta de déficit cero. 

Apud sugiere que, aunque se alcance la meta, los ajustes deberían ser graduales, especialmente para los sectores más vulnerables, y aboga por una revisión de los impuestos. 

Por otro lado, Juan José Carbajales, de la consultora Paspartú, señala que una parte significativa de la factura de gas corresponde a impuestos de diferentes niveles gubernamentales, y prevé que la reducción de subsidios y los aumentos tarifarios podrían compensar la necesidad de aumentar los impuestos, siempre y cuando el gobierno implemente medidas para atenuar estos aumentos. 

Además, advierte sobre el riesgo de morosidad si los aumentos son demasiado pronunciados.

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En medio de los aumentos a la luz y el gas, Agustín Gerez, expresidente de Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa), empresa privada que pertenece al Gobierno nacional y que se ocupa del sector petrolero y energético, afirmó que “las novedades regulatorias y tarifarias que implementó el gobierno de Milei van a deteriorar seriamente la vida de los argentinos”.

“Esto se debe en parte al incremento brutal del 1.000% del cargo fijo, que es solamente lo que pagamos por tener el servicio de gas; sin tener en cuenta el consumo propio, una factura de gas tiene un piso de $20.000”, sostuvo.

Por su parte, remarcó que una familia con un ingreso mínimo de $200.000 va a tener que destinar un 10% de su sueldo tan solo para poder tener servicio de gas y sin contar todavía el consumo. “Nunca en la historia argentina vivimos un tarifazo como el que estamos enfrentando con este gobierno, y eso se debe a que hay un arbitrariedad exclusiva de los funcionarios con respecto a los criterios para los incrementos de las tarifas”, manifestó.

Asimismo, Gerez alertó que simultáneamente a la recesión económica actual, los comercios van a tener un incremento brutal en los costos de producción porque “hay una quita total de subsidios al sector comercial y productivo, y los comercios de barrio con uso intensivo de gas para sus actividades comerciales no tendrán ningún tipo de reparo e inclusión dentro de la política tarifaria”.

“En conjunto con el ministro Sergio Massa durante su gestión, llevamos a cabo la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que tenía como objetivo abaratar los costos del gas, implementando un proceso de sustitución por importaciones con un precio mucho más accesible”, agregó el expresidente de Enarsa.

Y añadió: “El gasoducto (GPNK) lleva menos de un año de operación y ya se repago. Además, valoriza nuestros recursos, nuestras empresas que están en Vaca Muerta y nos permite tener un gas mucho más competitivo, en termino de precios”. “La política energética no debe ser vista como una mercancía sino como un bien, un instrumento y un medio para lograr el desarrollo de nuestro país”, concluyó Gerez.

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Con la firma de un acuerdo signado entre la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Elisa Facio y el ministro de Industria y Comercio de la República Checa, Jozef Sikela, ambo países se comprometieron en trabajar juntos en el campo de la inversión y joint ventures, en el sector energético, con énfasis en energías renovables, hidrógeno verde y sus derivados, movilidad eléctrica y eficiencia energética.

La suscripción del documento -en el que ratificaron el interés en aumentar el intercambio comercial e impulsar los vínculos en las áreas de las nuevas tecnologías y los servicios relacionados- se desarrolló en la sede del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) el pasado 13 de marzo.

La delegación checa que acompañó al ministro Sikela estuvo conformada por el embajador de la República Checa para Argentina, Uruguay y Paraguay, Ľubomir Hladík, junto al consejero económico de la Embajada, Radek Hovorka, junto a otras autoridades.

El convenio incluye la intención de “identificar proyectos y temas de interés común y de promover la vinculación entre entidades gubernamentales y del sector privado de ambos países” para lograr estos objetivos.

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Durante el Gobierno de Alberto Fernández, las empresas públicas dejaron un rojo de más de US$18 mil millones.

Es el déficit operativo acumulado entre 2020 y 2023. El grueso de esa cifra se explica por la política de subsidios a la energía y el transporte ferroviario.

El dato recoge el déficit operativo de las compañías estatales entre 2020 y 2023. La que más perdió fue Enarsa, por los subsidios a la energía. Aerolíneas, casi 3.000 millones.

Con los datos correspondientes al cuarto trimestre de 2023, publicados por la Secretaría de Hacienda del Ministerio de Economía, se pueden tener los principales indicadores económicos y financieros. 

Sólo en 2023, el déficit operativo de las 33 empresas públicas no financieras arrojó un saldo negativo de $ 1,6 billones de pesos, que al tipo de cambio oficial promedio de 2023 ($ 295,21) equivale a US$ 5.440 millones de dólares.

La película 2020-2023 dice que el rojo operativo de las empresas públicas fue de US$ 18.035 millones de dólares, siempre calculando el déficit operativo acumulado cada año (en pesos) y convertido a dólares usando el tipo de cambio promedio de cada año. 

El plan del Gobierno de Milei es privatizar muchas de estas empresas.

El déficit operativo global (la diferencia que cada una de las empresas registra entre los ingresos que genera y los gastos en que incurre exclusivamente por su actividad) se explica mayormente por la deliberada política de subsidios a las tarifas de los servicios públicos.

Por eso a la cabeza de los mayores déficits operativos aparecen siempre Enarsa (la empresa que importa energía a precio de mercado y lo entrega al mercado local a precio subsidiado), los trenes y el agua corriente. 

A ese trío se suma Aerolíneas Argentinas, que para mantenerse activa utilizó cuantiosos fondos públicos, pese a que ofrece por sus vuelos tarifas similares a los de la competencia privada.

Un dato significativo es que a pesar de las permanentes pérdidas que se vienen acumulando desde hace varios años, las empresas han mentenido más o menos estable su planta de personal. 

Al último día de 2023, según el informe de Hacienda, “la dotación de personal del consolidado de empresas públicas no financieras asciende a 92.058, mientras que al 31 de diciembre de 2022, la dotación de personal era de 93.095 personas”

El rojo operativo de las empresas públicas equivale, cada año, a casi un punto del PBI, y su reducción dependerá del avance en la quita de subsidios que está aplicando el actual Gobierno.

Las transferencias del Tesoro a las empresas fue de $ 40.893 millones en enero de este año y de $ 259.741 millones en febrero. Esto significa que en el primer bimestre del año se observa una caída real de las transferencias (descontada la inflación) del 53% respecto a igual bimestre de 2023.

De modo que los fuertes aumentos que se están aplicando y se van a aplicar a las tarifas de gas natural y energía eléctrica deberían traducirse en una caída del déficit operativo de Enarsa, que en 2023 explicó el 40% del déficit operativo total, con un rojo de $ 713.000 millones (US$ 2.416 millones).

Otra parte importante del déficit operativo lo explican los trenes. En 2023 el Estado les giró $ 335.000 millones US$ 1.135 millones, a razón de US$ 3,1 millones por día. Facturaron por la venta de pasajes $ 344.000 millones. 

Tuvieron un déficit operativo de $ 362.000 millones, el 22% del total de las empresas públicas. 

El sistema ferroviario argentino es el principal empleador del país, con una planta de casi 32.000 personas. Uno de cada tres empleados de las empresas públicas trabaja en los trenes.

Además, el informe de Hacienda dice que Aerolíneas tuvo un déficit operativo de 231.268 millones de pesos, equivalente a 783 millones de dólares. En cuatro años, Aerolíneas acumuló un déficit operativo de casi 3.000 millones de dólares.

Qué empresas públicas ganaron plata.

De las 33 empresas públicas no financieras, algunas lograron superávit operativo, como Nucleoeléctrica Argentina (NASA), la empresa que opera las centrales nucleares y genera a través de ellas energía eléctrica que entrega a Cammesa a través del sistema interconectado nacional.

NASA viene logrando números “azules” en los últimos años. En 2023 cerró con un resultado operativo positivo de casi 350 millones de dólares.

El déficit de las empresas públicas se explica mayormente por los subsidios.

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El diputado nacional por Mendoza Julio Cobos, junto a otros legisladores radicales, presentó un proyecto para que el Gobierno Nacional dé información “precisa y detallada” sobre el freno de los trabajos realizados por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

Se trata de los reactores nucleares CAREM-25 y RA-10 que estarían paralizados y que, según Cobos, “son proyectos estratégicos y fundamentales para Argentina”.

El diputado mendocino, además, solicitó que el Ejecutivo informe si esa detención es permanente o si hay un plazo determinado para reanudar las tareas “dada la importancia estratégica” de las mismas.

Asimismo, exigen que se dé a conocer el presupuesto previsto para esas obras, actualizado al mes de marzo de este año.

“El CAREM es el primer reactor nuclear de potencia íntegramente diseñado y construido en Argentina, a través del cual nuestro país reafirma su capacidad para el desarrollo y puesta en marcha de centrales nucleares”, describió Cobos.

Por otra parte, destacó que “la construcción del reactor nuclear de investigación RA-10 está siendo desarrollada íntegramente en Argentina por la Comisión Nacional de Energía Atómica e INVAP (empresa argentina de alta tecnología situada en Río Negro)”.

En este informe, también se requiere el detalle de cuáles fueron las transferencias realizadas y los montos acumulados desde el 1°de enero del presente año hasta la fecha y cuál es el número exacto de despidos vinculados a estos proyectos.

Los legisladores que acompañaron a Cobos en este proyecto son: Mario Barletta, Pedro Galimberti, Manuel Aguirre, Gabriela Brouwer de Koning, Carla Carrizo, Marcela Antola, Martín Arjol, Alfredo Vallejos, Marcela Coli y Gerardo Cipolini.

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El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó los nuevos cuadros tarifarios de gas para todas las distribuidoras del país y autorizó fuertes subas en el cargo fijo que incide en el monto de la factura final, mediante las Resoluciones de la 112 a la 123 publicadas este miércoles en el Boletín Oficial.

Al establecer los nuevos valores, el Gobierno decidió elevar la incidencia del cargo fijo por sobre el cargo variable. Hasta ahora, las empresas venían cobrando la mitad de su ingreso a través del cargo variable y la otra mitad a través del cargo fijo, pero pidieron que todo el valor agregado de distribución (VAD) se aplique sobre el cargo fijo para tener más previsibilidad en sus ingresos a lo largo del año.

A raíz de dicho aumento, los usuarios de Metrogas que pertenezcan a la categoría R1 y residan en la Ciudad de Buenos Aires tendrán de costo fijo de $2.122,22, mientras que en el Gran Buenos Aires abonarán de base $2.554,77. En tanto, los valores más altos corresponden a la categoría R3, que oscila entre $22.198,39 y $52.852,51 en CABA y en provincia, alcanza los $28.722,14.

Para los usuarios de Naturgy, el cargo fijo aumenta a $1.800,37 para aquellos usuarios catalogados en R1. Mientras que los valores más elevados impactarán en la categoría R3, donde el costo fijo rondará los $11.215,76 y $19.278,86. Si se compara con lo que vienen pagando los usuarios sin subsidio (Nivel 1), en Naturgy la suba llega hasta el 424,8% y en Metrogas se dispara hasta un 1369,8%.

A estos valores, se le deben sumar los cargos por consumo, el sistema de transporte, los valores del PIST y los impuestos y la distribución, que conformarán el costo final de las tarifas de gas natural.

En las distintas resoluciones, el ENARGAS aprobó la fórmula de actualización tarifaria mensual, que tiene en cuenta las zonas de residencia; los cargos de consumo; los precios mayoristas, conocidos como Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST); el transporte y la distribución.

De esta manera, desde mayo las tarifas se ajustarán mensualmente por el impacto del dólar en el precio del gas, ya que se dispuso “efectuar la conversión a dólar por millón de BTU y que el tipo de cambio a ser utilizado para el traslado de los precios de gas a tarifas sea el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (Divisas) observado entre los días 1° y 15 del mes inmediato anterior al traslado de los precios”, y por inflación en las remuneraciones a transportistas y distribuidoras.

Con este mecanismo de aumento, en la boleta de abril, que se pagará en mayo, los usuarios de altos ingresos (Nivel 1) y los del servicio general que no son residenciales pagarán entre US$2,70 y US$2,95 por millón de BTU. Mientras que a partir del 1° de mayo, abonarán US$4,20 y US$4,50 por millón de BTU, dependiendo la zona del país.

Por su parte, los usuarios de bajos ingresos con tarifa social (Nivel 2) pagarán por el gas entre US$0,74 y US$0,78 por millón de BTU desde el mes que viene. Los de ingresos medios (Nivel 3) abonarán entre US$1,10 y US$1,17 por millón de BTU.

En los considerandos, sostiene que “corresponde proceder con una adecuación transitoria de las tarifas de transporte y distribución de gas a fin de mantener, en términos reales, los niveles de ingresos de las prestadoras, de manera que permitan cubrir las necesidades de inversión con los estándares de calidad requeridos, garantizando la sostenibilidad del servicio público hasta el momento de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes del proceso de revisión tarifaria”.

El incremento que se implementó a partir de este mes representa un salto promedio del 300 por ciento. Los Cuadros Tarifarios de Transición y de Tasas y Cargos por Servicios rigen para todas las empresas distribuidoras del país, dentro de las que se encuentran Metrogas, Transportadora Gas del Sur, Gasnor, Nartugy BAN, Distribuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, Litoral Gas, Gas NEA, Camuzzi Gas Pampeana y Redengas.

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La Corte de Justicia de Catamarca respaldó la acción de amparo ambiental presentada por la Comunidad Originaria Atacameños, ordenando la suspensión de la actividad minera en el área del Salar del Hombre Muerto hasta que se lleve a cabo un exhaustivo estudio de impacto ambiental.

