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Edenor y Edesur tendrán que informar en tiempo real el estado de los cortes

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) estableció una medida que impactará directamente en la forma en que Edenor y Edesur se relacionan con sus usuarios. A través de la resolución N° 152/2024, se dispuso que estas empresas deben habilitar una herramienta digital que permita a los afectados por cortes de luz consultar el estado actualizado de sus reclamos.

Esta decisión surge como una respuesta a la necesidad de mejorar la transparencia y la comunicación con los clientes en situaciones de interrupción del servicio eléctrico.

La nueva herramienta digital permitirá a los usuarios ingresar a las páginas web de las distribuidoras con su número de cliente y de reclamo, obteniendo información detallada sobre el estado de los cortes.

Entre la información que podrán consultar se encuentra la fecha y hora de la interrupción registrada, el despacho de la cuadrilla, la concurrencia al lugar, así como la fecha estimada y real de reposición del servicio.

Edesur y Edenor tienen un plazo de 45 días para implementar este servicio

Esta iniciativa se enmarca en el objetivo de garantizar el derecho de los usuarios a contar con información adecuada y un trato digno y equitativo, tal como lo establece la ley de Defensa del Consumidor y el Código Civil y Comercial de la Nación.

Asimismo, busca cumplir con la normativa que exige a las distribuidoras informar al ENRE los reclamos recibidos por todos los canales de comunicación, incluyendo redes sociales y otros medios digitales.

Las distribuidoras tienen un plazo máximo de 45 días corridos para implementar este servicio y garantizar su acceso seguro. La información estará disponible tanto para los usuarios como para el ENRE, permitiendo una mejor supervisión y control por parte del ente regulador.

Con esta medida, se busca mejorar la calidad del servicio eléctrico y la comunicación con los usuarios de Edenor y Edesur, brindando mayor transparencia y eficiencia en la gestión de reclamos por cortes de suministro.

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Río Negro no descarta llevar a la Justicia el manejo de las represas

La secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, manifestó que si la Nación no convoca al diálogo sobre el manejo de las represas, la Provincia podría ir a la Justicia, mientras que destacó que la ley aprobada por la Legislatura y que regula las concesiones hidroeléctricas “viene a defender los recursos que nos son propios”.

Recordó que “a partir del año 1994, con la modificación de la Constitución Nacional, los recursos naturales pasaron a ser propiedad de las provincias, pero parece que al gobierno actual le cuesta entenderlo” e insistió en que “si no se nos convoca a un diálogo -que actualmente no existe- vamos a judicializarlo”.

Según replicó ADN Río Negro, Confini afirmó que “si bien el contrato de concesión de las hidroeléctricas se inició previo a la reforma constitucional y actualmente está vencido, entendemos que una manera de defender nuestros recursos es poniéndoles un valor”.

“Las represas están altamente amortizadas”, dijo la titular de Energía y aseguró que “nosotros tenemos experiencias e Hidronor ha demostrado que puede construirlas y mantenerlas” e indicó que “creemos que estamos en condiciones de hacerlo también con Neuquén”.

No obstante aclaró que “no pretendemos ser únicamente sus administradores, sino también deseamos sumar al Estado nacional”. “Consideramos que no todas las actividades públicas son ineficientes”, pero puntualizó que “no vamos a regalar el recurso” y cuestionó que “lo que nos liquidan por regalías hidroeléctricas no es justo para las provincias”.

“El recurso más preciado, el agua, con el que se genera la energía eléctrica, es nuestro. Y el agua vale…y mucho. Nosotros, como rionegrinos, la vamos a hacer valer”, afirmó.

Al ser consultada por Quórum sobre las versiones que indican que ENARSA manejaría las represas, para privatizarlas luego, Confini adelantó que “hemos enviado una carta documento a la Nación y a los futuros concesionarios para advertir que cualquier actividad o decisión que se tome debe ser previamente consultada con las provincias”.

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Nissan y Honda analizan aliarse para enfrentar la competencia global por los autos eléctricos

Nissan Motor está considerando establecer un acuerdo de colaboración con su rival Honda, según fuentes de la empresa citadas este miércoles por TV Tokyo. Si se concreta esta alianza entre la segunda y la tercera empresa más grande de Japón, es probable que haya un impacto importante en el futuro del sector automotriz.

Si bien no se informó oficialmente cuáles serían los alcances de este acuerdo, trascendió que el eje se relaciona con establecer sinergias para hacer más eficientes los enormes costos que implica el desarrollo y la producción de vehículos eléctricos.

Este mercado enfrenta una muy dura competencia, donde hay protagonistas fuertes como la estadounidense Tesla y la china BYD.

Según las fuentes reproducidas por las agencias de noticias, Nissan celebró una reunión de su junta directiva el lunes 12 y decidió comenzar a considerar la colaboración con Honda con la firma de un memorando de entendimiento no vinculante.

Aún no se han decidido las áreas en las que las dos empresas colaborarán, pero es posible que sea en el desarrollo de tecnología, la producción y la adquisición de piezas.

Se estima además que Honda puede contribuir en términos de desarrollo tecnológico y producción colaborando con Nissan, que está liderando el desarrollo de vehículos eléctricos.

Sin embargo, Honda no ha decidido considerar formalmente la colaboración por lo que se cree que el resultado de las negociaciones aún es incierto.

Automotrices recortan producción en China

Mientras la alianza entre Nissan y Honda sigue en estudio, ambas compañías tomaron recientemente una decisión que encolumna sus intereses: estudian reducir su producción en China ante la dura competencia de BYD y otros fabricantes de vehículos eléctricos, según informó el diario Nikkei.

Nissan podría reducir la producción anual en el mayor mercado automovilístico del mundo hasta en un 30%, o unos 500.000 autos, mientras que Honda contempla un recorte del 20%, a cerca de 1,2 millones de vehículos, según Nikkei.

Un portavoz de Nissan dijo a Reuters que el contenido del informe no es cierto, sin dar más detalles. A la vez, un vocero de Honda dijo que no había decidido reducir la producción a cerca de 1,2 millones de vehículos en China, declinando hacer más comentarios.

Nissan está reorganizando las bases de producción con sus socios chinos y tratando de utilizar el exceso de capacidad para producir autos destinados a la exportación a otros países de Asia, según Nikkei.

Las ventas de Nissan, tercer fabricante de automóviles de Japón por volumen, cayeron un 16,1% en China el año pasado, hasta menos de 800.000 vehículos, según datos de la empresa.

Las de Honda, el mayor fabricante de automóviles de Japón después de Toyota Motor, se redujeron en torno a un 10% en China, hasta los 1,2 millones de vehículos durante ese periodo, según sus datos.

La aparición de marcas chinas de rápido crecimiento ha llevado a sus rivales extranjeros a perder cuota de mercado en China.

Nissan tiene ocho fábricas en el país a través de una empresa conjunta con Dongfeng Motor. Honda tiene cuatro plantas en China a través de una asociación con el Grupo GAC que se remonta a fines de los años 90, y otras tres fábricas a través de otro acuerdo con Dongfeng que creó en 2004.

En China, el gigante de los vehículos eléctricos BYD no da tregua a sus competidores por el mercado local. Puso más leña al fuego de una brutal guerra de precios al rebajar un 5% el precio de su automóvil más barato, el compacto Seagull, cuyo precio quedó en 69.800 yuanes (9.700 dólares).

BYD se ha convertido en un vendedor implacable en la guerra de precios que Tesla inició el año pasado en el mayor mercado automotor del mundo. Esa agresiva postura le ha ayudado a desbancar a su rival estadounidense como mayor vendedor mundial de vehículos eléctricos, aunque la mayoría de los coches de BYD se venden en China.

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Río Negro: Invap y Cnea impulsan un proyecto clave para la transición energética

La empresa rionegrina INVAP y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) firmaron un memorándum de entendimiento con el fin de que ambas instituciones puedan trabajar en forma conjunta en la exploración de futuras oportunidades de exportación del reactor CAREM y otros servicios asociados.

La firma se llevó a cabo entre la Presidenta de la CNEA, Adriana Serquis, y el gerente general INVAP, Darío Giussi, ya que Río Negro se ubica en una posición de reconocimiento internacional en materia nuclear, a partir del trabajo entre ambos organismos.

Este acuerdo, se da en el marco de un creciente interés global en los pequeños reactores modulares y sus diversas aplicaciones asociadas. La visibilidad internacional del proyecto CAREM pone a Argentina en una posición privilegiada en este nuevo mercado.

De esta forma, las instituciones trabajarán de manera conjunta en la prospección, exploración, desarrollo y explotación de oportunidades comerciales referidas al CAREM y otras plantas nucleoléctricas, sus componentes, ingeniería, y servicios asociados y/o conexos.

El reactor CAREM, desarrollado por CNEA, es el primer reactor nuclear de potencia íntegramente  diseñado en argentina con una posición privilegiada en el segmento de  los reactores modulares de baja y media potencia (SMR por sus siglas en  inglés). En este momento la obra de la planta de demostración del reactor se encuentra con un importante grado de avance en un predio lindante al Complejo Atucha, en Provincia de Buenos Aires.

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YPF avanza en el proyecto de GNL

YPF continúa con el avance del proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL).  La compañía informó esta lunes que se abrió la licitación para adjudicar las ingenierías de las unidades flotantes (buques) de licuefacción.

Esto ha sido destacado como un nuevo hito en el desarrollo del proyecto por la empresa.  El proceso licitatorio estaba programado en el Joint Study and Development Agreement firmado entre YPF y Petronas el 1° de septiembre de 2022 para llevar a cabo los estudios técnicos necesarios para el proyecto. 

No obstante, el mismo comunicado aclara que resta que se tome la decisión final de inversión, la cual recién se daría en 2025 y a la espera de lo que ocurra con la  Ley de promoción del Gas Natural Licuado que tiene media sanción en el Congreso y esta pendiente de tratamiento en el Senado.

En el mientras tanto, la compañía en acuerdo con Petronas avanzarán con las ingenierías básicas y abrirán el proyecto a productoras de Vaca Muerta interesadas.

El Proyecto Argentina GNL se prevé que permitirá al país dar un salto cualitativo en la generación de divisas, con una capacidad total de producción planeada de 25 millones de toneladas de gas por año (MTPA), a ser llevado a cabo en etapas, informa el comunicado oficial.

El plan que YPF elabora junto a la gigante malaya Petronas, consiste en un desarrollo modular, por etapas, que se espera que entre en producción en 2027 con un primer buque licuefactor con una capacidad de procesamiento de entre 1 y 2 MTPA (millones de toneladas anuales de GNL).

En septiembre de 2022 se firmó el acuerdo de entendimiento entre YPF y Petronas para la primera planta productora de GNL. El proyecto comprende la producción de gas en Vaca Muerta y el transporte por un gasoducto de 620 kilómetros hasta la terminal de procesamiento. Según informó YPF, en la fase 1, prevén la instalación de dos barcos licuefactores (la presente licitación), para producir 5 millones de toneladas por año, con una inversión estimada de u$s10.000 millones. 

En Vaca Muerta estiman que hay recursos de gas para 170 años de autoconsumo, siendo el gas el combustible de la transición energética. La única forma de llegar a todo el mundo es exportarlo a través de la tecnología de licuefacción. Para eso se requieren inversiones en producción, infraestructura y las plantas. 

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EnEl, la controladora de Edesur, se queda en el país

Finalmente la compañía italiana EnEl, controlante de la operación de Edesur en Argentina, dio marcha atrás con su decisión de vender y abandonar sus negocios en el país, y se queda tras la buena expectativa por las reformas que lleva a cabo el nuevo gobierno.

Así se lo hicieron saber sus representantes al Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, y el ministro de Economía, Luis Caputo, quienes los recibieron este lunes en la Casa Rosada.

Durante el encuentro, los representantes de la firma manifestaron la expectativa por el rumbo del Gobierno y las reformas económicas que se están llevando adelante, en especial sobre las desregulaciones propuestas en la Ley Bases para el sector energético.

También le confirmaron que buscarán no desprenderse de El Chocón, la generadora hidroeléctrica que controla en la Patagonia.

En representación de la empresa participaron Flavio Cattaneo, CEO global de EnEl; Claudio Weyne Cunha, Country Manager de Argentina; Alejandra Martínez, directora de Relaciones Externas; y Juan Carlos Blanco, presidente de Edesur. 

EnEl es una empresa multinacional productora y distribuidora de energía eléctrica y gas, cuyo principal accionista es el Estado italiano y con sus actividades centradas principalmente en los mercados de Europa y América Latina. Cuenta con tres plantas generadoras de energía eléctrica en el país.

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Se conoció el primer ganador del concurso abierto de YPF Química

YPF Química ha marcado un hito en su iniciativa de innovación abierta. Esta tarde se anunció el primer ganador de este gran concurso impulsado por la petrolera nacional: el equipo de Bioeutectics. La iniciativa busca emprendedores y start-ups con proyectos innovadores con potencial para impactar positivamente en la cadena de valor del negocio.

Como líder en producción de químicos en Argentina, YPF Química se posiciona como un actor clave en la generación de soluciones creativas y sustentables. El Challenge YPF Química INN-LAB 2023 representa un paso significativo en esta dirección, al combinar el mundo académico-industrial con el químico y brindar acceso a una amplia gama de talento y perspectivas.

El premio otorgado al proyecto ganador incluye un monto económico destinado a impulsar aún más su desarrollo e innovación. El jurado del evento, compuesto por destacados expertos del sector, tanto interno de YPF como del Instituto Petroquímico Argentino y de la Cámara de la Industria Quimica y Petroquímica, quienes evaluaron rigurosamente las propuestas para seleccionar al ganador.

¿Quién fue el ganador de este gran concurso abierto?

El equipo ganador de Bioeutectics, es una empresa que se dedica a desarrollar solventes naturales y 100% biodegradables. Sergio David Pasini Cabello, COO y Co-founder, comentó que “Como parte del equipo de Bioeutectics, queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a YPF QUÍMICA por brindarnos la oportunidad de participar en el evento Challenge INN-LAB”.

“Fue una experiencia maravillosa y nos permitió tanto conocer a la gente de YPF desde adentro como establecer valiosas conexiones con los demás proyectos participantes. Estamos emocionados por las futuras posibilidades de colaboración y creemos que, al trabajar juntos, podemos lograr una sinergia que contribuya a un mundo más sustentable y amigable con el medio ambiente. ¡Sigamos construyendo un futuro mejor para todos!”, concluyó.

¿De qué se trató el concurso de YPF Química?

El Challenge YPF Química INN-LAB 2023 atrajo la atención de 31 participantes, de los cuales solo 6 llegaron a la etapa final. Previamente al evento final, los equipos finalistas disfrutaron de la “Experiencia YPF”, que incluyó visitas a instalaciones de YPF como la Torre de Puerto Madero, el Complejo Petroquímico de Ensenada y Y-TEC, el centro de investigación conjunto con el Conicet.

A lo largo del concurso, el equipo de YPF Química brindó un acompañamiento integral a los participantes, ofreciendo talleres de capacitación que abordaron temas clave como propuesta de valor y técnicas de presentación.

En resumen, el Challenge YPF Química INN-LAB 2023 no solo representa una oportunidad para fomentar la innovación en la industria química, sino también un compromiso continuo por buscar nuevas ideas que impulsen el desarrollo sostenible y transformen tanto a Argentina como al mundo.

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Neuquén quiere cobrar un canon por el uso del agua a las hidroeléctricas

Diputados de todos los bloques políticos que integran la Comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones de la Legislatura de Neuquén, expresaron su acuerdo para avanzar en el tratamiento y sanción del proyecto de ley presentado por el MPN para cobrar un canon por el uso y aprovechamiento del agua para la generación de energía eléctrica.

La iniciativa establece que las empresas que operan las represas hidroeléctricas, paguen por el recurso que utilizan (en este caso el agua de los ríos Limay y Neuquén) y que por Constitución Nacional es propiedad de la provincia.

Con los fondos obtenidos por el cobro del canon, que se estiman entre 10 mil y 15 mil millones de pesos mensuales, los diputados plantean una distribución que abarca desde un subsidio de la tarifa eléctrica a comercios, industrias y familias con ingresos inferiores a la canasta básica hasta el otorgamiento de créditos blandos para los habitantes de la provincia con el objetivo de adquirir paneles solares; también la construcción de defensas costeras y obras de saneamiento; la elaboración y ejecución de proyectos de parques solares, eólicos, geotérmicos y otras energías renovables; y el otorgamiento de recursos para los municipios que tendrán como objetivo la construcción de infraestructura básica en loteos y asentamientos, y un extra para las localidades donde estén instaladas las represas.

Los porcentajes que se asignarán a cada uno de estos ítems es justamente uno de los aspectos que se sometará a debate de los diputados, dejando en claro que el valor del metro cúbico de agua sobre el cual se cobrará el canon a las empresas, será una facultad del Ejecutivo provincial.

El diputado del MPN y autor de la iniciativa, Claudio Domínguez, destacó el acuerdo de todos los bloques para avanzar en la sanción de la ley y explicó que “a partir de ahora vamos a trabajar de manera conjunta, atendiendo los aportes y las observaciones que hagan los diputados, tanto técnicas como legales, para poder sancionar la mejor ley que le permita a los neuquinos poder comenzar a cobrar este canon, a partir del cual se obtendrán recursos que serán destinados a mejorar la calidad de vida de las familias de todos los rincones de nuestra provincia”

Agregó además que “hoy las empresas que usan el agua del Limay y del Neuquén para generar energía, no pagan un peso, hacen negocios millonarios sin dejarle nada a la provincia”.

“Es muy bueno que la provincia de Río Negro haya decidido avanzar en el mismo sentido que Neuquén, y entre las dos jurisdicciones, si se establece por ejemplo un costo de 0.05 centavos de dólar el metro cúbico, podrían recaudar cerca de 25 mil millones de pesos por mes”, dijo el diputado.

Por su parte, la diputada Cielubi Obreque, enfatizó que “poder llegar a sancionar esta ley va a ser un acto de estricta justicia”, señalando que “ya está saldada la discusión en cuanto a la propiedad del recurso, en este caso el agua de nuestros ríos le pertenece a la provincia y por lo tanto tiene la facultad de cobrar por su uso”.

La legisladora anticipó además que el bloque del MPN se encuentra trabajando en otro proyecto de ley complementario, que dispone la creación de una empresa provincial de generación de energía. “Esto nos brindará una mayor fortaleza al momento de defender y aprovechar los recursos naturales que son de todos los neuquinos”, dijo Obreque.

Domínguez en tanto, reiteró que “desde que se dejó sin efecto la Tarifa Comahue, los neuquinos pagamos tarifas muy caras por el transporte de energía, ya que el kilómetro cero está fijado absurdamente en Buenos Aires, en lugar de donde realmente se genera”.

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ExxonMobil y Qatar Petroleum devuelven 3 áreas offshore por falta de hidrocarburos

Las petroleras ExxonMobil y Qatar Petroleum (QP) decidieron devolver la concesión de tres áreas offshore que estaban explorando en el sur del Mar Argentino, tras no detectar hidrocarburos mediante el método de adquisición sísmica.