En su fallo, la Corte también ha instruido al Ministerio de Minería de la Provincia de Catamarca y al Ministerio de Agua, Energía y Medio Ambiente a que se abstengan de conceder nuevos permisos o autorizaciones, así como de emitir declaraciones de impacto ambiental relacionadas con obras o actividades en la zona que comprende el Río Los Patos, el Salar del Hombre Muerto y el Departamento Antofagasta de las Sierras.

Esta acción legal, iniciada en 2021 por Román Elías Guitian en nombre de la Comunidad Originaria Atacameños, busca la revocación de decretos y resoluciones ministeriales que habilitaron los proyectos mineros de Ampliación de Proyecto Fénix y Sal de Vida, llevados a cabo por las empresas Livent (Minera del Altiplano SA) y Galaxi Lithium SA, respectivamente.

Además, solicita la suspensión de cualquier otro proyecto de extracción de litio en la Subcuenca Salar del Hombre Muerto, que comparten las provincias de Salta y Catamarca, hasta que se haya realizado una evaluación ambiental exhaustiva y se haya establecido la línea de base ambiental de las Subcuencas del Hombre Muerto y Carachi Pampa-Incahuasi o Punilla.

Este proceso debe llevarse a cabo con la participación del Consejo Federal de Ambiente y la Subsecretaría de Infraestructura y Política Hídrica del Ministerio de Obras Públicas del Estado Nacional, así como con el pleno derecho de consulta y participación de la Comunidad Originaria Atacameños del Altiplano en todas las etapas del proceso.

Desdoblamiento del Estado En la decisión mayoritaria liderada por Miguel Figueroa Vicario, Fabiana Edith Gómez, Rita Verónica Saldaño, Néstor Hernán Martel y Marcela Isabel Soria Acuña, los jueces destacaron que «se ha constatado un daño ambiental en el río Trapiche, resultado de las autorizaciones concedidas a la minera proyecto Fénix para la construcción de una represa destinada a captar agua del río Trapiche y emplearla en su producción.

Esto ha ocasionado una alteración en el curso del río y en el ecosistema de la zona debido a la falta de flujo de agua, provocada directamente por la actividad minera y que está siendo objeto de un proceso de restauración, según lo informado por la Dirección Provincial de Gestión Ambiental Minera».

Asimismo, señalaron que «se observa la existencia de seis proyectos mineros para la extracción de litio, situados en la Cuenca del Río de Los Patos – Antofagasta de la Sierra: Fénix, Sal de Vida, Sal de Oro, Virgen del Valle Litio, Candelas y Candelas Oeste. 

Todos estos proyectos mineros, en diversas etapas de desarrollo, impactan en la misma área, sin que se hayan tomado medidas para llevar a cabo un estudio integral y acumulativo de su impacto ambiental, tal como lo requiere la normativa ambiental como mínimo indispensable para comprender la situación real y los posibles riesgos o daños».

En este contexto, los magistrados advirtieron sobre el desdoblamiento de las funciones de los organismos estatales: «Es de suma relevancia señalar el detalle y la identificación de múltiples permisos de explotación de aguas subterráneas en la Cuenca Río Los Patos del Salar del Hombre Muerto del Dpto. Antofagasta de la Sierra, otorgados mediante decretos del Poder Ejecutivo y disposiciones para los proyectos mineros.

Lo que implica una división de competencias dentro del Estado Provincial, donde por un lado se emiten las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) para los proyectos mineros, bajo la jurisdicción del Ministerio de Minería, y por otro lado, en el Ministerio de Agua, Energía y Medio Ambiente (Secretaría de Recursos Hídricos), se tramitan y conceden las autorizaciones para el uso del agua. Esta modalidad socava el análisis integral y acumulativo necesario para evaluar adecuadamente las repercusiones ambientales», concluyeron los jueces en su sentencia.

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El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, le advirtió al Gobierno nacional que sus legisladores “no van a acompañar ningún tipo de ley de bases” y que “tampoco va a haber Pacto de Mayo” para ellos.

El motivo es “el ajuste que le aplica Nación” a la provincia“ en materia de educación y de salud” con “la difícil situación” que atraviesa y “el grave problema económico que heredamos”, sentenció Vidal.

En diálogo con Radio 10, el exsecretario general del gremio Petroleros acusó al Presidente de “no entender que hay gobernadores nuevos que heredaron una mala administración”. “Creo que tiene la oportunidad de hacer las cosas bien y se está equivocado. Los más perjudicados son los más pobres, la clase media que pasa a ser pobre y los pobres que no tienen a donde ir”, sentenció, y consideró que existe una mirada “egoísta y centralista”. “Se olvida del centro del país”, dijo.

Días atrás, Vidal había declarado que desde su Santa Cruz quería “aportar al país” porque su deseo es “que le vaya bien al país”, sin embaro, dejó en claro que al Pacto de Mayo iría sólo a través del diálogo, “a las patadas, no”.

Paralelamente, la provincia tuvo que atravesar situaciones complejas en varios sectores: UTE Represas Patagónicas despidió 1.800 obreros de la construcción, al mismo tiempo que la intervención del Yacimiento Carbonífero Río Turbio (YCRT) demoró el pago de los sueldos de los mineros.

Por su parte, YPF informó la suspensión de petroleros, camioneros y obreros por el cierre de diez áreas en la provincia, a partir de este mes, y que en total suman 5.000 puestos de trabajo.

Con respecto a la posibilidad de privatizar YCRT, Vidal escribió, en su cuenta personal de la red social X, un texto en apoyo al yacimiento carbonífero y recalcó que “no van a negociar despidos”.

“Defendemos a YCRT para que siga siendo pública: Junto a los intendentes de 28 de Noviembre y Río Turbio, le manifestamos al ministro del Interior, Guillermo Francos, nuestro rechazo a cualquier intento de privatización”, sentenció el gobernador.

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Tal como estaba previsto, en medio del fin de semana XXL la nafta subió otra vez en todo el país a partir de este lunes por la actualización de un impuesto.

Durante el fin de semana extra largo por las Pascuas y Malvinas, las naftas treparon al menos un 4,3% y el litro de super pasó a costar $834 en la Ciudad de Buenos Aires. 

El ajuste corresponde a la tercera etapa de la actualización de los impuestos al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) dispuesta por el gobierno en febrero pasado.

La suba inminente generó el fin de semana filas en algunas estaciones de servicio, a donde los conductores de vehículos se dirigieron para comprar combustible. 

La escena viene repitiéndose en los últimos meses ante el fuerte encarecimiento del costo para llenar el tanque de nafta, sobre todo tras la devaluación del 55% en diciembre y la “liberación de precios” puesta en marcha.

La nafta super tenía un precio este domingo de $800 y con el nuevo ajuste desde el lunes acumula un aumento del 106% en menos de cuatro meses desde la asunción de la nueva gestión el 13 de diciembre pasado, cuando su costo era de $404. 

El incremento confirmado por fuentes oficiales y del sector privado llevaría el precio de la nafta premium a $1.029 y el del gasoil, a $879.

El impuesto a los combustibles fue creado por ley en 1998 y durante la gestión de Mauricio Macri se dispuso su actualización en forma trimestral, ajustado por la inflación oficial, aunque en 2019 se postergó. 

Desde julio de 2021 quedó congelado bajo la gestión de Alberto Fernández, hasta que la gestión de Javier Milei lo volvió a actualizar en marzo pasado.

Pese a que Milei se había propuesto llevar adelante un plan de shock sin subas en los impuestos, el Gobierno decidió “regularizar” la situación en las naftas para sumar recaudación y compensar así el bloqueo de su reforma impositiva prevista en la Ley ómnibus. 

Con esos cambios, se estima que el Ejecutivo podría recaudar 0,4% del PBI para la Nación, unos $760.000 millones.

A través del decreto 107/2024, el Gobierno dispuso un cronograma para revertir el congelamiento en dichos impuestos, con ajustes previstos para el 1° de marzo, el 1° de abril y el 1° de mayo de 2024, inclusive. 

Por otra parte, las petroleras podrían sumar un incremento del 2% correspondiente al deslizamiento del dólar oficial, aunque también miran con atención el mercado de combustibles.

Por la crisis y la disparada de los precios, la venta de naftas cayó un 7,3% interanual en febrero en las estaciones de servicio, según el sitio Surtidores. 

La caída se sintió especialmente en los productos premium, que en el caso de la nafta fue de casi el 23% y en el gasoil, del 8,25%. 

Se trata de la baja más pronunciada desde 2019, pese a que el parque automotor era entonces mucho más reducido.

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El gobierno habría decidido postergar la quita de los subsidios a las tarifas de luz y gas, al menos hasta junio, debido a dificultades en los cruces de la información necesaria para la implementación de la medida, indicaron fuentes oficiales.

La quita de los subsidios fue uno de los anuncios formulados por el presidente Javier Milei con la finalidad de alcanzar el superávit fiscal y se iba a implementar a partir de abril, pero luego se decidió posponerla para el mes de mayo y ahora volvió a sufrir una nueva postergación.

Según indicaron fuentes oficiales, la causa de la demora en la implementación obedece a demoras en el cruce de los datos de los hogares que están inscriptos en el Registro de Acceso a los subsidios a la Energía (RASE) con los datos que maneja el Indec, en cuanto a la situación socioeconómica de los usuarios .

Las tarifas eléctricas y del gas vienen de un largo periodo de congelamiento y en estos momentos no en todos los hogares se abona lo mismo, estando diferenciadas las facturaciones de acuerdo al nivel de ingresos del grupo familiar.

Los datos que maneja la cartera de Energía revelan una erogación en subsidios de alrededor de 150.000 millones de dólares a lo largo de los últimos 20 años, con un consumo tres veces superior al promedio de consumo de la región.

En tanto, desde el ministerio que encabeza Luis Caputo, sostienen que los subsidios a la energía representaron 1,5% del Producto Bruto Interno (PBI) en 2023, un gasto cuatro veces superior al que tuvo la Asignación Universal por Hijo (AUH), que sumó 0,4% del PBI en el mismo período.

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El diputado provincial de Unión por la Patria, Darío Martínez, presentó un proyecto de ley en la Legislatura de la Provincia del Neuquén para obligar a la conversión de todo el transporte público de pasajeros a Gas Natural Comprimido (GNC). “Este proyecto busca reducir las emisiones de gases contaminantes y promover una transición energética hacia fuentes más limpias y sostenibles”, indicó Martínez.

“La conversión de todo el transporte público a gas va a abaratar costos porque es más económico y además vamos a contaminar menos que los motores a gas oil”, agregó.

La iniciativa, denominada de “reducción de emisiones de gases contaminantes en el Sistema Público de Transporte de Pasajeros”, establece que, en un plazo de siete años, todos los vehículos que presten el servicio público de transporte urbano e interurbano en la Región Metropolitana de Neuquén deberán utilizar como combustible el GNC.

Darío Martínez destacó “la importancia de aprovechar las reservas de gas de la provincia, especialmente por la presencia de la formación geológica Vaca Muerta, ya que, con ella, en Neuquén tenemos reserva de gas para muchos años, y tenemos que aprovechar ese gas”. 

Martínez resaltó que “el gas es el primer paso en la transición energética que está llevando a cabo el mundo. Argentina no puede quedar fuera de este proceso y Neuquén tampoco” y afirmó que “el gas es el combustible que mejor aplica para reemplazar al carbón y a los combustibles líquidos en la transición energética a nivel global ya que además de ser abundante, es más barato y reduce considerablemente las emisiones de gases contaminantes”.

El legislador peronista expresó que “con la utilización de Gas Natural Comprimido (GNC) se producirá un ahorro anual de $ 4.500.000.000 a los pasajeros de Neuquén, y simultáneamente reduciremos en 750 toneladas al año la emisión de CO2 protegiendo el ambiente que respiran los vecinos de Neuquén y zona de influencia”

El proyecto también contempla un plan progresivo de renovación de la flota de vehículos, asociada a los vigentes contratos de concesión, así como sanciones para aquellas empresas que incumplan con las disposiciones de la ley.

Según la iniciativa, la dirección provincial de Transporte de la Provincia será la autoridad de aplicación de esta ley y estará encargada de aprobar los planes presentados por las empresas concesionarias, así como de controlar su cumplimiento.

Martínez hizo un llamado a todos los legisladores para que apoyen este proyecto y lo conviertan en ley, destacando sus beneficios ambientales, económicos y sociales para la provincia del Neuquén.

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El secretario general de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Haitham Al Ghais, afirmó que el sector de exploración y producción de petróleo necesita inversiones estimadas en más de 11.000 millones de dólares hasta 2045.

En declaraciones a la agencia de noticias emiratí WAM, el secretario general de la OPEP dijo que el aumento de las inversiones en la industria petrolera se produce a la luz del aumento de la demanda mundial de energía, ya que el sector upstream necesita inversiones estimadas en más de 11.000 millones de dólares, el sector downstream alrededor de 1,700 millones de dólares, mientras que el sector midstream requiere inversiones de 1.200 millones de dólares para 2045.

“Asignar más inversiones a la industria petrolera contribuirá a promover la sostenibilidad del sector energético global, asegurando suministros suficientes y confiables para el mundo en su conjunto y garantizando suministros seguros para las generaciones futuras”, dijo Al Ghais.