Las áreas son la Cuenca Malvinas Occidental 113 (MLO 113) y MLO 117, que fueron transferidas al Estado Nacional. La medida fue publicada este viernes en el Boletín Oficial. Lo mismo ocurrirá con el bloque MLO18, que comparten ambas empresas, aunque todavía no se oficializó la resolución.

“Se hizo la devolución de los tres bloques debido a que el estudio de los resultados de la sísmica realizada no arrojaron resultados que mostraran una presencia hidrocarburifera suficiente para avanzar a una etapa posterior”, aseguraron fuentes de ExxonMobbil y Qatar Petroleum. A su vez, aclararon que esta determinación “no se vincula con el proceso de testeo del mercado.

Según indican las resoluciones 27 y 28 publicadas este viernes en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía formalizó la definición de ExxonMobil y QP. “Declárase la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área MLO 113, ubicada en el ámbito Costa Afuera Nacional, otorgado mediante la Resolución N° 648 de fecha 17 de octubre de 2019, a las empresas ExxonMobil Exploration y QP Oil and Gas”, informa la medida, que también se replica para MLO 117.

Cuenca Malvinas Oeste

La Cuenca Malvinas Oeste tiene nueve áreas licitadas que se encuentran en aguas que van de 100 a 600 metros de profundidad. ExxonMobil y Qatar Petroleum consiguieron la adjudicación de las áreas MLO 118, MLO 117 y MLO 113 en 2019. Forman parte de la licitación de 18 áreas correspondientes al Concurso Público Internacional Costas Afuera N° 1, lanzado en 2018 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino.

Las ofertas ganadoras en el concurso público alcanzaron un compromiso de inversión de US$ 724 millones para explorar áreas en el norte y sur del Mar Argentino y corresponden a las compañías YPF, Qatar Petroleum, Equinor, ExxonMobil, Total, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol, Wintershall, British Petroleum, Mitsui, ENI y Tullow.

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Aconcagua Energía aumentó casi 200% su producción de petróleo en 2023

La compañía energética Aconcagua Energía deja atrás un sólido 2023. Registró ingresos por 46,5 millones de dólares y aumentó su producción de petróleo casi 200%, mientras que la de gas creció arriba de 1500%. La firma, que cuenta con proyectos de generación renovable y áreas distribuidas entre la Cuenca Cuyana y la Neuquina, realizó inversiones por 119 millones de dólares.

Los ex ejecutivos de YPF y fundadores de Aconcagua Energía, Diego Trabucco y Javier Basso presentaron los resultados anuales y del cuarto trimestre (Q4) de 2023 ante la Comisión Nacional de Valores (CNV). La compañía obtuvo mejoras en la calificación crediticia que realizaron las agencias Fix SCR y Moody’s Argentina por su crecimiento sostenido y su modelo de negocio de compañía de energía integrada.

La sexta productora de hidrocarburos líquidos de Argentina informó que durante el cuarto trimestre de 2023 logró un Ebitda ajustado (beneficio antes de deducir gastos financieros) de 14,3 millones de dólares, unos 6.388 millones de pesos, lo que significó un incremento de 10,9 veces respecto del mismo período 2022.

En tanto la compañía alcanzó un Ebitda anual ajustado de 46,5 millones de dólares, que son unos 13.737 millones de pesos, durante el ejercicio 2023, lo que refleja un incremento de 8,4 veces respecto a 2022.

Por otra parte, las ventas del cuarto trimestre de 2023 ascendieron a 34,5 millones de dólares, lo que refleja un crecimiento de 8,1 veces sobre las ventas del mismo período en 2022. Mientras que las acumuladas a diciembre de 2023 ascendieron a 132,1 millones de dólares6,6 veces superiores a las ventas del mismo período del 2022.

“Aconcagua Energía ha demostrado un crecimiento armónico y sostenido, en producción de petróleo y gas, reservas, generación de energía, ventas e ingresos. Asimismo, la compañía ha mejorado permanentemente su participación en el mercado interno y externo, diversificando sus clientes, e integrando servicios claves para una mejor gestión de costos“, destacaron desde la firma.

En la presentación la firma expuso que creció 198% su producción de petróleo y 1513% la de gas. La producción total promedio de hidrocarburos durante el ejercicio 2023 alcanzó los 11.404 barriles equivalentes por día. La venta de hidrocarburos líquidos aumentó en el mercado interno 128% y creció 733% las exportaciones de petróleo. En tanto las ventas de gas, subieron más de 830% en el país.

Los ingresos totales por ventas aumentaron 561%. Se explica por una mejora en las áreas de Mendoza y Río Negro, y la incorporación de producción de las áreas convencionales adquiridas a Vista Energy el año pasado.

El costo de extracción mejoró de la mano del Modelo de Negocio Integrado de Aconcagua. En 2023, fue de 22,2 dólares por barril equivalente de petróleo (usd/boe), un 3% menos respecto al 2022, cuando rondó los 22,9 usd/boe. stos resultados se dan aún con la transacción por las áreas de Vista.

“En materia financiera y conforme con la política de endeudamiento máximo definida por sus accionistas (2,5x) para crecimiento orgánico, el nivel de apalancamiento Deuda/Ebitda ajustado fue de 2,3x“, subrayaron.

En el 2023, la firma realizó inversiones en forma conjunta con sus socios por 119 millones de dólares destinadas a infraestructura, equipos y perforación de pozos. Representó un incremento de 678% respecto a las realizadas en el 2022. A la vez, supera por un 63% a los 73 millones de dólares planificados para el año pasado.

“Para desarrollar este nuevo objetivo, la empresa energética consolidó una flota de 9 equipos de torre, incluyendo flush by, pulling, workover, y un equipo de perforación, el A-301″, destacaron desde la firma. Estos equipos están distribuidos entre la Cuenca Cuyana (norte de Mendoza) y la Cuenca Neuquina (Río Negro, Neuquén y sur de Mendoza).

Como parte del acuerdo alcanzado con Vista Energy, Aconcagua Energía incorporó durante 2023 más de 300 trabajadores. “Representa un crecimiento interanual en recursos humanos y experiencia en más del 100%”, subrayaron.

Aconcagua Energía continúa haciendo historia, además de incrementar su participación en el sector de hidrocarburos, también avanza en generación de energía eléctrica mediante la construcción de los dos parques solares en la provincia de Mendoza, más la generación térmica e hidroeléctrica tras la reciente incorporación de los activos de Orazul Argentina”, indicaron.

Además, durante el 2023, Aconcagua también estableció alianzas con diversas organizaciones e instituciones académicas y sociales en post de llevar adelante programas de formación y fortalecimiento educativo, social y deportivo en las tres provincias donde opera.

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Pampa Energía obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2023

La Fundación Premio Nacional a la Calidad distinguió a Pampa Energía por sus acciones de transformación digital, destacando la constante búsqueda por superar desafíos y alcanzar nuevas metas. 

Benjamín Guzmán, director de Producción e Ingeniería de Generación Eléctrica, afirmó que: “En Pampa desarrollamos diferentes iniciativas para que nuestros activos sean cada vez más eficientes. El trabajo que estamos realizando en nuestro segmento de generación nos llena de orgullo y este premio nos motiva a seguir por este camino”. Y agregó: “Durante 2023 fuimos la empresa privada que más energía eléctrica generó, alcanzando una disponibilidad operativa por encima del promedio país”. 

El Premio Nacional a la Calidad fue establecido por la Ley N° 24.127 y tiene como objetivo la promoción, desarrollo y difusión de los procesos y sistemas destinados al mejoramiento continuo de la calidad de los productos y servicios que se originan en el sector empresario y en la esfera de la administración pública. Este galardón reconoce a las organizaciones que abordan en su proceso de transformación digital en pos de afrontar las demandas del contexto, incrementando su competitividad y sustentabilidad. 

Pampa Energía es una de las mayores generadoras del país. Opera nueve centrales térmicas, tres hidroeléctricas y cuatro parques eólicos, con una potencia instalada que alcanza los 5.332MW. Además, se encuentra desarrollando el Parque Eólico Pampa Energía VI de 140MW en la localidad de Bahía Blanca. 

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Estiman que la producción de gas natural de Estados Unidos disminuirá en 2024

La producción de gas natural de Estados Unidos disminuirá en 2024, mientras que la demanda aumentará hasta alcanzar una cifra récord, indicó el martes la gubernamental Administración de Información de Energía (EIA) en su informe Perspectivas Energéticas a Corto Plazo.

Según las previsiones de la EIA, la producción de gas seco disminuirá desde un récord de 103.790 millones de pies cúbicos diarios (mpcd) en 2023 a 103.350 mpcd en 2024, ya que varios productores han reducido sus actividades de perforación después de que los precios cayeran a un mínimo de 3 años y medio en febrero.

Para 2025, la EIA prevé que la producción aumente a 104.430 mpcd.

La agencia también prevé que el consumo nacional de gas aumente de un nivel histórico récord de 89.090 mpcd en 2023 a 89,680 mpcd en 2024, antes de reducirse a 89.210 mpcd en 2025.

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El Gobierno volvió a prorrogar las concesiones de las represas hidroeléctricas del Comahue

El Gobiernmo volvió a prorrogar por 60 días corridos los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas Alicurá, El Chocón Arroyito, 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.

La prórroga tiene vigencia desde mañana para las tres primeras, mientras que para Piedra del Águila comenzará el 28 de abril, de acuerdo con la Resolución 33/2024 de la Secretaría de Energía, publicada ete lunes en el Boletín Oficial.

Según lo dispuesto, las concesionarias deberán continuar a cargo del complejo hidroeléctrico correspondiente y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato, “a los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad”.

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. 

El Poder Ejecutivo señaló que las prórrogas fueron dispuestas en virtud de la información oportunamente presentada por ENARSA y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), “a los fines de realizar un traspaso ordenado tanto de los bienes, como de la operación y mantenimiento de las centrales, sin perjuicio de la facultad de la Secretaría de Energía de ampliarlo hasta el plazo máximo fijado en los contratos”.

A principios de año, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anticipó cuál será el futuro de las concesiones frente al reclamo de los Gobiernos de Neuquén y Río Negro por una participación tripartita en el control de las centrales. 

El funcionario explicó que los contratos pueden extenderse por 12 meses a criterio unilateral del Gobierno nacional. “Luego se decidirá si las toma Enarsa o se relicitan”, enfatizó.

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Colapsó el sistema interconectado del NOA y tres provincias sufrieron un apagón

Un masivo apagón de electricidad afectó desde las 13.30 de ayer distintas zonas y decenas de localidades de las provincias de Salta, Jujuy y Tucumán por un colapso del Sistema Interconectado Nacional (SADI) en el NOA.

“Informamos que cerca de las 14 se registró un colapso en el Sistema Interconectado Nacional (SADI), lo que provocó severos cortes de suministro en el área NOA, afectando en mayor medida a Salta, Jujuy y Tucumán”, indicaron desde la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (Edesa).

Al mismo tiempo, la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET SA) informó que los cortes registrados durante el mediodía de este jueves “fueron motivados por la salida de servicio de la Línea de Alta Tensión que une la Central de Generación de El Bracho con la Estación Transformadora Cevil Pozo”.

De acuerdo con datos proporcionados por Cammesa, la demanda de energía eléctrica en la zona NOA experimentó una caída abrupta, descendiendo de 2.605 MW a 1.522 MW aproximadamente a las 13:55 hs. Esta situación ha afectado considerablemente la capacidad de suministro en la región, generando interrupciones generalizadas en el servicio eléctrico.

La interrupción del servicio eléctrico ha tenido repercusiones significativas, llevando al Gobierno de Tucumán a tomar la decisión de suspender las clases hasta el próximo lunes. Esta medida se ha tomado en consideración de las altas temperaturas que azotan la provincia y la imposibilidad de garantizar condiciones adecuadas en las instituciones educativas debido a los cortes de luz. 

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Shell le comprará energía eólica y solar a Genneia para Vaca Muerta

Un acuerdo estratégico entre Shell y Genneia permitirá abastecer con energías renovables a los yacimientos de Vaca Muerta. Ricardo Rodríguez, presidente de Shell Argentina, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, sellaron la alianza y dieron detalles.

El compromiso estará dentro del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un programa que permite la venta de energía limpia entre privados. Es así que Genneia, que es la compañía líder en el país de generación desde fuentes renovables, aprovisionará desde el 1 de mayo y por siete años las operaciones de Shell en Neuquén.

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

Shell está ampliando su infraestructura para poder procesar más petróleo y gas de Vaca Muerta, pero también realizó obras de electrificación en 2022 que le permitieron conectarse a la red nacional eléctrica, una vía clave para poder comprar energía verde.

“Este acuerdo es muy significativo para la ambiciosa estrategia de descarbonización de nuestras operaciones en Vaca Muerta. Abastecer con energía eólica y solar nuestras plantas de procesamiento y consumo de pozos productivos traerá un avance muy importante en nuestras metas de reducción de emisiones en el país”, celebró Rodríguez de Shell Argentina.

Como dijo Rodríguez, la compañía avanza con una estrategia de descarbonización en el país, y en particular en Vaca Muerta, en línea con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global. Con este acuerdo, Shell se asegura mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también hacer una contribución directa al desarrollo de las renovables en Argentina.

Por su parte, Genneia sigue creciendo en el MATER, expandiendo su cartera de clientes, compuesta actualmente por más de treinta empresas. El CEO Bernardo Andrews manifestó: “Estamos orgullosos de acompañar a Shell con sus objetivos estratégicos de reducir las emisiones de carbono, aumentar la eficiencia energética y que confíen en Genneia para alcanzarlos. Nuestras energías renovables y limpias son la base para la transición energética”.

Los contratos de suministro a largo plazo (PPA) son una de las soluciones energéticas que Genneia pone a disposición de todas aquellas empresas comprometidas con un desarrollo sostenible. Este tipo de soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

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Los vehículos eléctricos, en 3 años, serán más baratos de producir que los de combustión interna

Un nuevo informe de Gartner predice que, en tan solo 3 años, los vehículos eléctricos (EV) serán más baratos de producir que sus contrapartes a gasolina, los vehículos de combustión interna (ICE). Esto podría significar un punto de inflexión para la adopción generalizada de los EV.

Durante muchos años, los detractores de los vehículos eléctricos se han mostrado pesimistas ante la posibilidad de que éstos lleguen a generalizarse porque, según ellos, siempre serán siempre más caros que los impulsados por combustibles fósiles.

Los expertos del mercado han señalado en repetidas ocasiones que los EV tienen que alcanzar la paridad de costes con los vehículos de combustión interna si quieren desplazarlos de nuestras carreteras.

Por suerte para los aficionados a los vehículos eléctricos, cada vez hay más pruebas de que esto podría ocurrir antes de lo que muchos esperan. La dura competencia, especialmente de China, y el exceso de oferta en el mercado se han convertido en una pesadilla para empresas como Tesla Inc, el fabricante de automóviles más valioso del mundo, envuelto en interminables guerras de precios.

Tesla ha visto cómo sus márgenes de beneficio se desplomaban en los últimos años después de recortar repetidamente los precios de sus modelos, con la fuerte caída del precio de los materiales de las baterías incapaz de compensar totalmente la bajada de los precios de venta.

Esto es, obviamente, una mala noticia para los inversores en vehículos eléctricos, pero es una buena noticia para los compradores de vehículos eléctricos. De hecho, el modelo más asequible de Tesla es ahora más barato que su homólogo con motor de combustión interna:

“El precio de partida del Model 3 es ahora 6.500 dólares inferior al del BMW Serie 3 más barato, que a menudo se considera el competidor de gasolina más directo de la berlina de Tesla”, señala Bloomberg.

Pero un experto en el mercado cree ahora que esto se convertirá en una tendencia en toda la industria en cuestión de años.

Gartner ha pronosticado que la producción de vehículos eléctricos será más barata que la de vehículos con motor de combustión interna del mismo tamaño en un plazo de tres años, gracias en gran parte a las mejoras en los métodos de fabricación, cuyos costes de producción caen más rápido que los de las baterías.

“Los nuevos fabricantes de vehículos eléctricos quieren redefinir en gran medida el statu quo de la automoción. Aportan nuevas innovaciones que simplifican los costes de producción, como la arquitectura centralizada de los vehículos o la introducción de gigacadenas que ayudan a reducir el costo de fabricación y el tiempo de montaje, que los fabricantes de automóviles heredados no han tenido más remedio que adoptar para sobrevivir”, aseguró Pedro Pacheco, vicepresidente de investigación de Gartner.

Desafortunadamente, la feroz competencia en este sector provocará la desaparición de muchas empresas emergentes de vehículos eléctricos, como ya hemos visto en el caso de Lordstown Motors y Proterra.

Gartner ha pronosticado que, para 2027, el 15% de las empresas de vehículos eléctricos fundadas en la última década habrán quebrado o habrán sido adquiridas. Según Pacheco, el sector de los EVs «…simplemente está entrando en una nueva fase en la que las empresas con los mejores productos y servicios ganarán a las restantes».

“La quiebra de Lordstown indica que los días de las empresas emergentes de EV de éxito están en el retrovisor. En el futuro, serán Tesla y las empresas tradicionales las que se disputen la cuota de mercado”, declaró a Reuters Thomas Hayes, presidente del fondo de cobertura Great Hill Capital, poco después de que Lordstown se declarara en quiebra. La empresa se hundió tras no poder resolver una disputa sobre una inversión prometida por la taiwanesa Foxconn.

Otra desventaja del abaratamiento de los vehículos eléctricos: según Gartner, el costo medio de la reparación de la carrocería y la batería de un vehículo eléctrico tras un accidente grave aumentará un 30% de aquí a 2027, lo que significa que será más barato dar por perdido el vehículo que acometer las reparaciones.

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La energética Equinor pone en marcha una planta solar en Brasil

Equinor ha puesto en marcha una planta solar de 531 megavatios en Brasil, lo que aumenta en un 30% su producción de energía en el país sudamericano, informó este viernes la mayor energética noruega.

La planta solar de Mendubim, de 531 MW, producirá 1,2 teravatios por hora (TWh) de energía al año, de los que alrededor del 60% se venderán en virtud de un acuerdo de compra de energía (PPA) a 20 años denominado en dólares estadounidenses con Alunorte, uno de los principales proveedores mundiales de alúmina para la industria del aluminio.

El resto de la producción de Mendubim se venderá en el mercado eléctrico brasileño, según dijo Equinor en una nota de prensa. El proyecto se desarrolla y explota como empresa conjunta entre Scatec, Hydro Rein y Equinor.

Los tres socios tienen una participación económica del 30% en el proyecto. Junto con el inicio de las operaciones comerciales, Alunorte ha ejercido su opción de compra y ahora posee el 10% restante.

Olav Kolbeinstveit, vicepresidente senior de onshore y mercados dentro de Renovables en Equinor, afirmó: “Equinor lleva más de dos décadas operando en Brasil y consideramos que el país es una zona clave para el crecimiento rentable a largo plazo”.

“Al invertir en energías renovables, apoyamos las ambiciones de Brasil de diversificar su combinación energética y contribuimos a satisfacer el crecimiento previsto de la demanda de electricidad en el país”.

Se espera que la central ofrezca una rentabilidad real del proyecto que se sitúe entre el 4% y el 8%, según las previsiones de Equinor para las energías renovables.

La empresa energética noruega es una de las grandes compañías internacionales que han invertido directamente en el desarrollo y la generación de proyectos de energía solar y eólica marina, aunque la rentabilidad de su división de energías renovables sigue estando muy por detrás de los beneficios del petróleo y el gas.

El año pasado, Equinor compró la empresa brasileña de energías renovables terrestres Rio Energy, que incluye el parque eólico terrestre productor Serra da Babilonia 1, de 0,2 GW, y una cartera de proyectos eólicos y solares terrestres.

En energía solar, Equinor opera en Brasil, Polonia y el norte de Europa. En Estados Unidos, la Autoridad de Investigación y Desarrollo Energético del Estado de Nueva York (NYSERDA) acaba de anunciar que el proyecto Empire Wind 1 de Equ inor es uno de los ganadores condicionales de su cuarta ronda de licitaciones de energía eólica marina.

Equinor y la NYSERDA negociarán ahora un contrato de compraventa de certificados de energía renovable eólica marina (OREC), cuya ejecución está prevista para el segundo trimestre de 2024.

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La caída de la construcción en China lleva a las refinerías a recortar la producción

El descenso de la actividad de la construcción en China ha presionado a las refinerías independientes para que empiecen a recortar la producción de diésel.

El diésel es la principal producción de las pequeñas refinerías chinas, llamadas teteras, para las que fueron buenos tiempos mientras el mercado inmobiliario estaba en auge. Pero el boom parece haber llegado a su fin, lo que ha obligado al sector a cambiar de marcha.

Bloomberg ha informado hoy de que los índices de explotación de las refinerías independientes de Shandong han caído a su nivel más bajo en dos años y que los índices de ejecución son los más bajos de los últimos nueve años.

“La demanda de diésel, desde la minería hasta las infraestructuras, está muy por debajo de las expectativas”, declaró un analista de Mysteel OilChem, citado por Bloomberg.

Zhang Xiao añadió que el sector logístico ha sido la excepción, señalando que incluso allí, el GNL estaba sustituyendo al diésel como combustible para vehículos pesados.

Muchas refinerías privadas chinas empezaron el año con dificultades, presionadas por la subida de los precios de importación del petróleo sancionado y la reducción de los márgenes de refino, en un contexto de caída de los precios nacionales del diésel ante el debilitamiento de la economía china.

El margen agregado de los distintos combustibles de las refinerías privadas se ha desplomado un 50% en el último año.

La semana pasada, el margen cayó a su nivel más bajo desde principios de noviembre de 2023, según datos de Mysteel OilChem citados por Bloomberg en febrero.

Esto se produjo tras un año estelar para la industria en 2023, con récord de importaciones de crudo y también récord de producción nacional.

Las importaciones de crudo aumentaron un 11% interanual, hasta 11,28 millones de barriles diarios en 2023, según datos de la Administración General de Aduanas.

La producción nacional de petróleo alcanzó los 208 millones de toneladas en total, es decir, 3 millones de toneladas más que en 2022. La media diaria se situó en torno a los 4,2 millones de barriles.

El procesamiento diario en las refinerías alcanzó un máximo histórico de 14,7 millones de barriles. Las refinerías independientes representan aproximadamente una cuarta parte de la capacidad total de refino del país.

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La Rioja alimentó la red nacional con 217MW de energía renovable y se destaca a nivel mundial

EÓLICA

El Parque Eólico Arauco (I, II y III) abastece al sistema nacional de energía contribuyendo a que en los hogares del país llegue la energía eléctrica a través de un método amigable con el medio ambiente.

El Parque Eólico Arauco (PEA) en los últimos diez años logró un ahorro de importaciones de 500 millones de dólares.

El circuito de la energía en la provincia de La Rioja se basa en el Parque Arauco, que cuenta con una capacidad instalada de 217 megavatios (MW) y tiene planes de expansión tanto en energía eólica como fotovoltaica. Esta capacidad representa aproximadamente el 70% de la energía eléctrica consumida en la provincia o el 100% de los hogares riojanos.

Sin embargo, como todo parque de energía de la República Argentina, el parque Arauco está conectado al Sistema Interconectado Nacional (SADI). La energía generada por el parque se inyecta en el SADI y se distribuye según la demanda en todo el país. Con un precio fijado por megavatio hora (MWh) generado y no puede ser modificado por la provincia o el parque.

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Uruguay firmó acuerdo para la construcción de planta de hidrógeno verde en Paysandú

El Gobierno de Uruguay ha dado un paso significativo hacia la diversificación y sostenibilidad energética del país al firmar un memorando de entendimiento con la reconocida firma internacional energética HIF Global. Este acuerdo, rubricado en la Torre Ejecutiva de Montevideo, sienta las bases para la construcción de una planta de hidrógeno verde en Paysandú, al noroeste del territorio nacional, con una inversión estimada de 6.000 millones de dólares estadounidenses.

Rodrigo Ferrés, secretario de la Presidencia uruguaya, destacó la importancia de este acuerdo al afirmar que HIF Global es un consorcio serio y experimentado, lo que convierte a esta inversión en la más grande en la historia del país. El memorando representa la fase preliminar antes de la firma del contrato de inversión, para lo cual se llevará a cabo un exhaustivo estudio de factibilidad del proyecto.

La planta de hidrógeno verde en Paysandú no solo supondría una inversión considerable, sino que también generaría alrededor de 300 puestos de trabajo permanentes en la región. El canciller y ministro interino de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Omar Paganini, adelantó que esta planta estaría dedicada a la producción de combustibles sintéticos, los cuales serían catalogados como “verdes” y “carbono neutrales”.

Este anuncio llega en un momento crucial para Uruguay en materia energética, ya que recientemente la Administración del Mercado Eléctrico (ADME) informó que el 100% de la generación de electricidad en el país provino de fuentes renovables. La destacada presencia de energía eólica, hidráulica, solar y biomasa en la matriz energética uruguaya refleja el compromiso del país con la transición hacia un modelo más sostenible y amigable con el medio ambiente.

Fuente: Revista Nuevas Energías Online

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Por la quita de subsidios de Nación, Kicillof autoriza nuevos aumentos en la tarifa de luz

A través de una resolución del Boletín Oficial, el Gobierno de la provincia de Buenos Aires autorizó este jueves a varias empresas prestadoras de energía para que puedan aumentar la tarifa de luz a partir del próximo mes.

“Las tarifas de distribución aplicables al abastecimiento de usuarios reflejarán los costos de adquisición de la electricidad, de transporte y su expansión y los costos propios de distribución que se reconozcan por el desarrollo de la actividad específica de distribución de la electricidad, en virtud de los contratos otorgados por la Provincia o las Municipalidades”, expuso el Gobierno bonaerense.

En rigor, el Ejecutivo provincial actualizó el Valor Agregado de Distribución (VAD) de los cuadros tarifarios de las empresas que prestan el servicio de energía eléctrica en territorio bonaerense, es decir EDELAPEDEAEDENEDES y las cooperativas.

Vale mencionar que el VAD es uno de los tres segmentos que integran el precio de la luz pagado por los usuarios, además del costo del transporte y de la generación. En ese sentido, el mismo representa cerca del 30% de la tarifa, y corresponde a los costos del servicio domiciliarios, de mantenimiento, de inversión y de comercialización de la empresa.

Por lo que, el aumento en la boleta de luz variará según el uso y el tipo de vivienda que consume la energía, y se compone entre un costo fijo y un costo variable de acuerdo al consumo. La tarifa 1, que corresponde a “pequeñas demandas” de uso residencial, se divide de entre R1 y R2: en el primer caso, los hogares que tengan un gasto de hasta 150 kWh por mes, el costo fijo pasará a $1586,97 y el variable se irá a $22.78.

En cuanto a la tarifa 1 R2, la cual abarca consumos de entre 151 y 325 kWh mensuales, el aumento determina que el costo fijo escalará hasta $3.895, mientras que el variable quedará en $18,02. Lo mismo ocurrirá para aquellos que hayan insumido entre 326 y 400 kWh, que deberán pagar $5.051,97 y $18,68, respectivamente.

Además, las boletas de luz de aquellos que consumieron entre 451-500 kWh figurarán con un costo fijo de $8.556,83 y uno variable de $22,20; para los que se ubican entre los 500 kWh y los 600 los montos quedaron en $14.713,48 y $27,46; y los usuarios que hayan gastado de 601 kWh a 700 deberán abonar desde $20.442 y $31,41.

También, las personas que hayan consumido de 701 a 1400 kWh, el aumento determina que las cifras que deben pagar ascenderán a $29.616,85 y a $33,90; y quienes superen los 1400 kWh tendrán la suba más fuerte de esta categoría: pagarán $35.660,30 de cargo fijo y $34,41 de variable.

Por último, la tarifa 4, que abonan las Pequeñas Demandas Rurales Residenciales, tendrá estos aumentos de luz: de 0 a 325 kWh, el cargo fijo llega a $6.562,37 y el variable de $10,65; de 326 a 500 kWh, $11.950,46 y $13,76; entre 501 y 700 kWh se abonarán $22.783 y $18,06; y quienes se excedan los 700 kWh al mes tendrán un cargo fijo de $32.480 y uno variable de $18,68.

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Catamarca: la Justicia ordenó paralizar la extracción de litio en el Salar del Hombre Muerto

Tras una acción de amparo ambiental iniciada en 2021 por el cacique Román Elías Guitian, la Corte de Justicia de Catamarca ordenó al Gobierno de la provincia paralizar la extracción de litio en el Salar del Hombre Muerto, instando a las autoridades a que se abstengan de otorgar nuevos permisos en la zona del río Los Patos hasta que se lleve a cabo un nuevo estudio de impacto ambiental acumulativo e integral.

La resolución impacta en los intereses económicos de la actividad extractiva ya que, ahora, el Gobierno y las empresas deberán trabajar en los estudios de impacto ambiental para definir si la actividad puede o no continuar su desarrollo.

El caso fue analizado por la Corte de Justicia de la provincia, integrada por los jueces María Fernanda Rosales Andreotti, Carlos Miguel Figueroa Vicario, Fabiana Edith Gómez, José Ricardo Cáceres, Rita Verónica Saldaño, Néstor Hernán Martel y Marcela Isabel Soria Acuña, como ministra subrogante.

Guitian inició la demanda por derecho propio y en representación de la Comunidad Originaria Atacameños del Altiplano, exigiendo que se ordene a la provincia de Catamarca revocar los decretos y las resoluciones ministeriales que autorizaron los proyectos mineros “Ampliación de proyecto Fenix” y “Sal de Vida”, de las empresas Livent (Minera del Altiplano SA) y Galaxi Lithium SA, respectivamente.

Lo mismo pidió para todo otro proyecto de litio situado en la Subcuenca Salar del Hombre Muerto, hasta que se realice una evaluación de impacto ambiental interjurisdiccional y acumulativa y se determine la línea de base ambiental de las Subcuencas del Hombre Muerto y Carachi Pampa-Incahuasi o Punilla. En todas las etapas, la Comunidad deberá tener derecho de consulta.

Según resaltó Guituan, la Constitución Nacional indica que las provincias deben ejercer el poder de policía ambiental por ser titulares del dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio, e hizo hincapié en la Ley de Protección Ambiental para la Actividad Minera N° 24585.

En tanto, en una nueva presentación en abril del 2023, el cacique amplió la demanda denunciando nuevos hechos e insistió con que se conceda la medida cautelar peticionada.

La resolución de la Justicia

En el voto por mayoría emitido por Figueroa Vicario, Edith Gómez, Saldaño, Martel y Soria Acuña, los ministros señalaron que “se encuentra constatado el daño ambiental, en el río Trapiche“, lo cual “surge por las autorizaciones concedidas a la minera proyecto Fénix para construir una represa de agua para captar agua del Río Trapiche y utilizarla en su producción, existe alteración del mismo y del ecosistema de la zona por la inexistencia de cause de agua, debido a su sequía como consecuencia directa del desarrollo de la actividad minera y que se encuentra en proceso de restauración, informe brindado por la Dirección Provincial de Gestión Ambiental Minera”.

“También se constata la existencia de 6 proyectos mineros para la extracción de litio, ubicados en la Cuenca del Río de Los Patos – Antofagasta de la Sierra: Fénix, Sal de Vida, Sal de Oro, Virgen del Valle Litio, Candelas, Candelas Oeste. Todos los proyectos mineros, en sus diferentes etapas, inciden sobre la misma zona, y no se advierten acciones tendientes al estudio de impacto ambiental de forma integral y acumulativa, como lo exige a modo de presupuesto mínimo la materia ambiental, a fin de poder conocer la situación real y potencialmente riesgosas o dañina”, señalaron.

En este sentido, advirtieron que “reviste gran importancia, el detalle e identificación de varios permisos de explotación de aguas subterráneas de la Cuenca Río Los Patos del Salar del Hombre Muerto del Dpto. Antofagasta de la Sierra, por Decretos del Poder Ejecutivo y Disposiciones para los proyectos mineros, lo que implica un desdoblamiento de las áreas del Estado Provincial, por un lado, se emiten las DIA de los emprendimientos mineros, en la órbita del Ministerio de Minería de la Provincia; y en el Ministerio de Agua, Energía y Medio Ambiente (Secretaria de Recursos Hídricos), se tramitan y otorgan las concesiones del agua, esta modalidad atenta contra este estudio y análisis integral y acumulativo“.

El tribunal se declaró competente para entender en la causa, declaró formalmente procedente la acción de amparo ambiental promovida, ordenó publicar en el Boletín Oficial de la Provincia y en un diario local la existencia de la tramitación de la presente causa conforme los lineamientos fijados en el art. 16 de la Ley 5034, y dispuso “hacer lugar par.cialmente a la medida cautelar solicitada”.

Y ordenó: “En consecuencia, ordenar al Ministerio de Minería de la Provincia de Catamarca – Dirección Provincial de Gestión Ambiental Minera, en calidad de Autoridad de Aplicación de la Ley Nacional Nº 24585 de Protección Ambiental para la Actividad Minera y la Ley Nº 25675, a la realización de un estudio de impacto ambiental acumulativo e integral del desarrollo de la actividad minera (litio), que deberá versar sobre el impacto ambiental acumulado sobre el Río Los Patos – Salar del Hombre Muerto – Dpto. Antofagasta de la Sierra, sobre el paisaje, la fauna y flora del lugar, el clima y el ambiente en general, como las condiciones de vida de los habitantes del lugar y de la comunidad indígena afectadas”.

En ese contexto, dispuso que “deberá abstenerse el Ministerio de Minería de la Provincia de Catamarca y el Ministerio de Agua, Energía y Medio Ambiente, de otorgar nuevos permisos/autorizaciones, o declaración de impacto ambiental (en los términos del Código de Minería y Ley de Aguas de la Provincia) con respecto a obras u actividades en el Río Los Patos – Salar del Hombre Muerto – Dpto. Antofagasta de las Sierras, hasta tanto se cumpla con la realización del estudio de impacto ambiental acumulativo e integral”.

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Salta reclama gestiones a Nación para que no falte gas en invierno

El Gobierno de Salta refuerza las gestiones con Nación para que este invierno no falte gas en la región ante la noticia de que la reversión del Gasoducto del Norte no estará lista para julio de este año. El pedido es para que Nación trámite ante Bolivia, Brasil o Chile el suministro de ese hidrocarburo y garantice el abastecimiento para domicilios e industrias.

El tema fue abordado en el reunión que mantuvieron los ministros del Gabinete provincial, encabezada por el titular de Infraestructura y de la Coordinación de Enlace y Relaciones Políticas, Sergio Camacho, y del coordinador Administrativo, Nicolás Demitrópulos

En el mensaje ante la Asamblea Legislativa, el pasado 1 de marzo, el gobernador Gustavo Sáenz destacó que “es fundamental para nuestro desarrollo que la Nación dé continuidad a obras iniciadas y comprometidas como el Gasoducto Norte, que los argentinos de la región necesitan para calefaccionar sus casas en invierno y las empresas para seguir produciendo”. Y en esa línea se llevan adelante las gestiones. 

El pedido tiene lugar después de que se conociera que las obras de reversión del Gasoducto Norte tienen demoras en los plazos y no estará operativo durante el invierno 2024.

Con este panorama, el gobierno argentino deberá llevar adelante negociaciones con Bolivia, Brasil y Chile para asegurar el suministro de gas durante los meses de mayor consumo por la temporada de invierno.

El proyecto es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. Se destinará al abastecimiento de industrias, a la generación de energía eléctrica, la conexión de nuevos hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades.

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La reversión del Gasoducto Norte suma interrogantes de cara al invierno

Las obras de reversión del Gasoducto Norte tienen demoras para los plazos que tenía previstos, ya que se aplazó el concurso de precios y la licitación porque tars el recambio presidencial la administración de Javier Milei pretendía cancelar el proceso por estar dentro de la Ley de Obra Pública que finalmente bajó a su mínima expresión por el ajuste económico que viene llevando adelante.

Si bien finalmente la empresa Enarsa aprobó este sábado las propuestas técnicas de las tres empresas constructoras; la UTE Techint-Sacde; BTU y la norteamericana Pumpco, que se disputan la adjudicación del renglón 1 de la licitación para revertir el Gasoducto Norte, es un hecho que esto demorará el plazo de finalización del tramo y no estará operativo durante el invierno 2024.

De acuerdo a la información brindada por el sitio Econojournal, el plazo inicial de ingreso en operación para julio de 2024, se extenderá al menos hasta septiembre de este año.

Con este panorama, el gobierno argentino deberá llevar adelante negociaciones con Bolivia, Brasil y Chile para asegurar el suministro de gas durante los meses de mayor consumo por la temporada de invierno.

El proyecto es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. Se destinará al abastecimiento de industrias, a la generación de energía eléctrica, la conexión de nuevos hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades.

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Crece la presión del Gobierno para que las distribuidoras paguen la energía

El gobierno nacional fijará por resolución que las distribuidoras no podrán financiarse más con Cammesa, y aumenta la tensión en la cadena de pagos del mercado eléctrico. Hoy hay otro vencimiento por pagar en el transporte y la generación de electricidad. Las empresas del sector adeudan alrededor de 380 millones de dólares.

Cammesa, la compañía controlada por el Estado, adeuda ya la mitad de los pagos de enero y la totalidad de febrero, lo que provocó reclamos de las empresas y advertencias acerca de la dificultad que atraviesan para cubrir salarios, como le sucedió a Transener.

En este contexto, la Secretaría de Energía publicará en los próximos días -según adelantó el diario La Nación- dos resoluciones para intentar regularizar una parte del mercado. Se trata de las deudas que acumulan las empresas de distribución eléctrica con Cammesa, entre las que están incluidas Edenor, Edesur, Edelap, Eden y Edes. La medida alcanzará también a empresas como Edersa.

Al 29 de diciembre pasado, las compañías le debían a Cammesa en total más de $305.650 millones (US$380 millones).

El Gobierno fijará por resolución que las distribuidoras no podrán financiarse más con Cammesa, una práctica común de los últimos años debido a los congelamientos tarifarios. Sucede que, como a las distribuidoras no les alcanzaban los ingresos para cubrir sus costos, se quedaban con parte de la recaudación de tarifas que le correspondía a la compañía controlada por el Estado.