Luego destacó la importancia de las inversiones en el sector energético para la seguridad energética global y la reducción de emisiones, y enfatizó el papel de los estados miembros para abordar cuestiones globales críticas como el cambio climático y la transición energética.

Al Ghais destacó la participación activa de la organización en las negociaciones sobre el cambio climático, enfatizando la creencia de los estados miembros en su importancia global.

Dijo que la OPEP facilita el intercambio de información y apoya a los miembros en la implementación de estrategias para reducir las emisiones, fomentando prácticas amigables con el medio ambiente en la industria del petróleo y la energía.

El secretario general señaló que los miembros de la OPEP anuncian e implementan constantemente iniciativas para cumplir objetivos climáticos ambiciosos.

“Estos esfuerzos incluyen proyectos innovadores que aprovechan diversos recursos naturales y experiencia en sectores específicos para desarrollar tecnologías como la captura, utilización y almacenamiento de carbono, mejorando la sostenibilidad en todas las facetas de la industria petrolera”, dijo.

Al Ghais destacó las inversiones en petróleo, hidrógeno y energía renovable por parte de los estados miembros.

Destacó la importancia del petróleo no sólo como fuente de energía sino también como material de energías renovables, destacando que es la principal fuente para la fabricación de turbinas eólicas y paneles solares y las baterías de iones de litio utilizadas en los automóviles eléctricos.

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Rubén Zaia, director de Desarrollo de AES, contó cuáles son los próximos pasos de la compañía y analizó la viabilidad de nuevas tecnologías en Argentina, tales como el almacenamiento de energía y los proyectos off-grid para producir hidrógeno verde. 

“No nos apartamos de la estrategia de la compañía, donde todos los activos en nuevas centrales de generación serían construidas únicamente a través de energías no convencionales. Cerramos el 2023 con casi 6 GW de contratos renovables firmados y 3,5 GW construidos, mientras que para 2024 la expectativa es de otros 3,5 GW más una contractualización de casi 16 GW hasta el 2025”, afirmó.

“Trabajamos en nuevos desarrollos, por lo que tenemos un año a la espera de que se reacomoden las variables macroeconómicas y regulatorias en el país”, subrayó. 

El principal reto bajo la mirada del especialista es la conformación de un nuevo marco regulatorio que permita a las renovables ser realmente competitivas frente a otras alternativas, especialmente ante el gas natural, en el camino de la transición energética. 

¿Por qué? Zaia señaló que a lo largo de los últimos años se notó que los ratios, fundamentalmente del costo de la energía, han ido a la alza. Por lo que espera que se acomode el mercado financiero, la macroeconomía y las reglas de juego para seguir desarrollando el potencial renovable y que Argentina forme parte de los países en crecimiento en los que AES tiene presencia. 

Y cabe recordar que la empresa recientemente reconoció que cuenta con más de 1000 MW desarrollados en proyectos eólicos y cerca de 200 MW solares en distintos lugares del país, a la par que avanza en la expansión del parque eólico de Bahía Blanca y del PE Vientos Neuquinos (de 99 MW a 153 MW en Tornquist), lo que implicará un desembolso de más de 90 millones de dólares. 

“Estamos enfocados en poder seguir construyendo proyectos, fundamentalmente eólicos y solares”, destacó el director de Desarrollo de AES Argentina durante el panel denominado “Aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina”. 

“En cuanto se den las condiciones y podamos llevar adelante la ejecución de proyectos que tenemos en el pipeline, se aprovecharán aún más las sinergias que tiene la compañía en la región”, agregó frente a más de 400 líderes de la industria de las renovables de Latinoamérica 

Entre esos posibles proyectos se encuentra el análisis de participación en la convocatoria AlmaMDI, destinada a presentar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en Argentina, considerando que AES es líder en Chile en lo vinculado a storage y que podría aportar su expertise en la materia. 

“Estamos analizando el caso de AlmaMDI, pero falta un marco regulatorio que permita que la batería esté funcionando como estabilizadora del sistema y también con repagos por potencia, para que haya un desarrollo claro como hay en Chile. Sin dudas el almacenamiento es el futuro, pero se necesita tiempo”, apuntó. 

Fuente: Energía Estratégica

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La balanza comercial energética tuvo un saldo positivo de dólares en febrero y acumuló u$s971 en los primeros dos meses del 2024.

Según un informe del economista y presidente del IARAF, Nadin Argañaraz, la suma de las exportaciones menos las importaciones de enero y febrero arroja un saldo favorable de u$s925 millones más que en 2023.

Ámbito replicó que el reporte reveló que el principal aporte de dólares de la enrgía provino por el lado del ahorro generado por las menores importaciones. De este modo, la balanza de dólares de la energía fue positiva por u$s971 millones en el parcial del año.

Al descomponer la variación de la balanza energetica, se tiene que el efecto precio generó una caída de u$s59 millones y el efecto cantidades una suba de u$s984 millones.

Por el menor precio de la energía importada se ahorraron u$s78 millones y por la menor cantidad de energía importada el ahorro fue de u$s774 millones. La suma de los dos factores da un total de ahorro u$s852 millones, que principalmente se debe a la cuestión climática por el verano y la puesta en marcha del Gasoducto Néstor Kirchner, que permite llegar los hogares e industrias con el gas de Vaca Muerta.

“En materia de exportaciones, las mayores cantidades exportadas compensaron el menor precio, siendo positivo el efecto sobre la balanza de dólares en u$s73 millones”, destacó el informe.

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Petrobras, la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta, estima que los primeros proyectos eólicos offshore en Brasil recién empezarán a funcionar en una década como mínimo, principalmente porque el país aún no cuenta con una regulación específica. 

“Estamos hablando de 10 a 15 años a partir de ahora. Si no hacemos nada ahora, perderemos tiempo”, apuntó el director ejecutivo de Gestión Integrada de la Transición Energética de Petrobras, Cristiano Levone. 

Además, anticipó que los estudios de la compañía en la materia están en “pleno apogeo”, considerando que ya inició pruebas de medición de vientos con una tecnología inédita para el país, pero Levone vaticinó que los principales proyectos de generación eólica marina estarán a una distancia de hasta 50 kilómetros de la costa. 

Cabe recordar que Petrobras también mantiene un proceso abierto para la concesión de diez licencias ambientales para el desarrollo de parques eólicos offshore que suman casi 23 GW de capacidad, aunque el objetivo final es llegar a los 30 GW de solicitudes de esa índole.

Áreas que se reparten entre las regiones noreste, sureste y sur del país; puntualmente entre los estados de Río Grande do norte (3 zonas), Ceará (3), Maranhão (1), Río de Janeiro (1), Espírito Santo (1) y Río Grande do Sul (1).

Este hecho fue ratificado por el director ejecutivo de Gestión Integrada de la Transición Energética de la empresa, al referirse a los compromisos de avanzar en la transformación de Petrobras y operar cada vez más proyectos de bajas emisiones de gases de efecto invernadero. 

A la par, reafirmó los planes de duplicar su capacidad de generación renovable hasta 10 GW en 2028, mediante el crecimiento de las fuentes solares y eólicas en tierra, de tal manera que la compañía ya negocia con otras entidades en negocios “greenfield” y proyectos ya en operación; aunque Levone descartó la posibilidad de que Petrobras concrete parques fuera de Brasil.

“Debemos mirar el potencial de nuestro país, ya que Brasil es el principal foco de Petrobras. En nuestra industria debemos mirar hacia las próximas décadas cuando pensamos en inversiones (…) Estamos estudiando oportunidades disponibles en el mercado actual, pero aún estamos lejos de cerrar una adquisición”, añadió. 

Y si bien el ejecutivo no reveló todos los negocios que evalúan desde Petrobras, sí se sabe que empresa ya firmó una serie de memorandos de entendimiento para futuras asociaciones, como por ejemplo aquel con TotalEnergies, actual socio de Casa dos Ventos en una empresa conjunta de generación eólica.

Expectativas de la regulación

El sector energético de Brasil espera por la continuidad del proyecto ley que regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de energía eléctrica renovable offshore, tras la aprobación en diputados a finales del 2023.

La iniciativa N° 11247/2018 ya se encuentra en el Senado para su tratamiento y, de lograrse la sanción definitiva, el Poder Ejecutivo será quien deba las áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental. 

Tal es la expectativa que hasta Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC), y la directora de Políticas Brasil del GWEC, Roberta Cox, se reunieron con el vicepresidente de Brasil, Geraldo Alckmin, y otros funcionarios del Poder Ejecutivo del país. para discutir la aprobación final de la ley de energía eólica marina. 

“Se espera la ley para las próximas semanas, el potencial de la cadena de suministro de Brasil para convertirse en un centro de producción de equipos eólicos marinos, hidrógeno verde y oportunidades comerciales para productos verdes, entre otros temas. El vicepresidente Alckmin era muy consciente del crecimiento y la contribución económica de la industria eólica en Brasil, y prometió un fuerte apoyo político para el desarrollo del sector marino”, destacó Backwell a través de sus redes sociales.

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El secretario de Estado de Ambiente de Santa Cruz, Sebastián Georgion, habló sobre el retiro de la operadora Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y la cuatificación del pasivo ambiental que dejaría la empresa y que debería ser abordado y remediado en pasos y plazos claros para la provincia.

Al respecto, en dialogó con Radio Al Sur el funcionario provincial tras recordar que las discusiones sobre remediación ambiental “datan de hace cincuenta años atrás”, aseguró que llegamos a la realidad de hoy con “una herencia” que nadie logra “resolver adecuadamente”, aunque hubo intentos, como por ejemplo, el momento en que REPSOL dejó de operar en jurisdicción santacruceña y se hizo un relevamiento de pasivo ambiental en zona norte, estimado en unos 3.500 millones de dólares, pero que se rediscutió allá por el año 2012, cuando YPF es estatizada y se prorrogan las áreas y se hace un nuevo acuerdo que implicaba una inversión de 20 millones de dólares por año.

“En ese entonces –informó- se hizo un relevamiento donde se cuantificaron los pasivos, 8 de 10 áreas que tenía YPF, pero hay una característica de este inventario que indica que no se llegó a relevar el 100% de las situaciones ambientales. Entonces, se estudió una sola parte de la misma y quedó el compromiso de la empresa de avanzar en la actualización de datos y el acuerdo de 20 millones anuales no era para remediar sino para completar el análisis”.

El funcionario dijo que, entre el 2012 y el 2018, la empresa “fue completando el relevamiento, pero esto no se tradujo en avances concretos en cuanto al saneamiento de los pasivos” y, en ese sentido, agregó “las agregaciones económicas de esos años se destinaban a sostener la actividad del activo ambiental, no del pasivo que tanto discutimos”.

En ese marco, continuó diciendo que la autoridad de aplicación “intimó a la operadora a adecuarse a la Ley de Saneamiento Ambiental (3122)”, pero ante la postura de YPF de dilatar los tiempos “se genera un sumario y la multa correspondiente. Se vuelve a intimar para que saneen y hagan el relevamiento total del pasivo ambiental de las áreas, y así, sucesivamente. En resumen, lo que me parece que tenemos que contextualizar son los tiempos y estas acciones de YPF de no respetar los acuerdos firmados”.

En este punto, Georgion puntualizó que, para discutir este tema, ahora que YPF se quiere ir, el Gobierno de Santa Cruz se para en el eje de gestión que señala que “el Estado debe controlar como una política concreta” y por ello, mencionó que ayer “decidimos generar una intimación a la operadora, para que nos acerque la cuantificación exacta de los pasivos”.

Tras aclarar que “las negociaciones son diferentes” con cada operadora “porque –enfatizó- siempre estamos cruzados, transversalmente, por los contextos políticos, a nivel nacional y provincial, que nos toca. Hoy nos encontramos en una situación económica nacional bastante compleja y tenemos que encarar una negociación, donde el gobernador Claudio Vidal, va a buscar siempre la mejor opción para el desarrollo de Santa Cruz”.

“Eso tiene que estar más que claro” subrayo, en tanto, acotó que “actualmente el debate, desde las diferencias que tengamos, tiene que buscar puntos de encuentro. Ahora, el tema puntual, es fijar posición con lo que se hizo antes y lo que nosotros queremos mejorar hacia adelante”.

“Nosotros cumplimos con los pasos administrativos y con lo que la ley nos exige. No hacer escenarios caóticos, me parece que hay que esperar a hacer la negociación y no dejar de insistir con nuestro posicionamiento, cuidando los puestos de trabajo” expresó.

En este contexto, recordó que “la herencia es lo que recibimos y no hay que correrle el cuerpo a la negociación, hay que enfrentar la situación tal cual la tenemos y ver cómo resolvemos y salimos para adelante, para no ir en desmedro a la sociedad y ver cómo salimos de esta situación económica agobiante que tiene el gobierno nacional y que nos cruza, transversalmente, tocando a los municipios y, por ende, a la Provincia”.

Georgion insistió en que “nosotros tenemos que plantear que YPF incumplió. Esa es la postura que tenemos nosotros desde lo ambiental y vamos a intimar a la operadora a que haga la presentación que corresponde”, al tiempo que concluyó señalando que “tenemos que entender cuál es el contexto en que estamos parados y ver qué es lo mejor para la Provincia. Tenemos que hablar de los intereses de Santa Cruz y, a partir de ahí, hay que darle profundidad técnica al reclamo y quitarle todo tinte que tenga que ver con la intencionalidad de uno solo”.