Pese a que las empresas generadoras y transportistas le enviaron una carta al ministro de Economía, Luis Caputo, en el que advirtieron por el “serio riesgo del normal abastecimiento de electricidad”, en el Gobierno se mantienen firmes en su decisión de que “no hay plata”.

Señalan que el primer trimestre del año fue especial y que a partir de abril se regularizarán los pagos cuando empiecen a impactar en su totalidad los aumentos tarifarios.

En el acumulado del año, el Tesoro transfirió a Cammesa $140.000 millones, cuando la compañía había solicitado $884.043 millones solo en febrero para el cumplimiento de sus obligaciones mensuales. Se calcula que Cammesa les debe a las empresas del sector alrededor de $1 billón. En los próximos días se espera que el Gobierno convoque a las generadoras y transportistas para empezar a negociar cómo financiar el stock de deuda acumulada.

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Santa Cruz: despiden a 1.800 trabajadores en la represas por falta de financiamiento para continuar las obras

La UTE Represas Patagonia, a cargo de la construcción de las represas “ Néstor Kirchner” y “Jorge Cépernic” sobre el río Santa Cruz, anunció que prescindirá de parte del personal de la obra debido a falta de fondos para continuar el proyecto y, ante esta decisión, 1800 personas fueron despedidas.

Según informaron a través de un comunicado, tanto la UTE y el comitente Energía Argentina S.A. “se encuentran abocadas al tratamiento y resolución de temas contractuales pendientes (precedentes a las nuevas autoridades de ENARSA) para la continuidad de las obras de construcción de las represas sobre el río Santa Cruz”.

pic.twitter.com/qpGYCD75aY

— Represas Patagonia (@patagoniarep) March 13, 2024

“La resolución de los procesos contractuales pendientes, junto a al nuevo programa de ejecución de obra viable -ya elaborado en conjunto con el comitente-, permitirá continuar con la planificación exhaustiva de las actividades en obra”, agregaron.

“El Estado nacional está cumplimentando las condiciones subsecuentes de la enmienda del crédito necesarias para la continuidad de los desembolsos. Resuletas estas situaciones, podrá comenzar a recuperar los puestos de trabajo, sumar nuevos y aumentar las actividades, acorde al programa de trabajo consensuado por las partes”, indicaron.

“Seguimos trabajando en comunicación con Enarsa y en comunicación con los gremios que agrupan a los trabajadores para resolver las dificultades, y recuperar de forma paulatina el ritmo de las actividades. Entre todos vamos a alcanzar el objetivo común de concretar una obra tan importante para el futuro energético del país”, concluyeron.

La obra más grande de la Argentina se mantiene paralizada desde noviembre por la falta de financiamiento de los bancos de la República Popular China, que debían desembolsar 500 millones de dólares correspondientes a la nueva adenda del contrato para la construcción de las represas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner.

El mega proyecto – entre las dos centrales suman una potencia instalada de 1.310 MW – aportará casi un 12% de hidroenergía extra en el país.

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Gasoducto Norte: un nuevo competidor entra en escena y quiere quedarse con la obra

La reversión del Gasoducto Norte, la obra energética clave que se iniciará en la Argentina este año, tiene un protagonista inesperado.

La empresa BTU presentó la oferta más económicas para ganar la licitación de un tramo de la reversión del gasoducto, superando a la sociedad Techint-Sacde y a la internacional Pumpco, cuyo fundador es el propietario del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi.

Tras varias demoras, finalmente la estatal Energía Argentina (Enarsa) abrió los sobres económicos para licitar el último tramo que falta para avanzar con la reversión del Gasoducto Norte.

Se trata de una obra que cambiará el sentido del flujo de gas y permitirá reemplazar las importaciones de Bolivia por la producción de Vaca Muerta. 

En forma inesperada, la firma BTU presentó las ofertas más económicas, superando a la sociedad Techint-Sacde y a la internacional Pumpco.

La adjudicación de esta obra estaba prevista para noviembre del año pasado, pero luego de la victoria electoral de Javier Milei, la anterior gestión frenó el proceso para que quede en manos de sus sucesores.

Al asumir el actual presidente de Enarsa, Juan Carlos Doncel Jones, se decidió volver a licitar el tramo, ya que todas las ofertas que se habían presentado en la primera licitación se habían excedido del presupuesto económico.

Mientras tanto, se avanzó con la adjudicación de los otros dos tramos de la obra a la unión transitoria de empresas (UTE) Techint y Sacde, la constructora de Marcelo Mindlin.

Al volverse a licitar el primer tramo como si fuera un nuevo proceso independiente del anterior, se habilitó que Techint y Sacde pueden participar, ya que si se regía bajo las reglas de la primera licitación, ninguna empresa podría quedarse con los tres tramos de la obra. Por lo tanto, hubiera quedado descartada.

Pumpco, por su parte, también fue beneficiada con la decisión de licitar de nuevo el primer tramo, ya que en el proceso previo había quedado descalificada por cuestiones técnicas por la gestión anterior.

Pese a que tanto Techint-Sacde como Pumpco tenían una nueva oportunidad, finalmente la empresa que presentó la menor oferta fue BTU, la constructora de la familia Mundin, que ya participó en la construcción de un tramo del gasoducto Néstor Kirchner (GPNK).

BTU hizo ofertas por $74.300 millones y $83.541 millones para los dos renglones que componen este tramo de la obra; mientras que la UTE ofertó $86.768 millones y $138.221 millones, y Pumpco, $88.291 millones y $133.823 millones.

Las ofertas económicas ahora serán analizadas por la Comisión Evaluadora de Enarsa y se espera que el lunes se haga la adjudicación. 

Para el financiamiento de la obra, la empresa estatal cuenta con un crédito de US$540 millones del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe (CAF). 

El total del proyecto costaría US$740 millones, de los cuales el Estado ya financió alrededor de US$100 millones a través de la compra de los caños a Tenaris, del grupo Techint, que fue adjudicada mediante una licitación.

Enarsa explicó que el renglón uno consiste en la construcción de 22 km del gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, con caños de 36 pulgadas de diámetro, mientras que el renglón dos está compuesto por el tendido de dos loops (ampliaciones) paralelos al Gasoducto Norte de 62 km de extensión, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.

El proyecto se completa con otros 100 km del Gasoducto de Integración Federal, que ya está en construcción, y la reversión de cuatro plantas compresoras, dos ubicadas en Córdoba y las otras dos en Santiago del Estero y Salta, dijeron en la empresa estatal.

“La reversión del Gasoducto Norte, obra complementaria al GPNK, 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”, dijo la empresa.

Si bien se esperaba que esta obra esté lista para el invierno, debido a los retrasos en la licitación, en el sector no creen que se llegue a tiempo para la época de mayor demanda de gas.

Durante el invierno, en el norte argentino se consumen entre 18 y 20 millones de m3/d. Actualmente, con los barcos que se importan de gas natural licuado (GNL) y que ingresan al puerto de Escobar se transportan al norte del país 10 millones de m3/d, mientras que en las cuencas del norte se producen otros 3 millones de m3/d.

Según la estimación de demanda y precios del gas natural que publicó la Secretaría de Energía en la última audiencia pública, se espera que en el invierno se importe de Bolivia 4,5 millones de m3/d, a un valor de US$11,40 millón de BTU (medida que se utiliza en el sector).

En tanto, en julio se prevé importar 11,5 millones de GNL a un valor de US$13 el millón de BTU. El precio del gas promedio de Vaca Muerta para el invierno, por su parte, cuesta US$4,5 y aporta 55 millones de m3/d.

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Ucrania destruyó una refinería rusa

Ucrania atacó este martes objetivos en Rusia con docenas de drones y cohetes que infligieron graves daños a una importante refinería de petróleo y buscó perforar las fronteras terrestres de la mayor potencia nuclear del mundo con representantes armados.

Rusia informó que representantes ucranianos habían intentado cruzar la frontera rusa en al menos siete ataques que las fuerzas rusas habían repelido

Los representantes ucranianos de habla rusa revelaron que habían traspasado la frontera, afirmación negada por Rusia.

A dos años del conflicto entre Rusia y Ucrania, este martes un ataque con drones ucranianos provocó un incendio en una importante refinería considerada la segunda de mayor exportación de petróleo del mundo en la ciudad rusa de Nizhni Nóvgorod, informó el gobernador de la… pic.twitter.com/XrwCMjOkFf

— Noticias RNN (@NoticiasRNN) March 12, 2024

Moscú reportó que derribó 25 drones ucranianos en regiones como Moscú, Leningrado, Belgorod, Kursk, Bryansk, Tula y Oryol. 

“Una instalación de un complejo de combustible y energía fue atacada por vehículos aéreos no tripulados”, escribió Gleb Nikitin, gobernador de la región de Nizhni Nóvgorod, en Telegram.

Fuentes de la industria dijeron a la agencia de noticias Reuters bajo condición de anonimato que la principal unidad de destilación de crudo (AVT-6) en NORSI resultó dañada en el ataque, lo que significa que al menos la mitad de la producción de la refinería está detenida. Lukoil declinó deslizar comentarios.

“Formaciones terroristas ucranianas, apoyadas por tanques y vehículos blindados de combate, intentaron invadir el territorio de la Federación Rusa simultáneamente”, informó el Ministerio de Defensa, acerca de otro incidente bélico de las últimas horas.

La agencia de noticias TASS citó al Servicio Federal de Seguridad (FSB) diciendo que las fuerzas rusas habían matado a 100 personas y destruido múltiples vehículos blindados al combatir intentos de incursiones.

Por último, las fuerzas rusas tomaron el control de la localidad de Nevelske, en la región ucraniana de Donetsk, según informó el Ministerio de Defensa ruso, citado por la agencia de noticias RIA.

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“Una injusticia”: Sáenz reveló que en Salta pagan 9 veces más de luz que en Capital Federal

A través de sus redes sociales, el gobernador Gustavo Sáenz mostró dos facturas de luz que muestran la abismal disparidad en las tarifas que pagan los usuarios de Salta y los de la Capital del país de categorías idénticas.

Mientras que en Salta los usuarios abonan la exorbitante suma de $187.704 pesos, en Buenos Aires la tarifa correspondiente es de apenas $21.023 pesos. Esta disparidad, según el gobernador, evidencia una profunda injusticia en el sistema tarifario vigente.

“Esto realmente es una injusticia”, expresó Sáenz. “Dos facturas, no es relato, una de Capital Federal, la otra de Salta, de usuarios de categorías idénticas. Miren lo que cobran en Salta y miren lo que cobran en Capital Federal. Hay dos Argentinas, lo de primera y lo de segunda”, reclamó.

El gobernador señaló que esta situación no es un fenómeno nuevo, sino que es histórica y ha persistido a lo largo de diferentes administraciones gubernamentales. 

Asimismo, hizo hincapié en la falta de subsidios para la provincia de Salta en comparación con otras regiones, lo que agrava aún más la brecha en el acceso a servicios básicos como la energía eléctrica.

Las facturas bimestrales en Capital Federal cuentan con subsidios, mientras que nosotros no tenemos esa ventaja y además debemos pagar mensualmente“, explicó Sáenz. 

“Es algo histórico, no es culpa de este gobierno, ni del anterior, ni del anterior, ni del anterior. Ahora, ¿es injusto? Sí, por supuesto que es injusto. ¿Se puede revertir? Por supuesto que puede hacerse”, enfatizó.

Por último, instó a trabajar en pos de una Argentina federal donde todos los ciudadanos tengan las mismas oportunidades y derechos. “Una Argentina federal es posible, tenemos que lograrlo. Todos los argentinos con las mismas oportunidades. Gracias”, concluyó

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Cómo es el nuevo proyecto para construir el parque eólico más grande de La Pampa

Inversores privados y autoridades de la Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico continúan los pasos administrativos para la creación de un gran parque eólico a metros del río Colorado, al sudoeste de La Pampa.

El Parque Eólico Los Arroyos prevé 100,8 megavatios que podrían dar electricidad a entre 130 mil y 150 mil viviendas -según los promedio de consumo de La Pampa-, aunque los inversores -tomando otras zonas del país- hablan de 200 mil. Es decir, en cualquiera de los dos casos, abastecería a toda la provincia con energía limpia.

Según replicó Diario Textual, en las últimas horas se avanzó con un paso clave: la empresa Energías Renovables Los Arroyos solicitó su ingreso al Mercado Eléctrico Mayoristas (MEM) como agente generador.

En ese marco, informó que pretende conectarse al sistema a través de una nueva estación transformadora -a construir- con la Estación Transformadora Pichi Mahuida -que en su momento se levantó para abastecer de energía al Acueducto del Río Colorado-.

Es un paso clave. De todas maneras, aún restan otros pasos e incluso definir si -en las actuales condiciones económicas- la empresa cuenta con los recursos y si eventualmente avanzan con la obra.

En caso de concretarse, será el parque eólico más grande de la provincia. Para dar una idea de la magnitud, el Parque Eólico Banderita (en la zona de General Acha) produce 40 megavatios con 11 molinos de 3,6 MW c/u. En el caso del que se proyecta en Pichi Mahuida, sería más del doble de esa potencia. Inicialmente se proyectaron 23 molinos Vestas, con una potencia cada uno 5,6 megas, con lo que estimaron una potencia máxima de 128,8 megas para abastecer a 252.947 viviendas básicas.

Aclararon que podría modificarse el proyecto: de hecho, en el Boletín Oficial de la Nación esta semana ya pusieron la potencia en 100,8 megas (para abastecer unas 200 mil casas, según sus cálculos). Es decir, bajaron de 23 a 18 molinos.

Los molinos son inmensos. Cada uno tendrá tres aspas dispuestas a 120° (tendrán un diámetro de rotor de 162 metros y estarán montados sobre una torre de acero). La altura de buje será de 148 metros y la altura máxima total alcanzará los 229 metros.

El parque se pretende construir en un campo privado, ubicado sobre el río Colorado. El predio cuenta con una superficie total de 2.423 hectáreas (en rigor, se utilizarán 50 hectáreas de todo el campo), a 5 kilómetros al noroeste de la intersección de las rutas provinciales 34 y 11. Se encuentra a 50 kilómetros de Cuchillo Co, a 75 de La Adela, a 100 de Puelches, a 125 de Gobernador Duval y a 150 de General Acha.

Según se comunicó cuando se hizo el estudio de impacto ambiental, se considera que el ´proyecto es “compatible” con su entorno. “El 100 % de la obra se ubica en zona rural, no interfiere con áreas urbanas o periurbanas. Por este motivo, no se identifica incompatibilidad entre el proyecto y la zona donde se instala”, se informó. “De acuerdo con los resultados del estudio, no se identifican efectos no deseados significativos derivados del Proyecto. Los impactos (ambientales) detectados son de nivel medio o bajo y se controlan con una correcta gestión ambiental. Los efectos no deseados del proyecto se atenúan con la instrumentación del Plan de Medidas de Mitigación y los programas desarrollados en el Plan de Gestión Ambiental y Plan de Monitoreo, tanto para la etapa de construcción como de operación, que forman parte integrante de este documento, el cual incluye todas las recomendaciones necesarias para realizar la construcción de la obra”.

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Destacan que el parque eólico Arauco en La Rioja brinda 500 fuentes de empleo

Ariel Parmigiani, director de Parque Eólico Arauco, resaltó el desarrollo económico y el impacto en el empleo de La Rioja que tiene la construcción del parque eólico.

En declaraciones a Radio La Torre, desmintió las afirmaciones del diputado Martín Menem, quien sugirió la desaparición del parque. Con firmeza, Parmigiani afirmó que el Parque Arauco no solo existe, sino que está en pleno crecimiento. Con una inversión de 170 millones de dólares, este proyecto no solo ha contribuido a la construcción del parque eólico, sino también a la expansión de la infraestructura de transporte energético en la región.

El director del Parque Eólico Arauco destacó el impacto positivo en la economía provincial, generando cerca de 500 empleos directos e indirectos, en su mayoría ocupados por profesionales altamente cualificados. Además, la producción actual del parque alcanza los 300 megavatios de potencia, con planes de expansión que podrían agregar 85 megavatios más antes de fin de año.

Parmigiani también reveló los ambiciosos planes futuros de Arauco, con 17 proyectos renovables en marcha, sumando un total de 1470 megavatios. Sin embargo, señaló algunos obstáculos, como la dificultad para importar paneles solares para nuevos equipamientos. Ante esta situación, están considerando alternativas para avanzar en la construcción y convertir al Parque Arauco en un modelo híbrido, combinando diversas fuentes de energía renovable.

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El consumo de combustibles se desplomó un 23%

Según datos publicados por la Secretaría de Energía de la Nación, en el primer mes de 2024 se despacharon en el país 190.719 m3 de nafta premium, lo que representó una caída del 23% en comparación al mismo mes del año pasado.

La baja fue tan pronunciada, que la cantidad de combustible vendido fue inferior incluso a la registrada hace cinco años, en enero de 2019, cuando el parque automotor de la Argentina era 1,5 millones de autos más chico.

Las estadísticas muestran que el volumen de nafta súper vendido en el país durante enero se mantuvo prácticamente sin cambios en relación al 2023. En detalle, se despacharon 629.570 m3 en el primer mes del año pasado y 630.425 m3 en igual período de este año (0,1% más).

En el caso del gasoil, en enero de 2023 los argentinos consumieron un total de 235.561 m3 de gasoil premium, mientras que este año demandaron 217.873 m3 de ese producto. La diferencia, de un año a otro arrojó una caída del 8%.

A su vez, en el caso del gasoil común, las estaciones no pudieron mantener el nivel de ventas que habían logrado en 2023. Fueron 427.466 m3 los vendidos durante enero de 2024 y 444.359 los comercializados en el primer mes del año pasado.

Vale tener en cuenta que en noviembre pasado, el litro de nafta premium tenía un costo de $395. Dos meses más tarde, en enero, ya costaba $862, en estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires.

El salto del 118% tuvo repercusión inmediata en los niveles de consumo y en el comportamiento del usuario, e impactó de lleno en la facturación de las estaciones de servicio. Ahora, la nafta premium ya ronda $1.000.

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Estiman que la producción de petróleo en Mar del Plata comenzaría en 2032

El ingeniero marplatense Diego Lamacchia, miembro del Clúster de Energía de Mar del Plata, estimó que la producción de petróleo en el pozo Argerich, ubicado a 300 kilómetros de la localidad balnearia de la provincia de Buenos Aires, comenzaría recién en 2032.

Por estos días, las miras están enfocadas en el inicio de las tareas de perforación que arrancarían en abril próximo, tras más de tres meses de exploración sísmica.

En declaraciones a diario Perfil, Lamacchia explicó que “en función de si se encuentra hidrocarburo o no, se continúa con el proyecto de hacer pozos exploratorios, que determina la calidad de la roca y el tipo de hidrocarburo”.

Después de eso se empieza con todo el tema de la construcción, se termina con la ingeniería, la compra de los materiales, se hace la construcción y se instala, luego se comienza a producir. El tiempo estimado para empezar a producir en lo que sería este potencial reservorio de este pozo sería para 2032”, agregó.

Además, indicó que la primera producción cuesta aproximadamente entre 3.000 a 4.000 millones de dólares. “Es una industria que tiene altísimo riesgo porque puede ser que en este pozo no se encuentren hidrocarburos para explotarlos comercialmente”, razonó.

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Esta semana se conocerán los aumentos en la tarifa de gas

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, confirmó que esta semana se conocerán los aumentos de las tarifas de gas natural por red para todo el país.

El anticipo de Chirillo se dio en la jornada de ayer tras su participación en AmCham Summit, al expresar que “esta semana habrá novedades”.

De esta manera, el Gobierno concretará la actualización de las tarifas del último servicio público que mantenía los valores de mediados del año pasado.

Los usuarios pagaron en diciembre apenas un 17% del costo real del abastecimiento de gas (70 centavos de dólar por millón de BTU sobre US$4,10) mientras que las empresas pidieron subas mayores al 500%.

En caso de avanzar con una quita total de los subsidios, las tarifas se multiplicarían al menos por 6 veces. De ser así, la consultora EcoGo calculó que el gas podría aumentar un 743%.

La entrada en vigencia del incremento no está definida, pero desde el sector privado estiman que empiece a regir desde este 15 de marzo y los usuarios vean el impacto en las facturas de abril. Además, esperan un mecanismo acelerado de indexación de sus tarifas en base a la evolución de la inflación mayorista (IPIM), minorista (IPC) y los salarios.

La actualización tarifaria se dará en conjunto con la eliminación de la segmentación tarifaria y la puesta en marcha de la Canasta Básica Energética (CBE), con el objetivo de otorgar subsidios exclusivamente a los sectores más vulnerables, estableciendo límites en los volúmenes subsidiados, según la zona geográfica de residencia.

La audiencia pública para tratar el incremento tarifario se realizó el 4 de enero y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) tenía todo resuelto para aplicar la suba desde febrero, pero el ministro de Economía, Luis Caputo, dispuso postergar la suba.

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Reversión del Gasoducto Norte: comenzó el acopio de caños en Córdoba

La reversión del Gasoducto Norte avanza con la llegada de los primeros camiones con caños para su acopio en la provincia de Córdoba, mientras que en paralelo comenzaron a montarse los obradores y campamentos.

Los tubos, de 36” de diámetro, son transportados en camiones -4 unidades por viaje- desde la planta de Tenaris Siat en Valentín Alsina, provincia de Buenos Aires, hasta la localidad cordobesa de Ucacha, unos 250 kilómetros al sur de la capital provincial. En total, se realizarán 2.500 viajes para transportar unos 10 mil caños para el Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio- La Carlota, una de las obras que forman parte del proyecto, junto con la reversión de 4 plantas compresoras y la construcción de un loop (tendido paralelo) al Gasoducto Norte.

Cabe destacar que la reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al GNPK para llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, para la generación de energía eléctrica, la conexión de nuevos hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio. Con esta obra se logrará disminuir la importación de gas, lo que se traduce en un importante ahorro de divisas y posibilitará también exportar gas a países de la región.

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Rodríguez Chirillo difundió el plan del Gobierno para las energías renovables

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, participó del Future Energy Summit Argentina, donde difundió el plan del Gobierno para las energías renovables ante más de 400 referentes del sector y más de 50 empresas, asociaciones y diversas entidades de la industria energética.

La apertura del evento estuvo a cargo del Secretario de Energía quien afirmó que esta nueva administración debe afrontar el cambio de un modelo de funcionamiento eléctrico que está agotado. “Hay que hacer muchas cosas, comenzando por el desafío de normalizar el funcionamiento técnico y recaudatorio del sector energético, fijar las reglas de juego de un nuevo modelo y generar confianza para que los inversores nacionales y extranjeros radiquen sus inversiones en el país”, enfatizó.

Además, en materia de ampliación del sistema de transporte, el secretario apuntó a que se debe resolver la forma de restituir el sistema de precios, compatibilizar el esquema de iniciativa privada, resolver la prioridad de despacho en las ampliaciones y dar curso o analizar las 20 manifestaciones de interés en materia de transporte presentadas.

“Todos esos proyectos son evaluados, pues establecen mecanismos diferentes de financiamiento, canon, pago por parte de generadores o del Estado nacional y las provincias”, aclaró Rodríguez Chirillo durante el mega evento FES Argentina.

El secretario @chirilloeduardo inauguró el Future Energy Summit Argentina y marcó las claves, próximos pasos, metas y expectativas del Gobierno para el sector energético del país. pic.twitter.com/0T8VjHJAp2

— Secretaría de Energía (@Energia_Ar) March 11, 2024

Luego de hacer un repaso de la situación actual del sistema energético y de las medidas ya adoptadas, el secretario explicó el plan del gobierno en materia de energías renovables, la creación del mercado de derechos de emisión y los pasos a seguir para avanzar en eficiencia y transición energética.

Respecto al mercado de derechos de emisión, Rodríguez Chirillo expresó que el Estado asignará a cada sector y subsector de la economía, derechos gratuitos de emisión y diseñará un mercado específico. Quienes emitan gases de efecto invernadero serán los responsables de cumplir con los compromisos asumidos por el país. “La propuesta, en materia de transición energética, es entender que los compromisos asumidos son de la República Argentina y por tanto de todos, no solo del Estado Nacional, todos debemos hacer un esfuerzo para cumplir con los compromisos”, enfatizó.

En relación a la Eficiencia Energética, se pretende disminuir el consumo energético por unidad de PBI y canalizar fondos hacia programas específicos. En este sentido, la Secretaría de Energía está trabajando en un esquema de financiamiento para usuarios residenciales y Pymes para que puedan implementar medidas de eficiencia energética, al mismo tiempo que se están diseñando consejos de buenas prácticas para ayudar a la concientización y sensibilización en el uso racional de la energía.

Por otro lado, el secretario afirmó que la introducción de tecnologías de digitalización en los sectores de distribución y transporte eléctrico contribuirá a un uso más racional del sector energético, evitando picos de demanda y permitiendo una mejor gestión que evite emisiones de gases de efecto invernadero.

Al final de su exposición, Rodríguez Chirillo concluyó: “Argentina tiene mucho por hacer y está dando los primeros pasos esenciales para un funcionamiento ordenado de los mercados, para que existan señales de precios que permitan la construcción de infraestructura mediante el esquema de iniciativa privada. La creación del Mercado de Derecho de Emisión permitirá incentivar el florecimiento de las energías renovables en todas sus dimensiones”.

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Cortes de luz en el AMBA: casi 80 mil usuarios se quedaron sin electricidad

En medio de una jornada pasada por agua, casi 100 mil usuarios de Edesur se quedaron sin luz. Así lo informó el Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (ENRE).

De acuerdo con lo informado a través de su sitio oficial, las zonas más afectadas de la Ciudad de Buenos Aires son Boedo, Barracas, San Cristóbal, Balvanera, Parque Patricios y Flores. Por el momento, totalizan los 16 mil usuarios.

En tanto, en lo que refiere a la provincia de Buenos Aires, las áreas en las que se registraron la mayor cantidad de inconvenientes fueron Cañuelas, Quilmes, Ezeiza, Esteban Echeverría y Lanús.

Las fuertes tormentas, que provocaron el cierre de autopistas y demora de vuelos, no solo se reflejan en abundante caída de agua, sino también en una profunda actividad eléctrica, lo que podría haber ocasionados los daños en el suministro eléctrico.

ALERTA METEOROLÓGICA
El @SMN_Argentina emitió una alerta naranja por tormentas severas para hoy sobre nuestra área de concesión.

Te recordamos nuestros canales de atención:
Whatsapp: 1161876995
Mensaje privado de Facebook
Emergencias: 0800-333-3787 pic.twitter.com/powU1RtL4Q

— Edesur Argentina (@OficialEdesur) March 12, 2024

Desde Edesur, por su parte, por el momento no emitieron comunicado sobre las circunstancias. En sus redes sociales, el ente de suministro eléctrico dejó a disposición los canales de comunicación para que los afectados puedan dar aviso de su situación.

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Cortes de luz: usuarios de Edenor y Edesur podrán consultar el estado de sus reclamos por falta de suministro

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) dio 45 días de plazo a las empresas Edenor y Edesur para implementar el acceso de los usuarios a sus páginas web para consultar el estado de sus reclamos por falta de suministro y otros problemas con el servicio.

A través de la Resolución Sintetizada 152/2024, publicada este martes en el Boletín Oficial, el organismo derogó una normativa de comienzos de diciembre, todavía en el gobierno de Alberto Fernández, que establecía una readecuación de bases de datos de las compañías, que debían informar al Estado de los reclamos de los usuarios para un mejor control.

Ahora, en cambio, las empresas vuelven a tener a cargo las bases de datos de los reclamos. “El acceso instruido en el artículo precedente, que deberá quedar registrado, se producirá con el número de usuario y el número de reclamo por falta de suministro otorgado por la distribuidora, por cualquiera de los medios de comunicación actuales y futuros que implemente”, plantea la resolución.

Además, “si el usuario que ha realizado el reclamo por falta de suministro se encuentra registrado en la aplicación de las distribuidoras la información de las novedades le deberá ser remitida en forma automática”.

En la consulta, el usuario deberá acceder, como mínimo, a la siguiente información: fecha y hora de interrupción registrada por las distribuidoras, fecha y hora de despacho, fecha y hora de concurrencia al lugar, fecha estimada de reposición del servicio y fecha de reposición del servicio.

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Llaryora anunció que el Banco de Córdoba dará planes en cuotas para pagar las boletas de la luz con aumentos

El Gobierno de Córdoba advirtió sobre el arribo de facturas de energía eléctrica con fuertes aumentos debido al retiro de subsidios nacionales, por lo que lanzó este lunes un plan oficial en el que se ofrecerán hasta tres cuotas para el pago de la boleta.

La medida abarca a todos los usuarios a través de las tarjetas de crédito Cordobesa (Visa y Mastercard) emitidas por Bancor (Banco de Córdoba).

“Es increíble, pero tenemos que poner al Banco de Córdoba para que la gente pueda pagar la luz”, dijo el gobernador, Martín Llaryora, en el tradicional almuerzo anual de la Fundación Mediterránea, un par de horas después de haber presentado el acuerdo entre Bancor y Epec en el Centro Cívico.

El denominado “Plan de Financiamiento de Energía Eléctrica” será para quienes reciban las boletas con incrementos, es decir a excepción de los usuarios residenciales enmarcados en las categorías N2 y N3, todo el resto del universo de clientes de Epec.

El propio gobernador confirmó que “habrá tres cuotas a una tasa preferencial” para los clientes residenciales y que las pymes podrán “pagar en cuotas el incremento” que tengan respecto de las boletas anteriores.

“Ustedes que tienen pymes, deben saber que todo el incremento que deban soportar en el costo de los consumos va a poder ser financiado en tres cuotas; lo hacemos así porque seguramente no lo esperaban y no pudieron ahorrar o prepararse”, les dijo a los empresarios reunidos en el Hotel Quinto Centenario.

“En este cuello de botella, que no estaba previsto, vamos a financiar a las pymes, a los parques industriales y a los vecinos“, amplió Llaryora.

En su exposición por el aniversario número 47 de la Fundación Mediterránea, ratificó su apoyo a los “cambios de shock” del Gobierno nacional, pero advirtió que al país le hace falta un “paquete productivo” para equilibrar las consecuencias del plan fiscal de Javier Milei.

“Cuando en diciembre tuvimos un primer encuentro (con Milei) entendí que había que tomar medidas de shock. En eso avalo lo que hizo el presidente Milei. Ya no hay más 100 días (de aguante). Eso era en la etapa analógica pero no hoy. Y uno puede compartir algunas medidas o no, pero había que tomarlas”, se sinceró.

Llaryora justificó sus propias medidas de diciembre cuando tuvo que aumentar aportes personales y subir contribuciones a la Caja jubilatoria local, además de negociar salarios a la baja. “Sabíamos que la búsqueda del equilibrio fiscal iba caer con peso sobre las provincias”, argumentó.

Sobre el Pacto de Mayo, sostuvo: “Que nos elijan a Córdoba… qué mejor. Tenemos que sí o sí cambiar cosas. El Presidente no es culpable de la situación que heredó. Para nada. Y claramente había que hacer cambios. Después, la discusión de más o menos, como las retenciones. Es la defensa de los intereses de los cordobeses. No es personal”.

Según Llaryora, varios de los 10 puntos del Pacto de Mayo en Córdoba ya se cumplieron: “Córdoba hace 20 años que tiene superávit fiscal“, ejemplificó. Para el gobernador, el pacto no debe ser político: “Hay que sumar a otros sectores. Porque en la Moncloa o en Israel lo hizo la sociedad”.

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Juicio por YPF: pidieron en Inglaterra embargos de bienes del Estado

Comenzaron los pedidos de reconocimiento de la sentencia por la que la jueza Loretta Preska, del tribunal de Manhattan que entiende cuestiones vinculadas a empresas que cotizan en Wall Street, condenó a estado argentino a pagar más de USD 16.000 millones por haber expropiado mal YPF.

El síndico español que entiende en la quiebra de las empresas Petersen Energía Inversora y Petersen Energía (que al momento de la expropiación eran accionistas minoritarias de la petrolera y quebraron tras la nacionalización) y el fondo Eton financiaron una presentación en la Corte Comercial de Londres para que se reconozca allí la sentencia adversa de la jueza de Nueva York Loretta Preska.

El objetivo es iniciar embargos en Inglaterra, pero para eso primero se deben detectar que existan esos activos embargables. Y la justicia inglesa tiene que aprobar el procedimiento. No pueden confiscarse bienes relacionados con la diplomacia, como embajadas, por ejemplo. Se espera que Argentina responda el requerimiento por medio de los abogados del Estado encabezados por el Procurador del Tesoro, Rodolfo Barra.

Mientras tanto, en Nueva York, Preska aceptó esta semana un pedido de Petersen y Eton y convocó a la Argentina y a los beneficiarios de su fallo a una conferencia telefónica el 18 de marzo. Los demandantes alegan que el país obstaculiza el proceso de discovery (listado) de los activos a embargar y no comparte información sobre ellos.

Las acciones de YPF en manos del Estado; cuentas, activos, deudas y transacciones valuados en US$1 millón o más; el swap de monedas con China; cualquier transferencia que haga el Banco Central al exterior; concesiones para la exploración de recursos naturales; información Aerolíneas Argentinas, Arsat, Enarsa y Banco Nación son algunos de los bienes que podrían estar en juego.

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Enarsa inicia licitación para importar 10 cargamentos de Gas Natural Licuado

La empresa estatal Enarsa anunció el lanzamiento de una licitación para la importación de 10 cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) con el objetivo de cubrir la demanda durante los meses de invierno en Argentina.

El tender, presentado el pasado viernes, establece que el primer cargamento llegará a la terminal regasificadora de Escobar el 20 de abril, y el último arribará el 8 de julio.

En esta licitación, Enarsa busca proveedores para abastecer la demanda invernal y permitir la operación de la terminal de Escobar. Los proveedores habituales en Argentina, como Trafigura, BP, Vitol, TotalEnergies, Glencore, Gounvor y Shell, se espera que participen en este concurso.

La fecha límite para que los proveedores presenten sus ofertas es el 12 de marzo, y Enarsa notificará la adjudicación al día siguiente, el 13 de marzo. Se espera que la empresa estatal importe al menos 20 cargamentos durante este año para hacer frente al pico de consumo invernal.

Un aspecto notable de esta licitación es el enfoque novedoso en las condiciones de pago. Enarsa tendrá la opción de solicitar financiamiento a los privados o pagar por adelantado, lo que podría influir en los precios ofrecidos por los proveedores. Esta flexibilidad busca facilitar el proceso de pago y optimizar los recursos disponibles en el Tesoro nacional.

Aunque la entrada en operación del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) contribuirá a reducir la necesidad de importar GNL, la terminal de Escobar aún requiere suministros adicionales para satisfacer la demanda interna. A pesar de los avances en infraestructura, la importación de GNL sigue siendo una estrategia esencial para garantizar un suministro adecuado de gas durante la temporada invernal.

El contexto internacional favorece esta licitación, ya que los precios globales del GNL se sitúan en torno a los 7 u 8 dólares por millón de BTU, significativamente más bajos que los registrados en años anteriores. Esto brinda a Enarsa la oportunidad de asegurar suministros a precios más asequibles en comparación con el período anterior, donde los precios se vieron afectados por factores geopolíticos, como la guerra en Ucrania.

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YPF se incorpora al plan de becas de Neuquén

El gobernador de la provincia del Neuquén, Rolando Figueroa, y el presidente de YPF, Horacio Marín, firmaron un documento donde declararon de interés mutuo “analizar en conjunto las posibilidades de colaboración recíproca” en el contexto del Plan de Becas Provinciales Redistribuir Oportunidades “Gregorio Álvarez”.

Con YPF avanzamos hacia la incorporación al Plan de Becas Gregorio Álvarez

Un acuerdo de colaboración recíproca que nos permite promover el desarrollo sostenible de las comunidades y regiones donde se produce la energía que mueve al país. pic.twitter.com/my36VVbB8i

— Rolo Figueroa (@Rolo_Figueroa) March 6, 2024

En el documento, la empresa consideró de “suma importancia promover el desarrollo sostenible de las comunidades y regiones en donde se encuentra presente con sus operaciones”. En ese contexto, advirtió que el plan de becas provinciales es compatible con las políticas que implementa la firma petrolera en torno a la “inversión social y de donaciones, y acciones de inversión social que definen los actores de interés, ejes estratégicos y procedimientos que deben observarse para concretar este tipo de proyectos e iniciativas”.

Por su parte, el Gobierno provincial destacó la promoción de la Ley provincial N°3418 que creó el Plan de Becas Provinciales Redistribuir Oportunidades, con el fin de desarrollar acciones tendientes a promover oportunidades de permanencia, egreso y reinserción educativa en todos los niveles.

Actualmente el gobierno provincial ya cuenta con tres empresas patrocinadoras, la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Pan American Energy (PAE), Tecpetrol y Vista. El programa se financia con aporte del Estado y de empresas que operan en Vaca Muerta.

Ya se han inscrito un total de 21.739 personas al programa provincial. Si bien el cupo era para 10 mil estudiantes el primer año, el gobernador Figueroa anunció que todo joven que cumpla con los requisitos va a poder disponer de una beca para estudiar.

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Río Negro: distribuidora pide un aumento del 28% en la tarifa eléctrica

Tras la bienvenida al encuentro realizada en forma virtual por las autoridades del Ente Provincial Regulador de la Electricidad de Río Negro (EPRE), tuvieron lugar las exposiciones de las partes interesadas.

La posición de la CEARC estuvo a cargo de su Gerente Técnico, Manuel Gonzalo Del Franco, quien se refirió a la necesidad de recomponer la tarifa para el período mayo a diciembre del 2023. En este punto, se analizó el contexto macroeconómico del país y se abordó el impacto de la inflación en el costo del abastecimiento.

Según la documentación expuesta por la propia distribuidora el incremento sería de un 28% en la tarifa media. Para sustentar el pedido, Del Franco tomó como referencia la evolución del dólar y también el Índice de Precios Mayoristas (IPIM) que, según afirmó, arroja un incremento del 175%.