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La Dirección de Protección Ambiental intimó al propietario de un terreno en el que se realizaba acopio de aceite derivado del petróleo vertido en el suelo a lo largo de todo el sitio y en varios enterramientos. No fue necesario efectuar análisis de contaminación, dada la notoria y contundente presencia de los desechos tóxicos que anegaban el sitio, ubicado en una zona periurbana de Maipú.

En la inspección efectuada en el terreno clandestino, de aproximadamente 7.000 metros cuadrados, se constató la presencia de un acopio de gran magnitud de combustible usado de derivados del petróleo.

“Casos como estos son muy lamentables para el ambiente y constituyen un delito federal. Pero desde el punto de vista de la gestión pública, nos reafirma en la certeza de que gracias a los controles sistemáticos y fomentando una actitud atenta y profesional en nuestro equipo, iremos desactivando y previniendo que se cometan estos ilícitos”, explicó el director de Protección Ambiental, Leonardo Fernández.

Una vez notificado el dueño del terreno, a quien se le comunicó todos los pasos del procedimiento de inspección y administrativo, fue labrada un acta , de forma digital. Como corresponde a una primera etapa, se lo intimó y tendrá hasta 10 días hábiles para presentar su descargo.

Dada la gravedad del caso ambiental, se dio aviso a todas las instancias y organismos intervinientes: el municipio de Maipú y la Fiscalía de Asuntos Ambientales, y se procedió a multar.

Como lo establece la ley, se advirtió al propietario del terreno que se le demanda el cese inmediato de la actividad ilegal y se le exige la remediación de los suelos contaminados. A partir de este momento, ya está avanzando el acta administrativa a la empresa que derivó ilegalmente los aceites minerales usados y al propietario del terreno.

Los casos de vertido de residuos de aceite derivado del petróleo usado son de alta toxicidad para los suelos y constituyen un grave riesgo de contaminación de napas de agua, un daño a la salud de las personas y otros seres vivos, además de la alta peligrosidad por su poder combustible. Su remediación y restauración ambiental constituyen procesos complejos, monetariamente costosos y que demandan mucho tiempo y esfuerzo profesional especializado. Las penas de estos ilícitos ambientales varían según su gravedad, afectación y recurrencia pudiendo las multas alcanzar altas sumas millonarias.

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Como resultado del desfinanciamiento a la obra pública que impulsa el gobierno de Javier Milei, se paralizó la construcción de los reactores nucleares CAREM-25 y RA-10, luego de que los operarios dedicados al proyecto fueran despedidos.

El secretario General de la UOCRA Seccional Zárate, Julio González, confirmó que alrededor de 100 puestos vinculados al prototipo del CAREM-25 fueron cesanteados por falta de financiación, lo que implica la paralización por tiempo indeterminado de los trabajos que se desarrollaban en la localidad bonaerense de Lima.

Ambos reactores eran los proyectos insignia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). El ingeniero industrial Eduardo Gigante, especialista en energía y litio, destacó que tanto el CAREM-25 como el RA-10, ubicado en el Centro Atómico Ezeiza, “son hijos de más de 70 años de historia nuclear argentina”.

“Su desfinanciamiento ocurre cuando más que nunca es necesario estar a la cabeza de este tipo de tecnología a nivel mundial, con la transición energética en pleno auge. Este error será caro para la nación”, aseguró a través de un posteo en la red social X (antes Twitter).

El sitio web de la CNEA remarca que el CAREM-25 “es el primer reactor nuclear de potencia íntegramente diseñado y construido en la Argentina”, lo que reafirma al país “como uno de los líderes mundiales en el segmento de reactores modulares de baja y media potencia”.

Una vez terminado, será capaz de generar 32 megavatios, con “una gran proyección para el abastecimiento eléctrico de zonas alejadas de los grandes centros urbanos o de polos fabriles e industriales con alto consumo de energía (incluyendo la capacidad de alimentar plantas de desalinización de agua de mar)”.

Por su parte, el Reactor Nuclear Argentino Multipropósito RA-10 estaba destinado a asegurar “el autoabastecimiento de radioisótopos de uso médico, contando con capacidad para atender buena parte de la demanda de América Latina” y abriría “un nuevo horizonte de investigaciones en ciencias básicas y aplicaciones basadas en el uso de técnicas neutrónicas avanzadas”.

Gigante señaló que el RA-10 le permitiría a la Argentina “comercializar silicio dopado por transmutación neutrónica, producto muy demandado mundialmente para la producción de chips de computadoras de alta potencia, y un sinfín de servicios a la ciencia y tecnología”.

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El gobernador Rogelio Frigerio decidió suspender a partir del 1 de enero y por el término de un año, la aplicación de impuestos a la energía eléctrica en la provincia de Entre Ríos. De este modo, los usuarios residenciales verán reducido el monto total a abonar la factura de la luz.

Mediante el decreto 256, del 27 de diciembre de 2023, el mandatario busca garantizar el servicio eléctrico en forma regular y continua, al menor costo posible para los usuarios entrerrianos.

La medida se tomó teniendo en cuenta el contexto energético y los posibles aumentos en el precio mayorista de la energía y potencia, sobre los cuales no tiene injerencia la provincia. Se advierte en este sentido que existen inequidades que desfavorecen particularmente a la provincia de Entre Ríos, generadora de energía eléctrica, “y que ameritan reformas estructurales de fondo a nivel normativo nacional tendiente a una reparación histórica”.

En el mismo decreto, se invita a los municipios a hacer lo propio, reduciendo la carga impositiva municipal en las facturas por consumos de energía eléctrica. También se instruye a la Secretaría de Energía a coordinar con el Ministerio de Economía para dar cobertura a las obras de energía eléctrica y gasíferas que sean requeridas, con fondos del Tesoro provincial.

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La producción de petróleo en la provincia de Neuquén llegó en febrero último a los 381.570 barriles diarios, lo constituye un nuevo récord histórico. Esto significa un crecimiento interanual del 17,59 por ciento y del 1,78% con respecto a enero. En tanto, la variación acumulada de los dos primeros meses del año es del 20,29 % superior en comparación con el mismo periodo de 2023.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a enero se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Cruz de Lorena, operada por Shell; Mata Mora Norte, operada por Kilwer S.A.; Coirón Amargo Sureste, operada por Pan American Energy y La Amarga Chica, operada por YPF.

Por otro lado, la producción de gas en febrero fue de 89,35 millones de metros cúbicos por día, un 9,13% más que en enero y un 8,55% superior en términos interanuales. El acumulado en estos dos primeros meses del año fue positivo en un 6,34%.

El incremento respecto a enero se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Fortín de Piedra (Tecpetrol); El Mangrullo (Pampa Energía); Rincón del Mangrullo (YPF); San Roque (Total Energies) y Aguada Pichana Oeste (PAE).

Cabe destacar que la extracción no convencional de petróleo representó en febrero 93% de la producción total de Neuquén, mientras que el 86% de la producción de gas fue del mismo origen.

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A través de la Resolución 41/2024, el gobierno de Javier Milei dispuso trasladar desde abril el precio de gas en el Punto de Ingreso al Sistema (PIST) medido en dólares a los usuarios finales. El ministerio de Economía, conducido por Luis “Toto” Caputo, dispuso además que el tarifazo se aplique en tres tramos hasta fin de año e impactará en hogares, comercios e industrias.

El incremento del gas desde abril, con la quita de subsidios al precio mayorista, lo que impactará mayormente en las boletas de hogares de altos ingresos, comercios e industrias.

Este ajuste es parte del recorte de subsidios que está dispuesto a hacer para equilibrar las cuentas fiscales, y la suba en las facturas se sentirá principalmente en el invierno, cuando se combinará el mayor consumo con los precios más altos de la energía. Se esperan aumentos de al menos 300%, aunque especialistas del sector estiman que será mayor.

La definición oficial llega con dos meses de retraso. La Secretaría de Energía y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) tenían todo listo para aplicar los aumentos en febrero, pero el ministro de Economía, bajó la orden de esperar para intentar anclar la inflación en niveles más bajos.

Tal como informaron oficialmente, habrá un aumento en el precio de la producción de gas, el cual representa un 36% de las tarifas final. Hasta diciembre, los hogares pagaron un 17% del costo real del abastecimiento (70 centavos de dólar por millón de BTU sobre US$ 4,10) mientras que las empresas pidieron subas mayores al 500% en sus márgenes.

El ajuste tendrá su primera actualización en abril; la segunda entre mayo y septiembre y la tercera desde octubre a diciembre.

Transporte y distribución

Aún con estos ajustes, seguirían faltando otros incrementos en la tarifa de gas. Esto se debe a que aún resta que la Secretaría de Energía decrete además alzas en los servicios de transporte de gas y de distribución, que también están incluidos en el precio final de las boletas.

En la audiencia pública, las empresas transportistas (TGN y TGS) pidieron recomponer sus ingresos con aumentos de 524%, mientras que las distribuidoras (Metrogas, Naturgy y Camuzzi, entre otras) solicitaron subas de 462%.

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El Gobierno estableció las nuevas escalas tarifarias para los usuarios de Edenor y Edesur, que comenzarán a aplicarse desde el 1° de abril. La medida se formalizó por medio de dos resoluciones del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE) publicadas este miércoles en el Boletín Oficial.

Se trata de los valores por categoría/subcategoría del Costo Propio de Distribución (CPD) de los usuarios residenciales de ambas distribuidoras y clubes de barrio.

Según lo dispuesto, se subdividió la categoría T1-R de Pequeñas Demandas Uso Residencial en nuevos bloques de consumo.

Hasta ahora, solo se medían categorías de R1 a R4, pero se resolvió modificar la estructura de la Tarifa T1-R, para abrir las categorías R3 y R4 e incorporar dos bloques adicionales denominados R5 y R6.

De este modo, al momento de facturar las distribuidoras que operan en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) tendrán en cuenta las siguientes categorías:

— T1-R1 para consumos entre 0 y 150 kWh/mes.

— T1-R2 para consumos entre 150 kWh/mes y 400 kWh/mes.

— T1-R3 para consumos entre 401 kWh/mes hasta 500 kWh/mes.

— T1-R4 4 para los consumos entre 501 kWh/mes hasta 600 kWh/mes.

— T1-R5 para consumos de 601 kWh/mes hasta 700 kWh/mes.

— T1-R6 para consumos mayores a 701 kWh/mes.

“Como resultado de tal modificación, los Costos Propios de Distribución (CPD) asignados a los cargos fijos y variables reflejan de una manera más progresiva los costos de la prestación en función del consumo mensual de energía eléctrica”, de acuerdo con el texto oficial.

Así, el ENRE fijó los valores del CPD y los nuevos cuadros tarifarios a aplicar para Tarifa T1-R Nivel 1, Tarifa T1-R Nivel 2 y T1- R Entidades de Bien Público, Tarifa T1-R Nivel 3 y los valores de clubes de barrios.   En el caso de Edenor, se incluyeron los nuevos valores para los medidores autoadministrados.

Para el ENRE, estas modificaciones “importan por parte de este Ente Nacional el extremar esfuerzos en orden a la mejor salvaguarda de los principios de legalidad, razonabilidad y proporcionalidad en materia tarifaria, así como del cumplimiento del principio de ‘Proteger adecuadamente los derechos de los usuarios’, establecido la Ley N° 24.065”.

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El precio de la nafta en YPF aumenta un 4,5% a partir del 1° de abril, en línea con la actualización de los impuestos al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) dispuesta por el gobierno de Javier Milei.

En la Ciudad de Buenos Aires, el litro de nafta súper costará $836 y la premium $1031, según estimaciones del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF).

El aumento representa $36 por litro en la nafta súper. Este ajuste se suma a los incrementos del 4% y 3,5% que se aplicaron en enero y febrero, respectivamente. De esta manera, en lo que va del año, la nafta acumula un alza del 12%.

¿Cuánto aumentó la nafta desde 2023?

Enero: Aumento del 26%.

Febrero: Aumento del 6,5%, que incluyó una actualización impositiva.

Marzo: Aumento del 4,5%.

Abril: Se espera un nuevo aumento del 5%.

2023:

Enero: Aumento del 4%.

Febrero: Aumento del 3,5%.

Marzo: Aumento del 4,2%.

Abril: Aumento del 2,6%.

Mayo: Aumento del 5%.

Junio: Aumento del 4%.

Julio: Aumento del 3%.

Agosto: Aumento del 2%.

Septiembre: Aumento del 1%.

Octubre: Aumento del 0%.

Noviembre: Aumento del 1%.

Diciembre: Aumento del 2%.

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El Directorio del Ente Regulador de Servicios Públicos emitió la Resolución N° 295/24 a los efectos de suspender por 120 días el periodo pendiente de actualización tarifaria sobre el servicio de energía eléctrica, para todos los usuarios de la provincia. 

El organismo resolvió que la empresa EDESA deberá facturar el servicio conforme el cuadro vigente para el periodo febrero 2024, dejando sin efecto las actualizaciones del 11,84 % previstas para marzo y abril del corriente año.

La medida se determinó atento a la incertidumbre que genera el impacto de la política energética nacional respecto a la reducción de subsidios y a los precios de la generación y transporte de la energía, ya que, entre otros factores, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad no culminó el proceso de renegociación ordenado por el decreto N° 1020/20.

En este contexto, vale destacar que el Gobierno de la Provincia instruyó al Ente a continuar con las políticas de contención social en materia tarifaria al darle continuidad al régimen de Tarifa Diferencial por Zonas Cálidas, Tarifa Social y Subsidios a la indigencia. 