Tras la presentación de la CEARC intervino el Defensor del Pueblo Adjunto, Álvaro Larreguy, quien advirtió un déficit en la prestación del servicio que impacta en la calidad de vida de los usuarios. “Debe haber un correlato entre rentabilidad y calidad del servicio”, sostuvo. Además, pidió “tener presente el contexto y la economía de las familias”.

La audiencia puede verse de forma completa en la sección específica del EPRE: https://www.eprern.gov.ar/audienciaspublicas_cearc.html. Allí también se encuentra disponible la documentación con la propuesta formal de la CEARC.

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Masivo encuentro para promover la minería sustentable en Río Negro

Los principales representantes de organismos dependientes de la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro participaron de la primera reunión del nuevo Directorio del Ente de la Región Sur para avanzar en una agenda de trabajo común que ponga en valor a la actividad minera rionegrina.

La presentación estuvo a cargo del secretario de Minería, Joaquín Aberastain Oro, quien también mostró los proyectos mineros estratégicos que la provincia tiene en cartera para su desarrollo.

En el encuentro se brindó información detallada sobre el proceso de evaluación de los informes de Impacto Ambiental en los proyectos mineros, enfatizando el compromiso con la preservación del entorno natural y la sostenibilidad ambiental. Este apartado estuvo a cargo de la secretaria de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez.

En relación con el uso responsable del recurso hídrico, el superintendente del Departamento Provincial de Aguas (DPA), Pedro Sánchez, enumeró los procedimientos para la solicitud y ejecución de permisos en la actividad minera, e hizo hincapié en la necesidad de un manejo racional y sustentable del agua en todas las etapas del proceso.

Finalmente, se discutieron aspectos vinculados al cobro y distribución de regalías mineras, destacando el valor agregado que la actividad minera aporta a la provincia y su impacto positivo en la economía de las áreas de influencia de los proyectos.

Durante las exposiciones, se destacó el estado actual de cada proyecto minero, subrayando su importancia para la economía y el progreso regional.

Aberastain Oro entendió que “estas son instancias necesarias, abiertos al diálogo, abiertos a los cuestionamientos, con la posibilidad de justamente poder brindar información y herramientas para que después cada una de las personas puedan decidir si apoyan o no a este tipo de desarrollo industrial”.

La Región Sur tiene una gran cantidad de proyectos en distinto grado de avance y su suelo es rico en diferentes tipos de minerales. “Se lidera la producción nacional de diatomita en Jacobacci; también de caolín, donde también se lidera la producción nacional; hay mucha producción de piedra laja y pórfido a lo largo y a lo ancho de toda la región, pero exclusivamente se concentra en Los Menucos”, enumeró el titular de Minería.

La reunión fue encabezada por la máxima autoridad del Directorio del Ente de la Región Sur, Darío Ibañez; el vicepresidente primero e intendente de Jacobacci, José Mellado; la vicepresidenta segunda e intendenta de Valcheta, Yamila Direne; y contó con la participación de jefes comunales, legisladores provinciales y concejales de localidades de toda la región.

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Genneia emite deuda para financiar nuevos proyectos de inversión

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó dos Obligaciones Negociables (ON) Verdes por un monto equivalente a US$ 33 millones, superando su objetivo inicial de US$ 10 millones.

En total, la compañía recibió ofertas por más de US$52 millones. Este exitoso resultado ratifica una vez más la sólida confianza que el mercado deposita en Genneia, reafirmando su posición como líder y referente de una transición energética sustentable que asegura la creación de valor para todos los grupos de interés y trabaja para preservar el medio ambiente.

La licitación de las Obligaciones Negociables en el mercado local se llevó adelante el 6 de marzo de 2024 y lo recaudado será destinado a financiar nuevos proyectos renovables, eólicos y solares.

Las dos nuevas Obligaciones Negociables (ON) se sumarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que reúne a los principales actores del mercado de capitales. Estos instrumentos, catalogados como bonos verdes, serán el 12° y el 13° emitidos por la compañía, reforzando su compromiso con la sostenibilidad y la responsabilidad ambiental. Con esta transacción, la empresa fortalece su posición de liderazgo en el mercado argentino de bonos SVS, donde ya ha emitido un valor aproximado de US$ 740 millones.

La calificación de las Obligaciones Negociables de Genneia se encuentra respaldada por su sólida posición competitiva en el mercado de energía renovable, su elevada flexibilidad financiera, altos márgenes de rentabilidad y una sólida y estable generación de flujo de fondos.

La compañía licitó Obligaciones Negociables que cumplen con las siguientes características:

· CLASE XLIII: denominadas en dólares estadounidenses, se licitaron a una tasa de interés fija de 6.25%, pagadera trimestral a partir de los 6 (seis) meses desde la fecha de emisión y liquidación, con vencimiento en marzo 2027.

· CLASE XLIV: denominadas en dólares estadounidenses y a ser integradas en efectivo en pesos al tipo de cambio inicial y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable, se licitaron a una tasa de interés fija de 5.0%, pagadera trimestral, con vencimiento en marzo 2026.

A comienzos de 2024, con la entrada en operación de su tercer Parque Solar Tocota III, Genneia logró superar 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país. Es así que su cartera de proyectos se amplía, alcanzando tener 10 parques renovables, 7 eólicos y 3 solares.

De esta manera, es que la compañía continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 19% del total de la potencia instalada, conformada por un 21% de la generación de la energía eólica y el 12% de la energía solar.

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Exploración petrolera: llegó a Mar del Plata el segundo buque de apoyo logístico

Mar del Plata avanza en las tareas destinadas a la exploración petrolera offshore y esta semana llegó el segundo buque de apoyo logístico para la búsqueda de yacimientos hidrocarburíferos a más de 300 kilómetros de la costa atlántica.

Se trata del buque de investigación “PXGeo 2”, que amarró en el puerto de la ciudad durante las primeras horas del viernes, según indicaron fuentes oficiales. El arribo fue celebrado por el presidente del Consorcio Portuario, Marcos Gutiérrez, quien mostró imágenes de la embarcación en redes sociales.

El @puertomdpok recibió al Buque de investigación PXGeo 2 que ingreso en las primeras horas del dia de hoy. pic.twitter.com/m6vvd0Oim1

— Marcos Gutiérrez (@MarcosGutierrez) March 8, 2024

El buque de Bahamas forma parte de la flota de actividad de exploración y se sumará al resto de las embarcaciones que desde hace un mes realizan tareas en aguas de la ciudad.

Según fuentes portuarias, el barco se abocará a la búsqueda de posibles lugares de perforación con la utilización de sondas con hidrófonos que permitirán una prospección sísmica para relevar el terreno marino sin afectar el ecosistema.

El buque #SunriseG amarró esta mañana en el puerto de #MardelPlata. Es parte de la flota abocada a la exploración offshore en la denominada Cuenca Argentina Norte. pic.twitter.com/I5nSK3YE5S

— Puerto Mar del Plata (@puertomdpok) March 3, 2024

Previamente, había arribado a Mar del Plata el SunriseG, que amarró al puerto local el pasado 3 de marzo como parte de la flota abocada a la exploración offshore en la denominada Cuenca Argentina Norte. 

En octubre de 2023, el barco BGP Prospector que contrató la petrolera noruega Equinor llegó al bloque CAN-100, ubicado a poco más de 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata, para iniciar la exploración sísmica que permita revelar si hay o no reservas de petróleo en esas aguas ultraprofundas.

Por su parte, desde el Colegio de Ingenieros de la Provincia de Buenos Aires (CIPBA) dieron a conocer que el plan se pondrá en marcha en abril de este año, con el arribo del Buque Valaris DS-17, lo que fue celebrado por la entidad como “un paso inédito”.

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Qué familias perderán todos los subsidios a las tarifas de energía desde el invierno

Las familias que tengan ingresos por más de $ 790.000 mensuales perderán los subsidios a la energía en el invierno.  La cifra corresponde al tope de consumo de un “grupo conviviente” de entre 3 y 4 personas en la región bioambiental “Templada (3)”, donde vive el grueso de la población argentina -Ciudad y Gran Buenos Aires, La Plata y Rosario, entre otras localidades-.

Los cálculos fueron realizados por gremios de la Confederación Argentina de Trabajadores y Empleados de los Hidrocarburos, Energía, Combustibles, Derivados y Afines (CATHEDA).

La entidad buscó valorizar la Canasta Básica Energética (CBE) que usará el Gobierno para definir criterios de demanda razonable de energía eléctrica y gas natural por red, así como los ingresos necesarios y cuestiones patrimoniales o historial reciente de calidad de vida y consumos, antes de determinar quiénes necesitan la ayuda del Estado.

Básicamente, cualquier usuario que destine menos del 10% de sus ingresos no estaría subvencionado, pero puede haber excepciones según el decil poblacional al que corresponda. 

En el caso de que se gaste más del 10% (o el porcentaje según decil), el Estado pondrá la diferencia.
Canasta Básica Energética para un hogar de 3 a 4 personas en la región Templada, que incluye al AMBA, La Plata y Rosario, entre otras localidades.Canasta Básica Energética para un hogar de 3 a 4 personas en la región Templada, que incluye al AMBA, La Plata y Rosario, entre otras localidades.

En las próximas semanas, la Secretaría de Energía terminará de ajustar el nuevo esquema que reemplazará a la segmentación de tarifas, y lo implementará en mayo.

En base a los precios actuales de la electricidad y el gas, los economistas de CATHEDA encontraron que aquellos hogares que están en la región “Cálida (2)” -todo Tucumán y zonas de Jujuy, Salta, Catamarca, La Rioja, San Juan, San Luis, Córdoba, Santiago del Estero, Santa Fe, Corrientes y Entre Ríos- dejarían de tener subsidios cuando pasen de los $ 160.000 en verano (como mínimo).

Mientras tanto, las familias de la región “Muy fría (6)”, que abarca a todo Tierra del Fuego y zonas de Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, Mendoza, San Juan, La Rioja, Catamarca, Salta y Jujuy -en la parte cordillerana-, el tope de ingresos a partir del cual no habrá subsidios es de un máximo de $ 2.876.000 por mes. 

En el medio hay grandes variaciones, según la región, el mes y la cantidad de convivientes.

Para la región más poblada del país, el Gobierno estimó que el consumo promedio de gas es de 71 m3 mensuales si un hogar tiene entre 3 y 4 integrantes, con un mínimo de 36 m3 y un máximo de 142 m3, mientras que en la electricidad el promedio es de 165 kWh mensuales, con un mínimo de 157 kWh y un tope de 188 kWh. Eso es lo que se considera “razonable”, en función de las condiciones climáticas.

Si los ingresos de ese “grupo conviviente” superan los $ 319.720 en diciembre (menos de dos jubilaciones mínimas y el bono, que a valor de hoy suman $ 410.000) no les corresponderían los subsidios, ya que la CBE costaría unos $ 31.972. 

Ese es el mes donde la Canasta sería más barata; en el otro extremo, en julio sucedería el mes de mayor consumo y donde la CBE sería más cara, por unos $ 78.998. En esa oportunidad, el tope de ingresos para recibir la ayuda estatal sería de $ 789.980.

Los montos se irán actualizando por la evolución de la inflación y los salarios, así como que estarán condicionados a que los usuarios no hayan comprado dólares o cualquier otra moneda extranjera en los últimos 3 meses; que no hayan realizado viajes al exterior si se tratan de países no limítrofes en los últimos 5 años; que no usen prepagas no vinculadas a sus empleos en relación de dependencia; y que no tengan un auto o moto con menos de 5 años de antigüedad, entre múltiples criterios de exclusión.

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YPF confirmó que vuelve a sumarse a la CADE

La empresa estatal YPF confirmó que se reincorporará a la Cámara Argentina de la Energía (CADE), fundada en 2019, y de la cual fue una de sus principales impulsoras.

A través de un comunicado las autoridades de la petrolera aseguraron que la información surgida de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) “no incorpora la posición de YPF, salvo que expresamente así lo indique”. 

“La presente decisión surge de una deliberación con los asociados y directivos de la Cámara, en la que YPF, atento a su conformación accionaria”, añade la nota. 

Además, “YPF continúa participando en la Comisión Directiva y trabajando activamente en las Comisiones de la CEPH aportando a la construcción de la agenda sectorial y de su cadena para el crecimiento y desarrollo de la Argentina”. 

Luego, sus representantes confirmaron que YPF “mantendrá la modalidad expresada precedentemente al incorporarse a las distintas cámaras del sector energético, como CADE”.

Esta decisión cambia la representación institucional de la industria hidrocarburífera frente a actores gubernamentales y sindicatos petroleros. A la vez, la decisión adelanta un cambio 
sustancial en la manera en que se negocian las paritarias del sector.

YPF, presidida por Horacio Marín, se había retirado de la CADE en 2021, durante el gobierno de Alberto Fernández, pero ahora vuelve a sumarse a esa entidad.

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Empresas energéticas adviertien a Caputo por el riesgo de desabastecimiento

En un comunicado que emitió la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica (Ateera) junto con la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (Ageera) este jueves, advirtieron desde el sector que existe un “serio riesgo” de que no se cumpla con el “normal abastecimiento de electricidad”.

La carta está dirigida al ministro de economía Luis Caputo, donde definieron que se trata de una “situación crítica”, por la que existe una “extrema” preocupación. Esto, fundamentaron, se debe a la falta de pagos que el Tesoro Nacional debe hacer por medio de Cammesa, la empresa del Estado que gestiona los despachos eléctricos y los pagos a las empresas.

Además, sostuvieron que la demora en sus obligaciones mensuales genera moras en el pago de los Agentes Transportistas y Generadores, poniendo en riesgo el normal abastecimiento de electricidad. “Al respecto cabe destacar que sobre los $884.043 millones solicitados para el mes de febrero el Tesoro transfirió solamente $140.000 millones”, dice la carta que firmaron Pablo Tarca (Ateera) y Gabriel Baldassarre (Ageera).

Pablo Tarca es titular de Transener, la transportadora de alta tensión, cuyos accionistas son el Estado y Pampa Energía en partes iguales. La empresa les avisó a sus inversores que no tiene fondos para pagar gastos y sueldos de este mes si no recibe dinero de Cammesa.

Cammesa aún adeuda a transportistas y generadores el 50% de la transacción de noviembre de 2023 y el 100% de la transacción de diciembre de 2023. “Destacamos que el próximo 12 de marzo vencerá la transacción del mes de enero de 2024″, expresaron.

Es por ello, que resaltaron que “no sólo produce un perjuicio económico a nuestros asociados, sino que también afecta la cancelación de los costos operativos corrientes (sueldos, impuestos, proveedores, costos variables, etc.), al tiempo que genera incertidumbre para la planificación de las inversiones en mantenimiento y el desarrollo normal de las tareas”.

Esto, agregaron pone en riesgo la continuidad operativa del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Por estas razones, solicitaron al ministro Caputo que se regularicen las transferencias de los fondos necesarios a Cammesa, para cancelar los vencimientos pendientes de enero y febrero de 2024 y cubrir las necesidades financieras para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), al vencimiento de las transacciones económicas.

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Qué es el hidrógeno rojo y por qué es una fuente de energía inagotable

El hidrógeno es, posiblemente, la fuente de energía del futuro. No es de extrañar, ya que empresas de todo el mundo están llevando a cabo gigantescas inversiones para convertir el hidrógeno en el gas que alimentará los vehículos en unos seis o siete años. Esto marca un camino claro en la necesidad del mundo entero por descarbonizar sus industrias y medios de transporte y optar por nuevas vías de energía que sean limpias. Dentro de estas fuentes, existe una forma de obtención de este gas, conocida como hidrógeno rojo, en la que se obtiene de una forma tan peculiar que lo haría prácticamente inagotable. Vamos a ver qué es esto y para qué podría servir en el futuro.

Qué es el hidrógeno rojo

El hidrógeno rojo es un tipo de hidrógeno que se obtiene en el proceso de obtención de la energía nuclear. Es decir, en el proceso productivo mediante el cual se produce la energía en las centrales nucleares, de manera natural se genera hidrógeno. De acuerdo con Green Cars, Japón es el país que más ha invertido en esta tecnología, algo que no resulta extraño, ya que han confiado de forma notable en la energía nuclear para suministrar la misma a la red eléctrica.

De esta manera, el hidrógeno rojo resulta bastante interesante, sobre todo si tenemos en cuenta que se lleva a cabo en un proceso mediante el cual ya de por sí se está generando energía. Este hidrógeno es, por lo tanto, una fuente inagotable en tanto en cuanto se siga explotando la energía nuclear. En nuestro país, donde está proyectada la desnuclearización, lo cierto es que estamos ante una fuente de hidrógeno a la que no se le pueda sacar tanto partido como, por ejemplo, al hidrógeno verde en el que está trabajando el CSIC.

Entre las aplicaciones del hidrógeno rojo, aparte de suministrar energía a los motores de hidrógeno del futuro, también podría ser un sustituto del gas natural en algunos casos reduciendo así la dependencia que tenemos del mismo.

Los distintos tipos de hidrógenos

Actualmente, el hidrógeno más famoso es el hidrógeno verde. Las nuevas tecnologías permiten crear hidrógeno con agua de mar a través del proceso de catálisis. Hasta ahora, es bastante caro de generar, pero se están buscando nuevas maneras de refinar el hidrógeno de tal manera que se pueda obtener de una forma mucho más sencilla. Además, en el proceso se elimina también una gran cantidad de CO2, por lo que se estaría luchando contra las emisiones de dióxido de carbono y de efecto invernadero de una forma doble.

Sin embargo, no es la única forma en la que encontramos el hidrógeno. Al contrario, se puede encontrar y catalogar de múltiples maneras dependiendo de sus orígenes. Estaría el hidrógeno azul, que es el que proviene del reformado del gas natural o los grises, marrones y negros que provienen de la explotación de carbón, gas natural o lignito, pero siempre a través de medios que son contaminantes.

Otro como el hidrógeno blanco es el gas que se encuentra bajo la superficie terrestre y se especula que es prácticamente inagotable durante siglos.

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Con la cadena de pagos a punto de quebrarse, Kicillof respaldó a las cooperativas eléctricas

El gobernador Axel Kicillof recibió a representantes de cooperativas eléctricas del interior bonaerense que afrontan una situación de emergencia a partir de las políticas del Gobierno nacional y los embargos judiciales impulsados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa).

En ese marco, la Provincia se comprometió a interceder ante la Secretaría de Energía de la Nación para evitar que se ponga en riesgo la provisión del servicio. “Las cooperativas eléctricas son fundamentales para brindar energía allí donde el mercado no ve un negocio rentable”, sostuvo Kicillof tras el encuentro en La Plata

En ese sentido, destacó: “Asumimos la responsabilidad de defenderlas porque son un actor central para la producción, el bienestar y la calidad de vida en buena parte del territorio provincial”.

Esta cumbre se da en medio de una situación de “rojo” de las cooperativas, como todo el sistema eléctrico del país. Los reclamos ante Cammesa son cada vez más elocuentes y en la industria reiteran que hay quiebre en la cadena de pagos por falta de fondos que tiene que hacer el Estado por medio de esa intermediaria. A esto se suma que la transportista Transener avisó que no tiene recursos financieros para pagar gastos y sueldos, y sumó una luz de alarma más a un sector en problemas.