Además, autoridades del Ente y el Poder Ejecutivo mantuvieron reuniones, atendieron consultas y recibieron sugerencias de sectores productivos, gastronómicos, hoteleros, comerciales e industriales que sirvieron para tomar medidas que intentan atenuar los impactos económicos en los usuarios comerciales.

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El último viernes, Energía Argentina suscribió los contratos con la empresa BTU para la construcción de los dos tramos pendientes del proyecto denominado Reversión del Gasoducto Norte.

Se trata de un tramo de 22 km del ducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, provincia de Córdoba. Para ellos se utilizarán caños de 36 pulgadas de diámetro, que vinculan el trazado Centro-Oeste con el Norte. El ducto contará con otros 100 km que ya están en ejecución.

La firma se efectuó en la sede de la compañía con la presencia de Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina. Lo  acompañaron Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente y Horacio Amartino, Director de la Unidad de Ejecución de Gasoductos. Por BTU participó su presidente, Carlos Mundín.

Cabe recordar que la contratista BTU deberá llevar adelante la construcción de dos ampliaciones (loops) al Gasoducto Norte, de 62 km de extensión, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro, también en la provincia de Córdoba.

La Reversión del Gasoducto Norte se completa con el cambio del sentido de flujo de cuatro plantas compresoras, que se encuentran en proceso de licitación.

Este proyecto, cuya finalización está prevista para fines del invierno de este año. permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a hogares e industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

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Mientras se llevan adelante las tareas de exploración sísmica sobre el bloque marino CAN 102, la Prefectura Naval Argentina realizó un operativo aéreo en el que reveló cómo se llevan adelante las actividades de exploración que se realizan en aguas ultraprofundas a 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

El operativo se llevó a cabo un sobrevuelo en la zona de exploración sísmica que lleva adelante la empresa YPF, en el área Cuenca Austral Norte (CAN 102), constatándose el desplazamiento de buques de bandera argentina y de los países de Panamá y Bahamas, sin detectarse infracciones.

Cabe recordar que para el desarrollo de la exploración -a diferencia del anterior proyecto iniciado sobre los CAN 100, 108 y 114- se utilizó el buque Pxgeo 2, junto al de apoyo logístico Sunrise G., a pesar que los estudios de impacto ambiental habían sido realizados en base a las características del BGP Prospector y sus buques de apoyo Geo Service 1.

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El Juzgado del distrito Sur de Nueva York, donde se tramita el juicio por YPF, falló a favor de los beneficiarios y aseguró que debe “corregir los incumplimientos” en los que recayó la Argentina.

“Este tribunal debe hacer cumplir las promesas [que realizó la Rep. Argentina al privatizar YPF] y corregir sus claros incumplimientos contractuales”, dice el fallo que publicó en su cuenta de “X” el especialista Sebastián Maril.

Los ganadores del juicio habían presentado su respuesta a la apelación de la Argentina y apelaron el fallo que liberó a la petrolera de cualquier responsabilidad de la expropiación por parte del Estado argentino.

“Siempre es apropiado exigir a las partes que cumplan promesas contractuales, pero cuando se trata de gobiernos extranjeros y mercados financieros internacionales, es absolutamente esencial”, señala el fallo divulgado.

“Las promesas de la República Argentina no fueron comentarios improvisados o acuerdos informales. Fueron compromisos inusuales, y excepcionalmente claros, necesarios para brindar tranquilidad a los posibles inversores y permitir que una nación extranjera con un pasado económico conflictivo acceda a los mercados financieros de los Estados Unidos y recaude miles de millones de dólares privatizando YPF”, señala en otra parte del fallo reproducido por Maril.

El escrito indica que “si esas promesas pueden ser ignoradas impunemente, los demandantes serán perjudicados a corto plazo, pero todos, tanto los inversores como los gobiernos extranjeros, perderán a largo plazo”.

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El principal empresario petrolero de la Argentina, Alejandro Bulgheroni, criticó la falta de apoyo del Congreso al gobierno de Javier Milei y advirtió que “si no se votan las leyes, no habrá una buena situación en el futuro”.

El presidente de Pan American Energy (PAE) brindó su apoyo a la gestión de presidente y cuestionó que el Congreso no acompañe las reformas que plantea el libertario. 

“Si no se pueden votar las leyes que ayuden a hacer estos cambios, no va a haber una buena situación en el futuro”, advirtió.

El empresario habló en el foro IEFA Latam que se realiza en el hotel Four Seasons. Allí planteó que “se está llevando adelante muy rápido los cambios macroeconómicos, pero eso no va a ser tan directo y tan fácil”.

Durante una charla con la periodista Cristina Pérez, Bulgheroni destacó que Milei “está haciendo lo que se puede hacer” y recordó que cuando lo conoció, antes de que asumiera la presidencia, consideró que era una oportunidad para que la Argentina saliera adelante. 

“Hoy está llevando adelante muchos cambios que creo que están en la buena dirección, pero creo que no está teniendo el apoyo del Congreso. Y si no se pueden votar las leyes que ayuden a hacer estos cambios, no va a haber una buena situación en el futuro”, detalló.

Al insistir con los elogios a la gestión de Milei, Bulgheroni advirtió que el país está “viviendo una hiperinflación que está tratando de resolverse”. 

Para el empresario, el libertario lo “está haciendo muy bien porque está yendo al fondo de las cosas, yendo a combatir lo que genera estos problemas”.

Y en ese sentido, agregó: “Están las cosas dadas, está la mente clara en el Presidente y eso es un factor muy importante porque a la larga los otros miembros del gobierno se vana dar cuenta que ese es el camino”.

“En este momento estamos todos sufriendo, el consumo de nafta bajó 5% o 6%, 10%, 15% depende dónde. Todas estas cosas son problemáticas, todo el consumo ha bajado porque hay una recesión importante pero no es para siempre, va a cambiar y va a cambiar rápidamente en tanto y en cuento se desarrollen los proyectos”, remarcó.

Bulgheroni también consideró que en los últimos 60 años sólo se realizaron políticas de parche y dejó elogios para los expresidentes Arturo Frondizi y Carlos Menem.

“Los que hemos vivido en los últimos 60 años en este país sabemos perfectamente que han sido políticas de parche, solamente con Frondizi y con Menem hubo políticas razonables, el resto han sido sólo políticas de parche”, señaló.

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El Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) confirmó días atrás que ajustará sus tarifas un 63% para los usuarios de la provincia de Neuquén.

El incremento tiene lugar después de que la administración nacional estableciera un aumento promedio del 154% para el precio mayorista de energía eléctrica.

A través de un comunicado, el organismo provincial explicó que el aumento establecido por Nación “se constituye por los incrementos tanto para el transporte de energía, como para el precio de referencia de la potencia y el precio estabilizado de la energía en el mercado eléctrico mayorista, implicando en el caso del EPEN, un costo de compra de energía que aumentó más de 4 veces”.

Señalaron que “el precio de referencia de la potencia que se estableció desde la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, pasó de $80.000 al valor actual de $2.682.088, involucrando un incremento del 3252,6%”, lo que implica unas 33 veces más que el valor inicial.

Como consecuencia, informaron que el incremento promedio resultante sobre la factura de energía con vencimiento en el mes de abril, será del 63% promedio. “Esto es, teniendo en cuenta dicho traslado del precio mayorista de la energía y la actualización que se aplicará -de manera escalonada- en el costo de operación y mantenimiento propios de la distribución del servicio del EPEN (VAD), de acuerdo a la composición que tiene la factura de luz que llega a los usuarios”, señalaron.

En el escrito, el EPEN explicó que la factura que llega al usuario se compone de 3 ítems: uno corresponde al costo de abastecimiento por compra de energía, que el EPEN realiza a Cammesa y representa entre un 35 a 40% del total de la factura. A esto se suma el costo propio de la distribuidora que es toda la estructura que la empresa pone a disposición para operar y mantener ese sistema que normalmente se llama VAD, o Valor Agregado por Distribución y que representa entre un 30 a 35% de la factura; y por último, un 25 a 30% que corresponde a impuestos nacionales, municipales, y costos extras del servicio -como puede ser el mantenimiento del alumbrado público- los cuales varían dependiendo de cada Municipio.

Subsidios

Los incrementos en la tarifa de energía, en el esquema actual de subsidios al segmento residencial que mantiene el gobierno nacional, afectarán sobre todo al segmento N1 de mayores ingresos -o que no hayan efectuado la declaración jurada- y a los usuarios no residenciales, comercios y pequeñas industrias.

Desde el gobierno provincial, se continúa trabajando y se avanza para mantener los subsidios vigentes a usuarios que no cuenten con red de gas domiciliario desde mayo hasta agosto, como también agregando un nuevo subsidio a las localidades que no cuentan con planta de GLP.

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La estatal PetroChina recibió este fin de semana un cargamento de crudo Merey de Venezuela para su uso en una nueva refinería, después de que Estados Unidos alivió las sanciones a las exportaciones de petróleo venezolano hace unos meses. En la actualidad, el crudo venezolano se ofrece a diez dólares menos por barril respecto al Brent.

PetroChina utilizará el crudo pesado venezolano en su refinería recién puesta en servicio llamada Guangdong, en la que la petrolera estatal venezolana Pdvsa era socia. Se esperaba que la ley Merey representara la mitad del suministro de crudo, pero PetroChina cortó el acuerdo con Pdvsa en 2019 por los problemas financieros de la empresa venezolana.

Desde que la refinería entró en funcionamiento en 2023, PetroChina compró crudo pesado de Canadá, Ecuador y Colombia para reemplazar los volúmenes venezolanos esperados anteriormente. La flexibilización de las sanciones estadounidenses le da a PetroChina la oportunidad de comprar el Merey de Venezuela, con un descuento reportado de alrededor de 10 dólares por barril frente al ICE Brent.

Sin embargo, si Estados Unidos vuelve a imponer sanciones a las exportaciones de petróleo de Venezuela, es poco probable que PetroChina continúe comprando crudo venezolano, dijeron a Bloomberg fuentes con conocimiento del asunto.

A fines del año pasado, Estados Unidos introdujo un alivio temporal de sanciones desde octubre de 2023 hasta abril de 2024, que ahora permite la producción, venta y exportación de petróleo o gas desde Venezuela. También habilita el suministro de bienes y servicios relacionados con las operaciones de la industria en Venezuela.

Como resultado, las principales casas comercializadoras de petróleo internacionales regresaron al comercio de petróleo con Venezuela.

El gigante estatal chino de petróleo y productos químicos, Sinochem, también compró un cargamento de crudo venezolano en diciembre. Las empresas estatales chinas aprovecha para adquirir crudos más baratos sin pensar en sanciones ahora que Estados Unidos alivió las restricciones.

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Equinor ASA reveló los detalles de un descubrimiento de petróleo y gas denominado Heisenberg en los pozos 35/10-11 S y A del Mar del Norte.

Los cálculos preliminares de la empresa indican que la magnitud del descubrimiento se sitúa entre 134,2 millones y 314,3 millones de pies cúbicos (3,8 millones y 8,9 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, lo que corresponde a entre 24 millones y 56 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe).

Las estimaciones de recursos para Heisenberg antes de la perforación se situaban entre 144,8 millones y 317,8 millones de pies cúbicos (4,1 millones y 9,0 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, según un comunicado de prensa publicado el jueves por la Norwegian Offshore Directorate (NOD).

Equinor también ha comprobado la existencia de petróleo en la prospección Hummer, según la nota. Los cálculos preliminares sitúan el tamaño de Hummer entre 3,53 millones y 21,2 millones de pies cúbicos (0,1 millones y 0,6 millones de metros cúbicos estándar de petróleo equivalente).

Los pozos son el primero y el segundo perforados en la licencia de producción 827 SB, que es una superficie adicional a la licencia de producción 827 S, donde se realizó el descubrimiento original.

La perforación se llevó a cabo con la plataforma Deepsea Stavanger a unas 87 millas (140 kilómetros) al noroeste de Bergen, según la NOD.

El objetivo principal del pozo 35/10-11 S era delimitar el yacimiento Heisenberg descubierto en el pozo 35/10-9 en el Eoceno inferior del Grup Hordaland.

El objetivo secundario era la prospección de Hummer, en la formación Balder, entre el Paleoceno superior y el Eoceno inferior, según el comunicado.

El pozo 35/10-11 S halló un yacimiento de arenisca de unos 10 metros (32,8 pies) de buena calidad en el grupo Hordaland. El yacimiento era acuífero con trazas de hidrocarburos.

En el objetivo de exploración secundario de la formación Balder, el pozo encontró una columna de petróleo de 9,8 pies (3 metros) en arenisca de un total de 75,5 pies (23 metros) con una calidad de yacimiento de pobre a moderada.

El pozo se perforó a una profundidad medida de 1.853 metros por debajo del nivel del mar y terminó en el Paleoceno del Rogaland Group.

Por su parte, el pozo 35/10-11 A encontró un yacimiento de arenisca de unos 12 metros con una calidad de moderada a buena. El yacimiento tiene una columna de petróleo y gas del Hordaland Group.

El contenido de gas y petróleo se halló a 1.571 metros por debajo del nivel del mar y el contenido de agua y petróleo a 1.576 metros por debajo del nivel del mar. El pozo se perforó hasta una profundidad medida de 1.690 metros bajo el nivel del mar y se terminó en el Eoceno del Grupo Hordaland.

La licencia de producción 827 SB se adjudicó en las Adjudicaciones en Áreas Predefinidas (APA) en 2015, mientras que la superficie adicional, 827 SB, se adjudicó en la APA 2022, dijo la NOD.