Cammesa, una compañía privada que está controlada por el Estado, solía recibir dinero del Tesoro y de las empresas de distribución eléctrica y con ello pagaba el costo del transporte y la generación eléctrica. En diciembre, recibió alrededor del 80% de los fondos que necesitaba, pero de allí en más el ministro de Economía Luis Caputo cortó el flujo.

Es por eso que ahora Kicillof, junto al ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Gabriel Katopodis, y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, recibieron a las cooperativas en busca de intermediar ante Nación y que no se multipliquen los problemas en el interior.

Estuvieron presentes el ministro de Gobierno, Carlos Bianco, el presidente de Oceba, Roberto Daoud; y el secretario general de la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (Fatlyf), Guillermo Moser; y representantes de Apeba, Fedecoba, Fice, Face, Creces, y Fecooser.

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YPF aclaró que falta subir un 10% el precio de sus combustibles

Durante una presentación trimestral con inversores, los directivos de YPF señalaron que aún se espera un aumento del 10% en el precio de la nafta y el gasoil en surtidores para alcanzar el objetivo de un precio de “paridad de importación”. Esta proyección se basa en las actualizaciones previstas del impuesto a los combustibles y el traslado de la devaluación, con un deslizamiento del tipo de cambio oficial del 2% mensual.

A finales de octubre, el precio de los combustibles de YPF estaba un 28% por debajo de la paridad de importación. Sin embargo, la liberalización de los precios tras la asunción de Javier Milei redujo esa brecha al 8% en diciembre. En febrero, el “gas” aumentó al 10% debido a la falta de traslado de la suba del 2% en el dólar oficial de enero.

El viernes pasado, las petroleras aplicaron un aumento promedio del 7,5% en sus combustibles debido a la primera de tres actualizaciones mensuales previstas para el impuesto a los combustibles líquidos correspondiente a marzo, junto con la evolución del tipo de cambio. En la Ciudad de Buenos Aires, los precios de YPF aumentaron, situando la nafta súper en $800, la premium en $987, el gasoil en $843 y el euro en $1.073 según el sitio web Surtidores.

La Secretaría de Energía ha dado vía libre a las empresas para ajustar sus precios en línea con sus necesidades financieras, considerando el precio de exportación de crudo y la importación de combustibles. YPF reconoce que la referencia implicaría que los usuarios paguen la nafta súper entre USD 1 y USD 1,20 por litro. Sin embargo, el sendero para alcanzar ese objetivo aún no está claro.

El aumento de los precios de los combustibles ha afectado el consumo, con una caída del 5,8% en enero respecto al año anterior. Las ventas cayeron en todas las jurisdicciones de Argentina, excepto en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. YPF ha ganado participación en el mercado, alcanzando el 58,3% de las ventas, mientras que otras petroleras han experimentado fuertes caídas en su participación.

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YPF hará la mayor inversión de su historia: destinará 3.000 millones de dólares en Vaca Muerta

La nueva estrategia, bautizada “Plan 4×4”, busca transformar a YPF en una compañía “shale de clase mundial” y aspira a batir récords en la producción de petróleo y gas en Argentina para transformarse en una gran exportadora de hidrocarburos para el año 2030. 

El Plan fue presentado por Horacio Marín, el nuevo CEO y presidente de YPF, y está centrado en 4 pilares: 

* Aceleración de la producción de petróleo en Vaca Muerta: A partir de los niveles de competitividad y eficiencia alcanzados en los últimos años, YPF espera un crecer a partir del desarrollo de Vaca Muerta, al pasar de una producción de 97 mil barriles de petróleo por día en 2023 a 250 mil barriles de petróleo por día en 2027. Como resultado, el 80% de la producción total de petróleo de la compañía será no convencional. 

* Disciplina financiera en la gestión de inversiones: La compañía priorizará las inversiones de mayor rentabilidad, buscando maximizar el valor para sus accionistas. En este sentido, en febrero de 2024, el Directorio de la compañía aprobó un plan de optimización de yacimientos convencionales maduros. El plan contempla la salida de más de 50 bloques convencionales, que representan el 60% de la producción de petróleo convencional y el 40% de la producción de gas convencional y menos del 1% del EBITDA de la compañía. De esta forma, YPF busca racionalizar significativamente sus costos operativos, reduciendo un 50% el lifting cost en los próximos 2 años y redirigir alrededor de 800 millones de dólares de inversiones al desarrollo de Vaca Muerta. 

* Maximizar las eficiencias operativas en los negocios: En el negocio del Upstream, YPF aspira a continuar mejorando las eficiencias operativas en la perforación y fractura de pozos entre un 10% y 15% en los próximos 2 años mediante la automatización, estandarización de procesos y la incorporación de nuevas tecnologías. Adicionalmente, en el negocio del Downstream, la compañía apunta a crecer un 10% los niveles de procesamiento de sus refinerías y reducir costos operativos que le permitan mejorar los márgenes del negocio hasta 3 dólares por barril en 2027. 

* Proyecto de LNG en Argentina: El cuarto y último pilar del Plan se basa en la construcción de la primer planta de licuefacción para exportar GNL en Argentina. Se trata de un proyecto transformador para la compañía en el mediano y largo plazo, que le permitirá al país exportar anualmente unos 15 mil millones de dólares de gas a partir 2032. YPF espera liderar el proyecto en conjunto con otros socios de la industria. 

Por último, en el plano financiero, la compañía espera mantener una política de prudencia financiera, proyectando para el año 2024 niveles de endeudamiento neto de entre 1,5 y 1,7 veces el EBITDA ajustado.

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Peligra el servicio de distribución de gas por red en toda la Costa Atlántica por una medida de fuerza

El Sindicato de Trabajadores de la Industria del Gas de Mar del Plata (STIGAS) determinó un estado de alerta y asamblea permanente debido a la postura de la empresa Camuzzi de no realizar paritarias en este 2024.

“Si se profundiza esta actitud insólita de la empresa de no querer realizar paritarias, vamos a comenzar con una medida de fuerza que contemple incluso la entrega de guardias a las jefaturas”, explicó Ezequiel Serra, secretario general.

Al respecto añadió que “desde el mes de enero que estamos tratando de dialogar con la empresa Camuzzi en la búsqueda de acuerdos en el marco de la paritaria pero la respuesta fue nula. Desde inicios de año que venimos reclamando y directamente nos dicen que no quieren negociación paritaria y cortaron el diálogo”.

Serra adelantó que corre peligro la distribución de gas por red a partir de esta postura de la empresa– “Nuestra zona de cobertura es la costa atlántica y centro de la provincia de Buenos Aires. Por eso en caso de avanzar este conflicto lamentablemente corre peligro la distribución de gas en toda la costa. Esto será responsabilidad de Camuzzi que no entiende la inflación que impacta en sus trabajadores y directamente nos dicen que no piensan sentarse a dialogar”.

Finalmente recordó que Camuzzi también incumple acuerdos salariales del año anterior. “En su momento se acordó el pago de un bono por el día del trabajador del gas, pero no lo quisieron pagar. Solamente lo hicieron dos empresas que son Metrogas y Naturgy. Así es muy complicado dialogar”, concluyó.

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Chevron reanuda la perforación de un yacimiento en Venezuela

Chevron Corp. reanudó la perforación en un importante campo petrolífero en Venezuela en un intento por aumentar la producción justo cuando Washington amenaza con endurecer su control sobre el país sancionado.

Los trabajos en la zona de crudo pesado de la Faja del Orinoco llevan en marcha desde mediados de febrero. El área representa la mejor, y quizás la única, oportunidad a corto plazo de Chevron para aumentar la producción en Venezuela, ya que los otros dos campos operados por la compañía comenzarán a declinar pronto.

Según Bloomberg, el trabajo forma parte de un plan para perforar hasta 30 nuevos pozos hasta 2025.

Los nuevos pozos deben aumentar la producción total de Chevron de sus empresas conjuntas con PDVSA en Venezuela en un 35% a unos 250.000 barriles diarios para el próximo año.

La perforación está respaldada por una licencia concedida a Chevron por el Tesoro estadounidense en 2022.

Mientras que los temores de reinstauración de sanciones han aumentado a medida que el presidente Nicolás Maduro da marcha atrás en sus promesas de elecciones libres y justas, la licencia es vista como una protección para Chevron y sus proveedores venezolanos, la cual da a la petrolera la oportunidad de aumentar la producción y continuar con las exportaciones a EE.UU., al tiempo que prohíbe la expansión a nuevos yacimientos.

La perforación se está llevando a cabo en el campo Petroindependencia, en los llanos de la Faja del Orinoco, las mayores reservas de petróleo extrapesado del mundo.

Está previsto desplegar una segunda perforadora en julio. A diferencia de otras áreas gestionadas por Chevron, el campo está poco desarrollado y PDVSA ha proyectado una producción de hasta 400.000 barriles diarios a plena capacidad.

Chevron ha trasladado a algunos empleados administrativos a una ciudad cercana, dijo una persona, y las empresas de servicios, como Weatherford International Plc. han vuelto a trabajar para la empresa.

Las exportaciones totales de petróleo venezolano a EE.UU. alcanzaron casi 200.000 barriles diarios en febrero, el nivel más alto desde noviembre de 2022, cuando se concedió la licencia.

Aun así, la cifra es la mitad de lo que Venezuela exportaba a EEUU antes de que se establecieran las sanciones por primera vez en enero de 2019.

Aunque Chevron es el único supergrande occidental con autorización especial para explotar yacimientos petrolíferos y exportar desde Venezuela, Washington había indicado que podría haber más autorizaciones en el futuro en un contexto de escasez de la oferta mundial.

Sin embargo, el ambiente ha cambiado desde septiembre del año pasado, cuando el presidente Maduro reclamó abiertamente la región de Esequibo, en la vecina Guyana, con un referéndum celebrado en diciembre y más recientemente con los cambios políticos que afectan la promesa de elecciones en Venezuela.

Si la situación se agravaba, Chevron sufriría un revés en sus planes para el petróleo venezolano.

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Cornejo anunció el lanzamiento de Mendoza Intec Sustentable

Transformar a Mendoza en una provincia sustentable es uno de los ejes que el gobernador Alfredo Cornejo propuso antes de asumir su segundo mandato. En esa línea se firmó un convenio marco de certificación de tecnología, innovación y sustentabilidad entre el Gobierno provincial y Bodegas de Argentina. Se trata del lanzamiento del programa Mendoza Intec Sustentable.

El anuncio y el convenio se rubricaron durante el agasajo de Bodegas Argentinas, que se realizó en el renovado Espacio Arizu de Godoy Cruz. Participaron en la firma del mismo Cornejo; la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el ministro de Producción, Rodolfo Vargas Arizu, y Walter Bressia, presidente de Bodegas de Argentina.

Para llevar este programa a cabo se creará una mesa de trabajo que articule representantes del sector vitivinícola, del Ministerio de Producción y del Ministerio de Energía y Ambiente.

“Preferimos con la industria buscar mecanismos medioambientales sostenibles, tecnología mediante, para aprovechar mucho más el agua e inducir a la cultura del agua y del consumo con medidores específicos para el uso urbano, residencial, industrial y, por supuesto, para la vitivinicultura”, dijo el Gobernador.

Se espera que este tipo de acciones se extiendan a los procesos productivos de las distintas industrias y servicios de la provincia. Promueve la capacitación constante, la inversión de calidad, el desarrollo de tecnologías aplicadas a la eficiencia y la sostenibilidad ambiental, económica y social de nuestra matriz productiva, abriéndonos puertas a más y mejores mercados.

A través de Mendoza Intec Sustentable se ordenan las potencialidades de desarrollo estratégico de todos los sectores y actores de la provincia. Se busca tener un desarrollo ordenado al considerar todos los recursos y capital humano para Mendoza en esta transición al 2030 con vinculación Nacional.

Más detalles sobre el convenio

El convenio se enmarca en los objetivos establecidos en la Agenda 2030 para los Objetivos del Desarrollo Sostenible (ODS) y, en particular, los ODS N° 7: “Garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna”; N° 9: “Construir infraestructuras resilientes, promover la industrialización sostenible y fomentar la innovación”; N° 11: “Lograr que las ciudades sean más inclusivas, seguras, resilientes y sostenibles”; N° 12: “Garantizar modalidades de consumo y producción sostenibles”; N° 13: “Adoptar medidas urgentes para combatir el cambio climático y sus efectos”; N° 15: “Gestionar sosteniblemente los bosques, luchar contra la desertificación, detener e invertir la degradación de las tierras, detener la pérdida de biodiversidad” y N° 16: “Revitalizar la Alianza Mundial para el Desarrollo Sostenible”.

Las partes firmantes del convenio manifestaron su compromiso de avanzar en la certificación de procesos que Bodegas de Argentina y/o sus asociados desarrollen e implementen en la actividad, siempre que se correspondan con los estándares que la Provincia defina.

Se conformará una mesa ad hoc temporal de trabajo, cuyo único propósito será la formulación de estándares base de sustentabilidad para la actividad, coordinando las estrategias de trabajo para procedimientos de creación de valor tecnológico, innovación y sustentabilidad. Esa mesa estará integrada por representantes de Bodegas de Argentina; la Dirección de Transición Energética, dependiente del Ministerio de Energía y Ambiente; la Dirección General de Desarrollo Productivo, dependiente del Ministerio de Producción, y la Dirección de Agricultura, dependiente del Ministerio de Producción.

Además, la Provincia controlará y guiará en la correcta implementación de los proyectos, planes y acciones que desarrolle Bodegas de Argentina una vez se definan los estándares referidos en la cláusula tercera.

Acciones como estas, que se extenderán a los procesos productivos de las distintas industrias y servicios de la provincia, promueven la capacitación constante, la inversión de calidad, el desarrollo de tecnologías aplicadas a la eficiencia y la sostenibilidad ambiental, económica y social de nuestra matriz productiva, abriéndonos puertas a más y mejores mercados.

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Martínez reclama más mano de obra local para Vaca Muerta

El diputado Darío Martínez (FdT) presentó un proyecto de ley para priorizar la contratación de personal y servicios neuquinos en la industria hidrocarburífera, en especial la de Vaca Muerta. Propuso multar a las compañías que no cumplan.

Según se indicó al respecto, la iniciativa contempla la creación de un observatorio de valor agregado que se encargará de controlar el cumplimiento de la ley y busca poner en valor la riqueza de Vaca Muerta y los mecanismos que defiendan la apropiación de esa riqueza para los neuquinos y neuquinas.  El proyecto, denominado “Máxima Apropiación Neuquina de la Renta Petrolera”, designa como autoridad de aplicación al Ministerio de Energía y Recursos Naturales.

En declaraciones a AM550, Martínez aseguró que “en materia hidrocarburífera va a crecer la producción de gas y petróleo y la oportunidad para que en Neuquén se pueda maximizar, y optimizar la utilización de los trabajadores neuquino, de las pymes neuquinas y de ese desarrollo incorporando valor agregado local a la industria”, pero aclaró: “Esta propuesta no es contra nadie, sino que es maximizar lo que va a quedar en Neuquén”.

Para Martínez este proyecto debe ser entendido como una herramienta para que el gobierno neuquino logre que ese crecimiento se traslade a la contratación de trabajadores, en un contexto de amplios sectores económicos a la espera de la bonanza del shale.

En ese sentido, el texto presentado en la Legislatura “crea sanciones que van desde apercibimiento, multa y hasta quita inclusive del área para aquellas empresas que no certifican este crecimiento en la participación de mano de obra y pymes neuquinas y de tecnología que se desarrolla en la provincia”.

Contempla la creación del Observatorio del Valor Agregado Neuquino en la Actividad Hidrocarburífera (VAN), encargado de monitorear, analizar y controlar el cumplimiento de la ley. Así, la norma propuesta “tiene como objetivo principal poner en valor la riqueza de Vaca Muerta y asegurar que los beneficios de su explotación lleguen directamente a los neuquinos. Es fundamental garantizar que el desarrollo económico de nuestra provincia se traduzca en oportunidades de trabajo y crecimiento para nuestra gente”, agregó Martínez.

Hace 15 días, el ministerio de Trabajo y Desarrollo Laboral de la provincia concretó el primer encuentro de la mesa sectorial Vaca Muerta, que promueve el empleo y la formación profesional en la industria del petróleo y la construcción, lo que pretende nuclear al sector empresarial, gobierno provincial y sindicatos. “La industria no te va a esperar -dijo al respecto- y si no lo formás acá al trabajador lo va a ir a buscar afuera. Y esa persona que viene no solo no deja la renta en la provincia, sino que va a demandar un banco en la escuela para los hijos, una cama en el hospital, un alquiler más o una vivienda más que va a ir desplazando al neuquino”.

Pero la propuesta también se enmarca en el nuevo contexto nacional en el que la llegada de un nuevo gobierno “cambió los parámetros para la actividad hidrocarburífera: Hasta hace poco el principio rector de la industria era el autoabastecimiento y ahora es la máxima rentabilidad del sector. Eso va a atentar contra el trabajo neuquino y es por eso que hay que fortalecer este tipo de instrumentos para que también la industria local crezca”.

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Vaca Muerta mantuvo su nivel de actividad en febrero

Empresas operadoras y de servicio de Vaca Muerta cerraron el mes de febrero con 1.348 etapas de fractura, tres menos que en enero.

Según el informe especial elaborado mes a mes por el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, siete empresas marcaron el proceso previo a poner un nuevo pozo en actividad, resaltando el buen momento de la explotación no convencional en Neuquén.

YPF lideró el segmento con 654 etapas de fractura en febrero. La operadora trabajó con Halliburton, con la que alcanzó las 442 punciones, y SLB, ex Schlumberger, con la que hizo las 212 restantes, reseñó el diario “Río Negro”.

El segundo puesto fue para Vista, que contabilizó 158 etapas de fractura el mes pasado. De estas, 153 fueron con SLB y 5 con Calfrac.

La tercera colocación se la llevó Chevron, con 143 etapas de fractura, en el área El Trapial Este, de la mano de Halliburton.

Luego siguieron las operadoras PAE y Pluspetrol, con 121 y 126 etapas respectivamente. Tecpetrol realizó 88 y Pampa Energía 78.

En referencia a la participación de las empresas de servicio, Halliburton fue la protagonista, siendo responsable de 663 etapas de fractura. El segundo puesto fue para SLB, con 365 punciones. El tercer lugar Calfrac, con 126 punciones, Weatherford 106 y Tenaris 88 etapas.

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Números en rojo: YPF perdió US$ 1.277 millones en 2023

Pese a tener uno de sus mejores años en Vaca Muerta, YPF, la principal productora de combustibles de Argentina, dio a conocer un balance para el 2023 con una pérdida de 1277 millones de dólares. La compañía lo atribuyó a una revaluación de sus bloques convencionales. Sin embargo, en el upstream no convencional de crudo informó saltos importantes en la producción de petróleo y gas, luego de un año en el que aceleró en sus principales bloques de la provincia de Neuquén.

La compañía invirtió casi 5.700 millones de dólares en 2023, un 36% por encima al año anterior, lo que que le permitió incrementar por segundo año consecutivo la producción total de hidrocarburos un 2%, totalizando en 514 mil barriles equivalentes por día.

La actividad no convencional continuó como su principal eje de crecimiento. La producción de crudo no convencional mostró un salto anual del 27% mientras que la de gas no convencional aumentó un 8%.