Desde entonces, algunas empresas han vendido y los actuales licenciatarios son Equinor, con una participación del 51 por ciento, y DNO Norge, con una participación del 49 por ciento.

Se trata del segundo descubrimiento reciente en el Mar del Norte. La semana pasada, Harbour Energy Norge AS y sus socios confirmaron un descubrimiento de gas en el pozo 15/9-25 del Mar del Norte, a unos 210 kilómetros al oeste de Stavanger.

El pozo, perforado con la plataforma Noble Integrator, es el primero de la licencia de producción 1138, concedida en la APA 2021.

El volumen total de gas se calculó entre 35,3 millones y 105,9 millones de pies cúbicos (1 millón y 3 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente recuperable.

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Después de un mes y medio de estar sin conducción, el Ministerio de Economía designó a Luis Lucero como el nuevo Secretario de Minería de la Nación. Se trata de un abogado especializado en la industria minera, en derecho de los recursos naturales y con amplia experiencia en financiamiento de proyectos, en materia societaria, y en arbitrajes y litigios complejos.

La cartera había quedado acéfala el 10 de febrero pasado, cuando la salteña Flavia Royón renunció al puesto. Royón era la única funcionaria de alto rango del equipo de Sergio Massa que había permanecido en la cartera con la llegada del Gobierno de Javier Milei. 

Durante el período de Massa, Royón se había desempeñado como secretaria de Energía y pasó al área de Minería en diciembre. Sin embargo, fue uno de los dos funcionarios a los que Milei desplazó por el fracaso en el Congreso de la Ley de Bases. 

El recorrido de Luis Lucero antes de llegar a Minería

Según informó Economía, Lucero recibió el título de abogado de la Universidad de Buenos Aires; cursó un Posgrado en Derecho Empresario de la Universidad Argentina de la Empresa, y luego varios cursos y seminarios de especialización, destacándose los realizados en temas de política de gobierno y estrategia corporativa en minería en la Universidad de Dundee; en negociación en Harvard Law School; en fundamentos de ciencias de la organización tanto en Columbia Business School como en la Universidad de Cambridge. Lucero además recibió el título de Master of Arts, con honores, por University College London (UCL).

Ex-socio del estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal y, anteriormente, de muy importantes estudios jurídicos del país, también se desempeñó como consultor en derecho extranjero en Pillsbury Winthrop Shaw Pittman en los Estados Unidos y ha ocupado posiciones en el directorio y comisiones fiscalizadoras de diversas empresas mineras, distribuidoras de gas, industriales y financieras.

El futuro secretario de Minería expuso en diversas instituciones nacionales e internacionales sobre temas vinculados a la industria minera y financiamiento de proyectos, destacándose el Center for Energy, Petroleum, Mineral Law and Policy, University of Dundee, donde fue nombrado Honorary Lecturer por el período Octubre 2010 a Septiembre 2013; la Rocky Mountain Mineral Law Foundation; y el United Stated Geological Survey, y ha sido reconocido como un profesional destacado en su área de práctica por numerosas publicaciones locales e internacionales.

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La empresa YPF puso nuevamente en marcha luego de 17 años la producción de Gas Licuado de Petróleo a través de la separación del propano y butano (gases ricos, C3 y C4) en Loma de la Lata. Esto permitirá que Hidenesa, empresa que distribuye el GLP en el interior de Neuquén no deberá ir más este año a buscar a Bahía Blanca este fluido.

El gobernador Rolando Figueroa, en su discurso del 1 de marzo, adelantó el trabajo que se venía realizando con HIDENESA para dejar de ir a buscar a Bahía Blanca “el gas que producimos en nuestra provincia”. “Cada planta que nosotros hoy abastecemos tenemos que ir a buscar en camión nuestro gas a Bahía Blanca, por supuesto eso lo encarece y es lo que termina pagando la provincia y cada uno de los usuarios”, manifestó en esa ocasión.

El gobierno de la provincia del Neuquén a través de Hidenesa (Hidrocarburos del Neuquén SA), distribuye en 16 localidades del interior Gas Licuado de Petróleo (GLP), donde se realiza la recarga de los tanques de almacenamiento.

El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, consideró que “esto es un beneficio para la población del interior neuquino que van a recibir el GLP, porque la carga para la distribución se va a realizar en nuestra provincia”, además manifestó que “es algo que estábamos esperando, porque ir a buscar el GLP a Bahía Blanca implicaba un costo importante en el transporte para nuestra provincia y ahora se convierte en un ahorro”.

Etcheverry, manifestó que “mientras que nosotros producimos la mayor parte de gas del país, teníamos que ir a buscar al polo petroquímico de Bahía Blanca el GLP, porque allí se procesaba y luego regresaba a nuestros usuarios del interior neuquino” y agregó que “para este año ya tenemos previstas unas 40 mil toneladas de GLP para distribuir en las 16 localidades del interior, donde el mayor porcentaje se da de mayo a septiembre”, dijo Etcheverry.

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Neuquén comenzará a cobrar la Tasa Vial en las estaciones de servicio de Gas Natural Comprimido (GNC), un tributo que solo regía para la carga de combustibles.

La tasa vial prevé ingresos superiores a 400 millones de pesos mensuales con la carga de combustibles en la ciudad y su aplicación se demora porque está en reglamentación. Los estacioneros se manifestaron en contra, pero el Gobierno local advirtió que deberán cumplir la ordenanza.

Las estaciones de servicio cobrarán por litro de nafta vendida (sin impuestos) un 4,5% en concepto de tasa vial, que luego será transferida al Ejecutivo para el urbano.

San Martín de los Andes, junto a otras comunas como Plottier y Centenario, ya enviaron el mismo esquema a sus Concejos Deliberantes.

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El Boletín Oficial de la Nación publicó el pasado lunes dos resoluciones en las que oficializaron a la empresa eléctrica Genneia S.A. como nueva administradora de los parques solares Energías Renovables Armonía, ubicado en Santa Rosa y del Parque Solar Fotovoltaico Energías Renovables del Manantial de Luján de Cuyo.

La resolución 137/92 da a conocer a todos los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que la empresa generadora de energía renovable será la nueva titular de ambos parques solares de la provincia. El documento cuenta con la firma del Director Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico, Marcelo Positino.

Genneia es una compañía creada en 2012 y cuenta con diferentes proyectos de soluciones energéticas sustentables en toda la Argentina. La firma es la generadora del 21% de la energía eólica y el 12% de la solar en todo el país. A su vez, viene de firmar un convenio con la multinacional Shell para llevar adelante acuerdos estratégicos para la explotación de energías renovables en Vaca Muerta.

Los parques solares de Santa Rosa y el ubicado en El Carrizal no serán los únicos que estarán a cargo de Genneia. La firma ambiental ya cuenta con las administraciones del Parque Solar Tocota III en San Juan como también en Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea.

A su vez, lleva adelante la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores con una potencia de 162 MW y que entrará en operación a fines del 2024.

Según informes de la empresa, cuentan con alrededor de 520.000 paneles solares, lo que le da una capacidad de producción de 220 MW.

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Energía Argentina realizó el pasado 18 de Marzo la recepción de ofertas -Sobres 1, Antecedentes Técnicos y Sobre 2, Ofertas Económicas- y procedió con la apertura de Sobres 1, para el cambio de sentido de cuatro plantas compresoras que forman parte de las obras denominadas Reversión del Gasoducto Norte.

El vicepresidente de Energía Argentina, Ing. Rigoberto Mejía Aravena, encabezó el acto acompañado por el Ing. Horacio Amartino -Gerente de Plantas Compresoras- y la Dra. Ximena Valle -Directora de Legales- en el que se conocieron las propuestas técnicas y los antecedentes de las empresas constructoras que buscan llevar adelante el proyecto.

Se presentaron empresas que ya habían participado de las licitaciones para el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner: Esuco SA, Contreras Hermanos y Víctor Contreras y Compañía SA.

Las plantas compresoras a las que se les va a cambiar el sentido -es decir revertir el sentido del flujo de gas- son las de Ferreyra y Deán Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle en Santiago del Estero y Lumbreras en Salta, ubicadas sobre la traza del Gasoducto Norte operado por TGN.

El proyecto complementa la construcción del Gasoducto de Integración Federal entre Tío Pujio y La Carlota de 122 km, además de un loop -tendido paralelo- al Gasoducto Norte de 62 km actualmente en ejecución.

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización está prevista para fines del invierno del corriente año, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba y al noroeste argentino.

Ahora, deberán evaluar las ofertas y en días se darán a conocer las propuestas económicas. Resta adjudicar esta parte de la obra y también los 22 kilómetros del gasoducto y los loops (ampliaciones), cuyas ofertas económicas se dieron a conocer la semana pasada. En este caso, participaron las empresas BTU (cuya oferta fue la más baja), Pumpco Inc y la UTE Techint Sacde.

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Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa) informó que la Reversión del Gasoducto Norte tuvo un nuevo hito con la instalación en Córdoba de una planta soldadora industrial de caños que permite reducir los tiempos de obra.

El equipamiento, denominado planta de doble junta, fue montado en Ucacha, donde también se encuentra uno de los acopios de caño. Permite realizar soldaduras en forma industrial cerca de la propia traza, lo que colabora para reducir considerablemente los tiempos de obra.

En estas instalaciones móviles se sueldan en forma industrial dos caños de 12 metros de largo, para convertirlos en ductos de 24 metros, lo que redunda en mayor velocidad y en una menor cantidad de soldaduras cuando luego se colocan junto a la zanja (lo que se conoce como desfile de caños.

Asimismo, en Ucacha también avanza el acopio de tubos, donde ya se trasladaron desde la planta de Tenaris SIAT, en Valentín Alsina, más de 50 kilómetros de caños.

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización está prevista para fines de agosto del corriente año, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba y al noroeste argentino.

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Existen propuestas en nuestro mundo que exigen tecnologías vanguardistas e increíblemente grandes. Este es el caso de la idea que ha tenido una empresa para crear molinos eólicos gigantescos que permitirán obtener energía de forma más eficiente y rápida. 

El problema presente en todo esto es el que ha existido siempre: cómo llevar esa idea del papel a la realidad y cómo juntar todas las piezas de un tamaño gigantesco que se requieren para ello. Parece que Radia, que así se llama la empresa, tiene un plan a seguir bastante claro: crear un avión todavía más grande y con el tamaño de un campo de fútbol.

Existen ideas muy interesantes respecto a la energía eólica, y ya hay molinos de viento absolutamente ciclópeos operando. Otras ideas tratan sobre cómo almacenar esta energía que generan, como el de la batería de arena. Sea como fuere, es turno de ver cómo se las ha ingeniado Radia para querer crear el molino de viento más grande que existe.

Radia tiene su propia fantasía quijotesca en mente. Es una empresa de energía relativamente nueva que tiene como objetivo transportar grandes turbinas eólicas que son muy difíciles de trasladar debido a sus tamaños tan enormes. Las palas de las turbinas eólicas más grandes y eficientes tienen tamaños de 100 metros de longitud. Nada más y nada menos que el tamaño de una cancha de fútbol que permite la celebración de partidos internacionales. Lo que significa que es técnicamente imposible llevarlo por tierra.

Existen otros planes, pero Radia lo tiene claro, su misión pasa por crear un avión tan grande que permita el transporte fácil y sencillo de producciones tan absolutamente enormes. Así, para superar este desafío, dos ingenieros de cohetes se han puesto al cargo del desarrollo de un avión conocido como Windrunner y que contará con 108 metros de largo para poder cargar con palas de 100 metros y con pesos que van desde las 50 hasta las 80 toneladas. Así señalan desde Interesting Engineering.

De momento, es necesario mencionar que el Windrunner es solamente un concepto que no se ha llevado más allá del papel. Sin embargo, sería necesario para desplegar tecnologías vanguardistas en energía eólica. Por ello, no sería de extrañar que pronto sea el avión más grande del mundo tanto en longitud como en capacidad de carga.

Si se pone en marcha, podría aumentar la producción de energía eólica global ya que las turbinas serían más potentes y eficientes. Algo que hasta ahora es impensable. Uno de los grandes problemas de la energía eólica actual es que no consigue ser tan eficiente cómo cabría esperar y en buena medida se debe a la incapacidad de desarrollar o mover turbinas que ofrezcan esa fuerza para mover el viento y generar electricidad de ello.

Este avión estaría pensado única y exclusivamente para transportar este tipo de palas eólicas. Podría aterrizar en superficies de tierra, por lo que se podrían construir pistas de aterrizaje ad hoc exclusivamente para ellos y poder llevar las turbinas y palas a zonas remotas en las que la infraestructura existente no permite otro tipo de desempeños logísticos más sencillos en otras áreas.

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La empresa Arcadium Lithium, que agrupó a las ex Livent y Allkem-Galaxy, empezó a notificar una serie de despidos en sus plantas de Argentina, que están vinculados a una decisión de reducción de costos por la baja internacional de los precios del litio. Se trata de una reducción del 10% de su personal en todo el mundo. Ya fueron notificados algunos trabajadores de Catamarca.

Según dio a conocer El Ancasti, estos despidos no están vinculados al fallo de la Corte de Justicia de la semana pasada, que frenó los nuevos proyectos de litio. En tal sentido, la empresa había informado que no se verían afectadas sus operaciones.

La medida es a nivel mundial, donde esperan reducir en un 10% su planta de personal. A fines de febrero, el presidente de la compañía, Paul Graves, había informado a los accionistas que esperaban reducir los compromisos de gasto de capital a corto plazo mientras evalúan formas de optimizar su cartera de proyectos.

“Está claro que muy pocos proyectos de expansión de litio tienen sentido económico a los precios actuales del mercado, y cuanto más tiempo se mantengan los precios cerca de estos niveles, mayor será el impacto en futuras escaseces de suministro de litio”, dijo el CEO hace unas semanas.

Arcadium posee en Catamarca las operaciones de los proyecto Fénix, en explotación, y Sal de Vida, en exploración avanzada, ambos en el Salar del Hombre Muerto, en Antofagasta de la Sierra. Además es accionista mayoritaria de Sales de Jujuy, que opera en el Salar de Olaroz de esa provincia.

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Tras los cuestionamientos que surgieron desde distintos sectores, tanto a favor como en contra de la minería, el Gobierno de Mendoza analiza cambios en el articulado de la normativa. La intención es convertir a la actividad en política de Estado con el aporte de todos los sectores involucrados.

Mendoza se propone desde hace meses tomar a la minería como una actividad productiva que se sume al andamiaje industrial y turístico que ya posee, de la misma forma que lo hacen en la actualidad diversos países en el mundo como Australia, EEUU, Chile, Canadá, Perú, etcétera.

Según replicó Minería & Desarrollo, el plenario de comisiones que estudia el nuevo andamiaje legislativo que se quiere dar a la minería recibió a cámaras empresarias y organizaciones civiles que coincidieron en su visión negativa del proyecto presentado por el Ejecutivo partiendo de miradas profundamente antimineras.

En ese contexto es que hubo coincidencia en el cuestionamientos al artículo 4° del proyecto, el cual deroga la ley 3.790, referida a la creación de la Dirección de Minería y que, de paso, significa la eliminación del Consejo de Minería. Recalcaron que no fue la acción del Consejo ni la Dirección de Minería que la que frenó las inversiones mineras en Mendoza, sino que recordaron lo que ha generado la Ley 7.722 durante más de 15 años.

En la apertura de las exposiciones, el titular de la Unión Industrial de Mendoza, Matías Díaz Telli, destacó lo valioso de debatir sobre minería y pidió que la discusión sobre el desarrollo de la actividad se mantenga

Criticó la celeridad con la que se le quiere dar tratamiento al código y cuestionó la eliminación del Consejo de Minería. Al mismo tiempo, puntualizó que “no ven con buenos ojos” el protagonismo de las sociedades anónimas del Estado, refiriéndose a Impulsa Mendoza.

En segundo lugar estuvo la exposición del presidente de la Cámara Mendocina de Empresarios Mineros (CaMEM), Raúl Rodríguez, quien se centró en aspectos técnicos y jurídicos.

Recalcó que hay incongruencias notorias, desde el momento en que el artículo 4° se elimina la Dirección de Minería, pero se la sigue mencionando en el resto del proyecto. Además, apuntó al artículo 38°, el cual apunta a que  en las áreas que queden libres por distintas razones, tendrá prioridad Impulsa Mendoza, cuestión que -según explicó Rodríguez- va en contra de lo que indica el Código de Minería de la Nación y -por lo tanto- caería en una situación de inconstitucionalidad.

Por lo que se desprende de las exposiciones y el interés del gobierno mendocino para receptar opiniones positivas se sabe que se aceptará un cambio en el artículo 4° para mantener de alguna forma la figura del Consejo Minero, aunque no serían las que tiene en la actualidad.

Ese punto fue el más cuestionado durante las exposiciones de la mañana de este jueves en el plenario de comisiones en el anexo de la Legislatura.

Lo que también surgió, pero que no sería modificado, es el artículo 38° referido a la prioridad que tendrá Impulsa Mendoza en caso de que haya áreas mineras libres.

En el oficialismo señalaron que se tomaron modelos de otras provincias para definir el modelo que están aplicando e insistieron con el argumento que indica que buscan evitar negocios inmobiliarios.

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La minera anglo-australiana Rio Tinto invertirá 350 millones de dólares en su planta de litio Rincón en Argentina. El presidente ejecutivo destacó el progreso hacia la producción anual de 3.000 toneladas de carbonato de litio.

La compañía, líder en la producción de mineral de hierro, se destaca por su inversión en litio, a diferencia de otras como BHP. Adquirieron el proyecto Rincón en 2022 y planean una planta de litio para baterías.

Rio Tinto asegura su compromiso con los estándares ambientales al trabajar con comunidades locales y autoridades. Argentina, parte del “triángulo del litio”, ha visto un aumento en la inversión internacional en litio.

La producción de litio en Argentina creció significativamente entre 2022 y 2023, llegando a 9.600 toneladas métricas. La empresa busca iniciar la producción de litio a finales de año.

El 12 de marzo, la Canciller Diana Mondino se reunió con el CEO de Rio Tinto, Jakob Stausholm, durante su visita a Argentina. También asistieron altos directivos de la empresa. Stausholm resaltó la importancia de las operaciones de Rio Tinto en Argentina, especialmente el establecimiento de una planta piloto de carbonato de litio.

Rio Tinto, en su primera incursión en el sector, planea comercializar el producto a finales de año. El CEO destacó la contratación local y el uso de contenido local en las operaciones. La Canciller reafirmó el compromiso del Ministerio para atraer inversiones que impulsen la economía argentina.

Rio Tinto, una multinacional con vasta experiencia, es la segunda empresa minera más grande del mundo, con operaciones en numerosos países y planes de inversión significativos.

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El gobierno de Santa Cruz dictó la conciliación obligatoria para evitar los 1.800 despidos en la construcción de las represas hidroeléctricas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner, que por falta de fondos están paralizada desde finales del 2023. Esto se da en un pésimo contexto sectorial, con caída de actividad en la obra pública y privada.

La decisión se tomó luego que el ministro de Trabajo provincial, Julio Gutiérrez, recibiera la semana pasada a dirigentes locales de la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (Uocra).

“Estamos dictando la conciliación obligatoria para los trabajadores de las represas ante los despidos que se han enviado a todos los trabajadores. Y ante el pedido de la organización sindical que nos ha manifestado el inconveniente que tenemos la represa y nos hemos notificado a través de ellos”, manifestó Gutiérrez, según reprodujo la Secretaría de Estado de Comunicación Pública y Medios de Santa Cruz.

El secretario adjunto de la Uocra en la Provincia, Rubén Crespo, dijo que la conciliación “va a dar tranquilidad” a los trabajadores, ya que permite “ocupar las guardias mínimas que estaban haciendo, retrotraer los telegramas y poder seguir cobrando las quincenas”. Los últimos salarios de diciembre, enero y febrero se pagaron al 80 por ciento de su valor. “Para nosotros esta instancia es importantísima y por eso le damos las gracias al ministro, al gobernador, por tener esta presencia. Involucra a alrededor de 1.800 compañeros y también a todos lo que está alrededor de la represa, que son muchísimos más”, puntualizó.

Por otro lado, el Gobierno volvió a prorrogar por 60 días corridos los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas Alicurá, El ChocónArroyito, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicadas en las provincias de Río Negro y Neuquén, y dispuso la continuidad de Energía Argentina (ENARSA) como veedor para las tres represas.

Los plazos de concesión de estas centrales, que se encuentran vencidos, fueron prorrogados varias veces desde julio de 2023 y, una vez que finalicen, las concesionarias deberán transferir el dominio y posesión de los equipos al Estado Nacional en su carácter de concedente.

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El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, dijo tener “muchas esperanzas puestas” en el presidente Javier Milei, en el marco del principal foro sobre petróleo del mundo, el Cera Week, realizado en Houston, Estados Unidos. Milei posteó las declaraciones en su cuenta de X.

Organizado por la calificadora Standar & Poor´s, Cera Week se trata del mayor foro global del sector energético.

Allí, Rocca dijo que si bien es necesario resolver problemas regulatorios par aprovechar el gigantesco potencial del yacimiento no convencional de Vaca Muerta, el empresariado confía en que Milei los resolverá.

El empresario destacó que Vaca Muerta tiene reservas de gas superiores a las de la cuenca de Permica, en Estados Unidos, y petroleras equivalentes al yacimiento norteamericano.

“El problema está en la superficie, en el entorno regulatorio”, explicó el número uno de Techint.

Rocca destacó también que la producción petrolera de Vaca Muerta, que actualmente es de 300 mil barriles diarios, podría alcanzar el millón de barriles si llegan las inversiones necesarias a la región.

Rocca, quien tiene un patrimonio neto de USD 15.000 millones según Bloomberg, dijo que cree que Milei conseguirá reducir la carga normativa. “Tenemos muchas esperanzas puestas en el nuevo presidente”, afirmó.

La posición de PAE

En tanto, el VP de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de PAE, Rodolfo Freyre, enumeró las necesidades energéticas de América latina a nivel global y las puso en perspectiva en función de capacidades concretas de la Argentina para cubrir el suministro a mediano plazo. 

Del panel participaron también Mauricio Tolmasquim, director de Transición Energética y Sustentabilidad de Petrobras; Sarah Bairstow, presidenta de México Pacific, y Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

Consultado acerca de si la suspensión de la aprobación de nuevos proyectos de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL) en EE.UU. podría representar una oportunidad para la Argentina, Freyre descartó de plano esa interpretación. 

“No creo que la pausa en el GNL de EE.UU. afecte las potenciales exportaciones de GNL de Argentina”, indicó. 

Y agregó: “En mi opinión, el motor, el catalizador de las exportaciones argentinas está relacionado básicamente con lo que hemos demostrado en los últimos años: que tenemos un recurso enorme que, según como hemos demostrado en los últimos cinco años, podemos poner en producción muy rápidamente”. 

“Más del 50% de toda la producción de gas natural en Argentina es básicamente shale gas de Vaca Muerta. Estamos suministrando gas hacia la región, a Chile, a Uruguay. Tenemos mercados potenciales hacia Bolivia y luego hacia Brasil. Definitivamente la agenda del GNL está ahí para nosotros. Es realmente la opción que tiene la Argentina para poner en valor todos los recursos que tiene. Esta pausa en EE.UU. no va a cambiar el timing porque los fundamentos del país son sólidos», señaló el ejecutivo”.

Con relación a las sinergias que podrían acentuarse en el mercado de gas con Brasil mediano y largo plazo, Freyre subrayó que el país vecino “tiene un desafío que se explica por la flexibilidad de abastecimiento que requiere su parque de generación”. 

La generación hidroeléctrica representa más de la mitad de la generación brasileña, pero el nivel de hidraulicidad es diferente cada año, por lo que los años más secos demandan un mayor consumo de gas natural para abastecer la demanda eléctrica. 

“Quizás el GNL sea una mejor manera de brindar esa flexibilidad, dado que Brasil cuenta con más de cinco terminales de regasificación, pero también es posible enviar gas hacia el mercado brasileño a través de gasoductos”, analizó el directivo de PAE, una de los dos mayores productores de hidrocarburos del país.

Freyre aclaró, sin embargo, que la necesidad de gestionar la flexible intrínseca del mercado eléctrico brasileño no es suficiente para justificar por sí sola la instalación de una terminal exportadora de GNL en la Argentina. 

“Quizás no se pueda hacer un proyecto de GNL sólo para abastecer la flexibilidad de Brasil, pero se puede hacer un proyecto de GNL teniendo en cuenta parte de esa demanda”, señaló el ejecutivo.

Otra de las opciones analizadas para exportar gas al Brasil es a través de la infraestructura de gas existente en Bolivia, a partir del declino en la producción boliviana de gas y las obras de reversión del gasoducto Norte.

El panel fue moderado por Eric Eyberg, consultor de Gas de S&P, quien consultó a Freyre acerca de cómo impactó en la industria de gas la asunción de Javier Milei como presidente argentino. 

El directivo de PAE respondió que existe un consenso político y social sobre la importancia del sector energético para el desarrollo del país.

“Los diferentes partidos políticos entendieron en los últimos años que el sector energético es muy importante para la estabilidad macro del país y se entendió la importancia de apoyar a la energía en general”, destacó.

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La petrolera estadounidense ExxonMobil, una de las más grandes del mundo, acelera su salida de la Argentina y quiere 1.000 millones de dólares al contado para vender sus activos. La operación la lleva adelante el banco de inversión Jefferies Group.

Exxon abrió el proceso de desinversión el año pasado y recibió en febrero las ofertas de casi una decena de petroleras locales y multinacionales. Son la estatal YPF, PAE (familia Bulgheroni), Tecpetrol (Paolo Rocca), Pampa Energía (Marcelo Mindlin), Pluspetrol (familias Poli y Rey) y la anglo holandesa Shell, entre otras.

Vista, que dirige Miguel Galuccio -ex presidente de YPF- se presentó junto a Geopark, según informó el portal EconoJournal. Y Trafigura podría aportar capital al adjudicatario.

A pesar de que Qatar Petroleum posee el 30% de las acciones de ExxonMobil Argentina y tiene derecho de preferencia sobre el resto, pero todo parece indicar que acompañaría la salida de la petrolera estadounidense.

Una fuente interesada comentó que hay “altas chances” de que la adjudicación vaya a una multinacional, con lo que Shell tomaría la delantera por su capacidad para financiar rápido los US$ 1.000 millones. La mayoría del resto de las empresas -excepto PAE y Pluspetrol, con mayor liquidez operativa- deberían tomar deuda para acceder a ese dinero, al no tenerlo en caja.

El principal activo de Exxon en el país es el campo de shale oil Bajo del Choique -en Vaca Muerta- y su infraestructura asociada para evacuar la producción, que actualmente ronda los 6.000 a 8.000 barriles de petróleo por día.

La semana pasada, la petrolera estadounidense devolvió tres permisos de concesión de exploración petrolera offshore (costa afuera) en áreas de la Cuenca Malvinas Oeste, concesionadas por el Estado nacional en 2019.

Junto a Qatar Petroleum, Exxon no encontró indicios concluyentes de la presencia de petróleo y gas en esas zonas, donde se presume que, al igual que frente a las costas de África y de Brasil, la Argentina tendría un tesoro millonario escondido bajo la superficie del mar.

Si otras compañías lograran obtener mejores resultados en su exploración sísmica, en especial YPF y la noruega Equinor a 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata, la Argentina podría sumar exportaciones por unos 20.000 millones de dólares anuales a partir de 2030.

Fuentes del sector sostienen incluso que, si se confirman el potencial de las cuencas offshore, el costo de extracción es menor que el desarrollo de la infraestructura para exportar Gas Natural Licuado (GNL).

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El precio de los combustibles volverá a aumentar en todo el país un 5% en promedio por la entrada de vigencia de un mecanismo de ajuste en un impuesto, en un contexto signado por una profunda recesión que impacto con fuerza en el sector, que registra una caída de ventas que llega al 25% en provincias limítrofes.

El incremento correrá a partir de 1° de julio y se debe a la entrada en vigencia de un mecanismo de indexación mensual de dos impuestos, el de Combustibles Líquidos y el de Dióxido de Carbono, que tenían un retraso comprendido entre el tercer trimestre de 2021 y el mismo período del año pasado, cuando fueron congelados.

Ante las reiteradas subas y la caída de las ventas, los estacioneros expresaron su preocupación. El presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos de la Argentina (Cecha), Isabelino Rodríguez, afirmó que es “preocupante” la caída de la demanda.

Es que la crisis y la fuerte disparada de los precios de los combustibles provocó una fuerte caída en el consumo, que según datos oficiales, llegó hasta 23% en enero último, aunque hay provincias que limitan con otros países que registraron bajas de hasta 25%.

Además, llevó a muchos automovilistas a tomar la decisión de pasarse de nafta premium a súper. Por una suba impositiva, aumentan otra vez los combustibles. 

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Hugo Moyano, secretario general de la Federación de Camioneros, envió una carta a los directivos de YPF expresando “su más enérgico rechazo y preocupación ante la maniobra que pretende realizar a partir de abril, que advierte que dejaría sin empleo a más de 2.000 trabajadores camioneros en nueve provincias del país”.

El máximo dirigente de la Federación Nacional de Camioneros declaró el estado de alerta y movilización de sus representados ante la posibilidad de que unos dos mil trabajadores sean suspendidos en abril, cobrando solo una parte de sus salarios, y posteriormente cesen en sus actividades, al tiempo que alerta por una “maniobra privatizadora”.

“Este accionar muestra una clara maniobra para pasar por encima de la ley e ir privatizando la empresa paulatinamente a través de la venta de áreas petroleras que aún se encuentran en condiciones de seguir siendo explotadas”, detalla el comunicado.

Las áreas a las que se refiere Moyano, son 55 áreas de campos maduro sobre las que YPF hará una cuidadosa reevaluación de sus activos con el fin de determinar su viabilidad y rentabilidad futura, informó la agencia Noticias Argentinas.

El directorio de YPF acordó semanas atrás avanzar con una optimización de su portafolio, poniendo el foco en áreas maduras y su reevaluación. Llevando adelante este proceso de racionalización busca mejorar la rentabilidad y la eficiencia en el uso de sus recursos centrando su atención en los campos que sean rentables.

“En este proceso, YPF colaborará de forma activa con el desarrollo local y garantizará los puestos de trabajo durante la transición, entendiendo que este proceso dinamiza la industria en su conjunto”, señaló el parte de prensa.

La semana pasada el CEO de YPF, Horacio Marín, firmó un acuerdo con Jorge “Loma” Ávila, titular del sindicato de Petroleros Privados de Chubut, que autoriza a la petrolera bajo control estatal a bajar desde abril la actividad en las áreas convencionales que pretende transferir.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, tras el acuerdo de la compañía con el sindicato de petroleros en Chubut y el avance de las negociaciones en otras cinco provincias, el sindicato de Camioneros alerta la situación ante la posibilidad que sus representados que prestan servicios a las empresas de logística de la zona sufran las consecuencias de la baja de trabajo.

“Si bien no tiene que reclamarle a YPF sino a las empresas de servicios que trabajan en los yacimientos, al ver que avanzan los acuerdos con petroleros quieren subirse a la negociación y en ese caso, mejor ir contra YPF”, concluyó la misma fuente pensando en la estrategia del líder camionero.

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La francesa Thales prevé abrir en abril la primera estación de control de tráfico aéreo del mundo totalmente alimentada con energía renovable en el desierto de Atacama, Chile, y está interesada en desarrollar proyectos renovables en otras áreas sin red eléctrica, dijo un ejecutivo de alto rango.

La estación, ubicada en la ciudad de Calama en el norte de del país andino, será utilizada por la autoridad de aviación civil, DGAC, y estará alimentada por 340 paneles solares y baterías adyacentes colocadas bajo la abundante luz solar del lugar.

“Nuestro equipo en Brasil ya había estado trabajando en desarrollos tecnológicos basados ​​en fuentes de energía alternativas durante algunos años, por lo que decidimos asumir este desafío”, dijo en una entrevista el director general de Thales en Brasil, Luciano Macaferri. “Nadie había fabricado nunca un radar 100% independiente de la red eléctrica”, añadió.

Los radares que se utilizarán para el control de aviación consumen alrededor de un megavatio de energía por hora.

El contrato del proyecto se firmó en 2021 después de que la DGAC solicitara propuestas para el control del tráfico aéreo en la zona desértica, dijo Macaferri.

“Tuvimos que construir dos puentes para trasladar el equipo hasta allí”, señaló y añadió: “Mientras preparábamos el lugar, encontramos algunos artefactos arqueológicos. Así que nos pusimos en contacto con grupos indígenas locales y demarcaron parte del área”.

La compañía Thales ahora está interesada en construir proyectos similares en otros lugares, utilizando también otras fuentes como la energía eólica e hidroeléctrica.

“Este ha sido un primer ejemplo. Finalmente ha tenido lugar fuera de Brasil, pero ya vemos muchos aeropuertos interesados ​​en las energías renovables para reducir su huella de carbono”, dijo Macaferri.

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La Cámara Argentina de Empresas Mineras aseguró que los proyectos de litio ya autorizados en la provincia de Catamarca, cuya Corte ordenó frenar la concesión de nuevos permisos, cumplen con todas las normativas en materia ambiental.

“Los proyectos de litio que se están desarrollando (ya sea los que están produciendo como aquellos en etapas de previas) han cumplido con todos los requerimientos de las leyes en temas ambientales y han obtenido todos los permisos y autorizaciones correspondientes”, afirmó la organización empresarial en un comunicado.

El pasado miércoles, la Corte de la provincia de Catamarca declaró procedente una acción de amparo ambiental promovida por una comunidad originaria y ordenó al Gobierno de Catamarca a hacer un estudio de impacto ambiental “acumulativo e integral” del desarrollo de la actividad minera de litio sobre el río Los Patos, en el departamento de Antofagasta de la Sierra, dentro del área del Salar del Hombre Muerto.

El fallo judicial responde al amparo presentado en 2021 por la comunidad originaria Atacameños del Altiplano, que denunció que Catamarca autorizó proyectos mineros sin respetar la normativa y que se produjo “un daño ambiental irreversible” al secarse completamente un río por la captación de agua superficial y subterránea para diversos proyectos de litio.

La cámara minera puntualizó que la Corte de Catamarca suspende el otorgamiento de nuevos permisos mineros en la zona de Salar del Hombre Muerto pero no afecta a las actividades productivas en curso.

En el enorme Salar del Hombre Muerto, compartido por las provincias de Salta y Catamarca, operan compañías mineras como la australiana Galan Lithium, la coreana Posco, la canadiense Lithium South y Arcadium Lithium, empresa constituida en Irlanda como fruto de la reciente fusión de la australiana Allkem y de la estadounidense Livent.

Arcadium Lithium opera Fénix, uno de los tres proyectos de litio ya en producción en Argentina, que cuenta con una cartera de 50 proyectos de litio en diverso estado de avance.

“Con el litio, nuestro país cuenta con la posibilidad de potenciar las economías provinciales del noroeste, a través de una producción responsable en lo ambiental y lo social”, destacó la cámara minera en su comunicado.

Argentina es el cuarto mayor productor mundial de litio (detrás de Australia, Chile y China), el tercero en reservas (detrás de Chile y Australia) y el segundo en recursos (detrás de Bolivia).

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El municipio bonaerense de Esteban Echeverría recibió una factura de alumbrado público por un monto superior a los $ 270 millones, lo que significa un aumento de 382% con respecto al mes anterior.

Así lo denunció el intendente peronista Fernando Gray, quien explicó que la boleta en febrero fue de $71.882.479, pero la nueva que le llegó a la comuna trepó a $271.114.175, es decir, un ajuste de 382% en solo un mes.

En la factura de alumbrado público se incluyen las luminarias ubicadas en calles y avenidas de las cinco localidades del distrito ubicado en el Gran Buenos Aires y con unos 340 mil habitantes. “No están contemplados los consumos de energía del Hospital Municipal Santamarina, consultorios externos, unidades sanitarias, edificio municipal y demás dependencias de la comuna”, señaló Gray en las redes sociales.

“Presentamos un reclamo ante Edesur y un recurso ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Acudiremos a todas las instancias necesarias para defender los derechos de nuestro municipio y de las vecinas y los vecinos”, cerró el intendente.

Cabe recordar que a mediados de febrero el Gobierno nacional anunció que habrá un aumento de tarifas de electricidad de Edenor y Edesur de hasta 150%, que afectará el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA), con el objetivo de “reducir las transferencias desde el Estado Nacional hacia el sector”.

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A raíz del fuerte temporal que azotó a la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, más de 45 mil usuarios no tienen luz este miércoles en el Área Metropolitana de Buenos Aires (Amba). El mapa de los barrios afectados por los cortes de energía.

El Ente Nacional Regulador de Energía (ENRE) reportó que, a las 9.00, 32.667 clientes de Edesur no tenían luz. En tanto que eran 12.965 los afectados de Edenor.

Los partidos del Conurbano más afectados por los cortes eran:

La Matanza

San Fernando

Tigre

Cañuelas

Lomas de Zamora

Esteban Echeverría

Ezeiza

Avellaneda

Almirante Brown

En tanto que los barrios de la Capital Federal con más usuarios sin luz eran Barracas, Flores y Recoleta.

Cortes de luz: cómo consultar las zonas afectadas

Los clientes de las distribuidoras Edesur y Edenor del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) pueden averiguar si hay  luz en sus barrios, o cuándo esta previsto que vuelva el servicio, a través de un sencillo procedimiento en la página oficial del ENRE.

Al ingresar al sitio web del organismo es posible consultar los cortes de luz vigentes a y ver el “Mapa de cortes de suministro”, donde se provee información de la cantidad de usuarios con y sin servicio, detalles de cortes preventivos, cortes programados por mantenimiento y obras, interrupciones en el servicio de media tensión, o interrupciones en el servicio de baja tensión.

Otra manera para averiguar cómo se encuentra el estado del suministro en el barrio es averiguar según la distribuidora que presta el servicio. Esto es posible al hacer click en el botón de Edesur y Edenor en la página del ENRE. 

Habrá que ingresar a la sección de “Detalles de los cortes” y escribir en el buscador el partido y la localidad de residencia. La empresa informará en detalle si hubo o hay interrupciones en el servicio, qué tipo de corte es, y cuándo se estima que se normalizará.

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El gobernador de Misiones, Hugo Passalacqua, anunció este martes que los usuarios residenciales y de comercios e industrias de la provincia podrán pagar las tarifas de electricidad en hasta tres cuotas sin interés. Misiones se suma a Córdoba, que también adoptó una decisión similar la semana pasada.

A través de su cuenta en la red social X, el mandatario provincial puntualizó que la medida regirá desde el 1° de abril y hasta el 30 de junio de 2024, período en el cual todos los usuarios de energía de Misiones y de las cooperativas eléctricas asociadas tendrán acceso a las facilidades de pago.

Según lo dispuesto, los usuarios de todas las categorías de las cooperativas eléctricas adheridas podrán abonar las facturas  utilizando el botón de pago disponible en la página web oficial de Energía de Misiones y en los portales de cada cooperativa adherida. Podrán abonar con tarjeta de crédito en hasta tres cuotas sin intereses.

Asimismo, el sector comercial e industrial, además de acceder a esta facilidad, también podrá abonar en cheques sin intereses con costo financiero a cargo del Estado provincial en 0, 30, 60 y 90 días.

La provincia de Misiones sostiene además la tarifa social para los 120.000 usuarios con factura bonificada y consumos de hasta 400 kilowatts mensuales, destacó Passalacqua.

En Córdoba, el gobernador Martín Llaryora dijo al momento de tomar una medida similar que “es increíble, pero tenemos que poner al Banco de Córdoba para que la gente pueda pagar la luz”.

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