En el último trimestre del año, la mitad de la producción de YPF provino del no convencional.

En el centro de su negocio en Argentina, la venta de combustibles, donde encabeza cerca del 60 por ciento de la comercialización en estaciones de servicio, resultaron 3% superiores al año anterior, marcando un nuevo récord histórico anual, que fue abastecido principalmente a través de mayores niveles de procesamiento de sus refinerías, que crecieron un 3% en relación a 2022, y a un incremento en las importaciones, dijo la compañía.

En materia financiera, el EBITDA ajustado de YPF superó los 4 mil millones de dólareslo que significó una reducción del 18% respecto del año anterior producto principalmente de menores precios de combustibles medidos en dólares y un contexto de alta inflación que impactó en los costos operativos.

El resultado neto arrojó una pérdida de 1.277 millones de dólares generado principalmente “por una provisión por desvalorización de activos”. Este cargo contable surge como consecuencia del plan de optimización de yacimientos convencionales maduros aprobado por el Directorio de YPF en febrero de 2024.

La deuda neta de la compañía alcanzó los 6.800 millones de dólares, mientras que el ratio de endeudamiento neto se mantuvo sin variaciones respecto al trimestre anterior, en 1,7 veces en relación con el EBITDA ajustado.

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Malas noticias para Milei: se desplomó el precio del litio

La disminución de la demanda de vehículos eléctricos ha provocado un derrumbe en el precio del litio, lo que pone en riesgo tanto los proyectos de inversión y producción como los puestos de trabajo.

Las perspectivas de crecimiento de la industria del litio en la Argentina, a la que apuesta el presidente Javier Milei, se ven alteradas por el precio internacional del carbonato de litio, que se desplomó y registró una caída cercana al 80% interanual, según reveló un informe de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera dependiente de la Subsecretaría de Desarrollo Minero.

El relevamiento mensual de precios de los principales minerales reflejó que el precio en el mes de diciembre promedió los 16.224 US$/toneladas de LCE (Carbonato de Litio Equivalente), marcando una caída del 21,3% con respecto al mes anterior y de 79,9% con respecto a diciembre de 2022.

El precio promedio del litio durante 2023 alcanzó los 39.39 US$/toneladas de LCE, siendo este valor 44,7% inferior al precio promedio del mismo periodo de 2022 (71.18 US$/tn LCE), según aportó el informe. De los tres principales minerales de exportación de Argentina (oro, plata y litio), solo el denominado “oro blanco” registró una significativa caída en sus precios, ya que el oro y la plata tuvieron un alza interanual de 12,7% y 2,3%, respectivamente.

Los motivos que explican esta caída están relacionados con la demanda de carbonato de litio utilizada en la fabricación de baterías para vehículos eléctricos en China que creció por debajo de lo esperado en la última parte de 2023.

Al respecto, el análisis de Minería indicó que para lo que viene hay “expectativas de lenta recuperación para los primeros meses de 2024 debido a una demanda menos sólida de vehículos eléctricos con desaceleración de su economía y los principales mercados del mundo, fundamentalmente Estados Unidos y Europa” y sostuvo que la baja demanda tiene como contrapartida un exceso de oferta en el mercado de carbonato.

El vicepresidente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), Franco Mignacco, indicó que “el precio internacional del litio se encuentra con valores a la baja, inmerso en un contexto de altas tasas de financiamiento a nivel mundial, una desaceleración de China, cambios en las estimaciones de ventas de los vehículos eléctricos y los sobre inventarios de productos para batería que han impactado fuerte en los precios de venta, que han llegado a sufrir más de 80% de merma”.

A pesar de este contexto desfavorable, aclaró que “en Argentina los principales yacimientos en construcción continúan avanzando” y aseguró que “el impacto de la situación se siente en aquellos proyectos de menor envergadura o más marginales, que están más atados a los niveles de precios, y por tanto están expectantes de definiciones”.

De acuerdo a sus previsiones, “estos precios a la baja podrían sostenerse hasta más allá del primer semestre, para luego dar paso a una paulatina recuperación del precio, aunque no se espera que llegue a los valores pico de fines de 2022”.

El impacto del derrumbe del precio en los proyectos y la inversión de litio en el país 

La merma en los precios tuvo su impacto en los mercados. En ese sentido, Arcadium Lithium, la principal productora de litio en Argentina, ya anunció que el ritmo de las expansiones de los proyectos se van a demorar debido a las condiciones actuales y al desafío que representan los precios.

La compañía tiene previsto invertir este año entre US$225 millones y US$325 millones de capital de crecimiento en Argentina, según informó Bloomberg. Dos de los tres proyectos que actualmente producen litio en Argentina pertenecen a Arcadium Lithium: Fénix y Olaroz, ambos en proceso de ampliación. 

En paralelo y a contramano del incierto escenario por el precio, el mayor proveedor mundial para la producción de baterías de litio, Ganfeng Lithium compró por US$70 millones el 15% del proyecto salteño de Pastos Grandes, propiedad de Lithium Argentina.

La inyección de capitales extranjeros en el territorio nacional en los últimos años, ha llevado a que la Argentina sea el país que más inversión recibió en el mundo para proyectos de exploración de litio, en el período 2010-2022. 

En dicho lapso, entraron al país casi US$500 millones sólo en concepto de inversiones para exploración de litio. Esto representa el 22% de la inversión directa global para la exploración de este mineral, más que Estados Unidos (16%), Australia (15%), Canadá (12%) y Chile (9%), de acuerdo con datos de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco).

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Avanza la construcción del Parque Eólico Arauco en La Rioja

El Parque Eólico Arauco (PEA) inició con las obras para la instalación de nuevos aerogeneradores que producirán más energía renovable para la Argentina. Estas obras integran la etapa II del proyecto PEA III.

El personal técnico a cargo, integrado por 157 personas, se encuentra trabajando en la instalación de los nuevos aerogeneradores completando el hormigonado masivo de la primera de 18 cimentaciones, lo que impulsará una mayor cantidad de generación energía renovable en el país.

El gerente de Obras de Parque Arauco, Rodrigo de la Vega, anunció los detalles clave del proyecto PEA III etapa II: “La tarea realizada este jueves fue el hormigonado masivo de la primera de las 18 cimentaciones para aerogeneradores”. Esta cimentación, destacó, “está conformada para acero ADN 420, de diferentes diámetros, sumando un total de 43.000 kg de acero por fundación”.

Cabe destacar que toda la operación está registrada en una cámara de última tecnología, que proporcionará material formativo invaluable para el Centro de Formación Profesional Kallpa.

De la Vega explicó que “estas cimentaciones se realizan con hormigones de calidad H-35 y H-50 elaborados en planta”, y que “la cantidad de hormigón por fundación es de aproximadamente más de mil toneladas”, el equivalente a 12 esculturas de Facundo Quiroga. La tarea programada comenzó a las 5 am y se llevó a cabo de manera continua e ininterrumpida durante aproximadamente 10 horas, concluyendo alrededor de las 15 horas.

Por último, se confirmó que la fecha prevista para finalizar la obra es el 04 de julio del 2024, subrayando el compromiso de PEA con la ejecución eficiente y exitosa del proyecto.

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Tensión en el mercado de energía eléctrica: ¿puede haber cortes en los hogares?

La cadena de pagos en el mercado de electricidad está a punto de quebrarse como consecuencia de la decisión del Gobierno de interrumpir el flujo de fondos a la empresa encargada de afrontar los costos de la generación eléctrica, Cammesa.

La crisis amaga con trasladarse a distintos sectores de la cadena de suministro eléctrico y disparar más cortes de energía en los hogares.

El Tesoro Nacional aportaba hasta diciembre último la diferencia de dinero entre lo que cuesta generar la electricidad y lo que pagan los usuarios residenciales.

El vehículo para cubrir dicha brecha es Cammesa, una compañía privada controlada por el Estado (tiene el 25% de las acciones clase A). 

Cammesa solía recibir dinero del Tesoro y de las empresas de distribución eléctrica (entre las que se encuentran Edenor, Edesur y Edelap), y con ello pagaba el costo del transporte y la generación eléctrica.

En diciembre, la compañía obtuvo $396.825 millones por parte del Tesoro, el 81% de lo que había solicitado para cubrir sus costos ($492.634 millones). Desde entonces, el ministro de Economía, Luis Caputo, cortó el flujo

Durante enero y febrero, Cammesa no recibió asistencia del Tesoro y comenzaron los problemas en el sector.

Recién la semana pasada, la Secretaría de Energía solicitó que se haga una transferencia de $140.000 millones, cuando el pedido de asistencia de Cammesa había sido de $884.000 millones.

Las generadoras eléctricas cobraron por última vez el 15 de enero pasado la mitad de lo que correspondía por la energía generada en noviembre. 

Desde entonces, no recibieron ningún pago más, acumulándose una deuda con todas las empresas generadoras de electricidad de más de $1 billón.

Las empresas transportistas también sufren la falta de pagos. La mayor empresa operadora de trasmisión de alta tensión, Transener, tuvo dificultades la semana pasada para pagar los salarios. 

Si bien se realizó a término, la empresa debió realizar dos transacciones con tres días de diferencia para completar el 100% de los pagos, un hecho que nunca había sucedido.

La situación se volvió crítica porque coincidió con el agravamiento de otro desbalance del mercado, en el cual el Tesoro también solía intervenir con ayuda financiera.

Debido a que las tarifas de las distribuidoras tampoco se actualizaron durante varios meses, las empresas se empezaron a quedar cada vez más con el dinero que le correspondía a Cammesa para cubrir sus propios costos salariales y de mantenimiento del servicio.

Cammesa, por lo tanto, se quedó sin sus dos fuentes de ingresos, pero con varios pendientes de pago, que encima se dispararon tras la devaluación de diciembre, ya que es un sector en el cual el 60% de los costos tiene contratos en dólares.

Al 29 de febrero, Edenor transfirió solo 15% de la energía consumida en diciembre, que venció el 8 del mes pasado; Edesur, el 17%, y el grupo DESA (dueña de las distribuidoras bonaerenses Eden, Edes y Edelap), apenas el 2%.

El año pasado, Edenor ya debía $73.700 millones a Cammesa; DESA, $57.740 millones, y Edesur, $33.400 millones, aunque no son las únicas en rojo. En total, todas las distribuidoras del país adeudaban $305.650 millones (US$380 millones) al 29 de diciembre pasado.
A la espera de una señal

En el mercado esperan una señal de la Secretaría de Energía, que conduce Eduardo Rodríguez Chirillo. El experto en energía que acompaña al presidente Milei desde junio del año pasado cree que el desbalance de pagos del sector se comenzará a solucionar en abril, cuando empiecen a regir a pleno los aumentos tarifarios anunciados a mitad de febrero.

Preocupa además el nivel de morosidad que pueda haber por el pago de las boletas de electricidad, debido a la magnitud de los aumentos tarifarios realizados en un contexto de fuerte caída del poder adquisitivo. 

Si las distribuidoras tienen problemas para cobrar de los usuarios, los pagos a Cammesa no van a hacer lineales.

Por otro lado, cada jurisdicción tiene un ente regulador provincial que oficializa los aumentos de tarifas que dispuso la Secretaría de Energía y, a su vez, autoriza también las subas de las empresas distribuidoras, llamado valor agregado de distribución (VAD).

Mientras que el ENRE, que regula a Edenor y Edesur, les dio aumentos de VAD a las distribuidoras, en la provincia de Buenos Aires, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos solo ordenó trasladar la suba de precios de la Secretaría de Energía, sin aplicar un aumento adicional para las tarifas de Eden, Edes y Edelap. 

De continuar esta situación, no se espera que el grupo DESA aumente sus transferencias a Cammesa y, por lo tanto, la cadena de pagos seguirá tensionada.

A futuro, en el sector esperan tener mayor claridad sobre el rol de Cammesa. La idea de Rodríguez Chirillo es que la compañía vuelva a tener la única función que tenía en la década de 1990: estar a cargo del despacho de energía eléctrica.

A partir de los gobiernos de Cristina Kirchner, Cammesa fue sumando nuevas responsabilidades. Por ejemplo, hoy está a cargo de comprar todo el gas que las centrales térmicas necesitan para generar electricidad. También se ocupó de firmar los contratos de compra de energía renovable durante el gobierno de Mauricio Macri.

El plan del secretario de Energía es trasladar esos contratos a las generadoras y distribuidoras eléctricas, para desregular el mercado y que opere como era durante la convertibilidad.

El primer paso lo dio hace unas semanas, cuando el gerente general de Cammesa, Jorge Garavaglia, un funcionario que responde directamente al secretario de Energía, eliminó de manera sorpresiva la Gerencia de Contratos y despidió a los empleados.

Por eso, en el sector eléctrico están en alerta. Mientras tanto, Rodríguez Chirillo sigue adelante con su plan, ya que cuenta con el apoyo del presidente Javier Milei, Caputo y del jefe de Gabinete, Nicolás Posse. El próximo desafío será la implementación de la Canasta Básica Energética (CBE), el nuevo esquema de subsidios a la demanda.

Fuente: Noticias Argentinas.

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El juicio por YPF suma USD 2,5 millones por intereses

Cada día que la Argentina no paga el millonario juicio de US$ 16.000 millones por la estatización de la petrolera YPF tiene un costo de US$2,5 millones en concepto de intereses. Es el monto aplicado por la jueza federal de Nueva York Loretta Preska, según indicó el especialista Sebastián Maril, director regional de Latam Advisors.

Desde septiembre de 2023, el momento en que se emitió el fallo de la jueza de Nueva York Loretta Preska que condenó a la Argentina a pagar el máximo posible al fondo Burford Capital – titular de los derechos de las sociedades Petersen y Eton Park-, los intereses acumularon unos 414 millones de dólares.

Para acelerar la situación, Preska convocó a los representantes de la Argentina y a los beneficiarios del caso de la expropiación a una audiencia telefónica que se realizará el 18 de marzo, con el fin de destrabar el proceso de “Discovery” (descubrimiento) de activos embargables del Estado.

El bufete Burford, que compró los derechos de litigio tras la quiebra de las empresas Petersen, de la familia Eskenazi, puso en una lista de presuntos activos embargables a las acciones de YPF en manos del Estado, las concesiones para los recursos naturales, los aviones de Aerolíneas Argentinas, bienes de Arsat, Energía Argentina (Enarsa), el Banco Nación y hasta el swap con China. También los abogados demandantes quieren conocer cada movimiento de dinero del Banco Central (BCRA) al exterior. Esa aspiración es para tener una garantía por si el Estado continúa sin pagar.

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Irán confiscó petróleo crudo de un buque petrolero con destino a Estados Unidos

Un tribunal iraní ordenó confiscar el petróleo crudo por un valor de 50 millones de dólares a bordo de un buque petrolero.

Irán interceptó un buque en el mar de Omán el año pasado, pero la información se conoció este miércoles a través de la agencia semioficial de noticias Mehr.

Trascendió que el desembarco de la carga estadounidense fue una medida de represalia contra las sanciones que la nación norteamericana aplicó, además de impedir la venta de medicamentos esenciales para víctimas iraníes de una rara afección dermatológica.

El buque petrolero Advantage Sweet con bandera de las Islas Marshall y que tenía como destino Estados Unidos fue confiscado por fuerzas navales iraníes en abril del año pasado al sur del estrecho de Ormuz.

Irán comunicó que aquella confiscación fue llevada a cabo después de que el buque petrolero colisionara con una embarcación pesquera iraní, lo que dejó heridos y desaparecidos a un número de tripulantes iraníes, y de que intentara huir del lugar en grave violación a las leyes y regulaciones internacionales.

En agosto de 2023, Estados Unidos desembarcó un cargamento de petróleo iraní frente a la costa de Texas del buque cisterna Suez Rajan con bandera de las Islas Marshall, que había decomisado previamente.

El mismo buque cisterna, aunque con el nuevo nombre de St Nikolas, fue decomisado por la Armada iraní en el mar de Omán en enero de este año bajo una orden judicial. 

Las autoridades iraníes indicaron que el decomiso fue como represalia por el “robo” estadounidense de petróleo iraní en abril de 2023.

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La Provincia de Buenos Aires contará con el primer Centro de Energías Renovables

El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Subsecretaría de Energía y en conjunto al Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, avanza en la construcción del primer Centro de Energías Renovables ubicado en el Campus Tecnológico de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), en La Plata.

Durante el acto de inicio de las obras estuvieron presentes el subsecretario de Energía de la Provincia, Gastón Ghioni; el subsecretario de Ciencia, Tecnología e Innovación bonaerense, Federico Agüero; el Presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas; Roberto Salvarezza, y el director del Consejo Provincial Universitario, Alejandro Villar.

El proyecto consiste en la construcción de un edificio bioclimático con autogeneración renovable y sistema de bombeo de agua mediante la utilización de paneles solares. La intervención permitirá contar con un espacio vinculado a las tecnologías sustentables, de generación renovable, eficiencia energética y electro movilidad.

Durante el evento, el Subsecretario de Energía bonaerense Gastón Ghioni subrayó: “Lo que estamos construyendo hoy, el proyecto de este Centro de Energía Renovable, está en las antípodas de los planes que puso en marcha el gobierno nacional en relación a la ciencia, a la política energética, a la importancia de la inversión y la obra. Está claro que estamos en la vereda de enfrente, y es una decisión del gobierno provincial -dentro de nuestras competencias y atribuciones-, seguir sosteniendo y defendiendo las convicciones políticas que validaron las y los bonaerenses por cuatro años más”.

Por su parte, Agüero señaló: “El gobierno de la Provincia sigue apostando por la Ciencia y la Tecnología como motor de desarrollo productivo y social”.

Cabe destacar que la iniciativa fue impulsada por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y el Foro Regional Eléctrico (FREBA) de la Provincia de Buenos Aires, a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable PROINGED, en la búsqueda de contar con una sede de referencia propia, en la que puedan confluir diversas actividades de investigación y desarrollo demostración y difusión de Tecnologías vinculadas a la generación renovable y eficiencia energética.

Para realizar este proyecto en conjunto se suscribió un convenio de colaboración con la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), perteneciente al Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, en el marco de la Ley Provincial N° 14.838 de Régimen de Fomento a las energías renovables en la Provincia de Buenos Aires.

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Crisis: Transener informó que no podrá pagar los sueldos si Cammesa no salda parte de su deuda

Transener anunció hoy que la mora en el pago de CAMMESA a las empresas del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y la falta de certidumbre sobre futuras erogaciones –solicita al menos el pago de un mes completo de todo el período adeudado- pone en riesgo el pago de obligaciones y salarios de marzo.

El Comité Ejecutivo de CAMMESA se reunió hoy y “ante el pedido concreto de precisiones, no se obtuvieron certezas sobre los futuros pagos que aseguren recibir en el mes de Marzo al menos el ingreso de una remuneración mensual”, indicó en la notificación que envió Transener a BYMA. 

“La falta de recursos en CAMMESA para atender los compromisos habituales es consecuencia de la demora en los pagos por parte de los distribuidores -que a la fecha han cancelado solamente el 49% de lo adeudado, conjuntamente con la falta de los necesarios aportes del Tesoro Nacional para cubrir los subsidios otorgados”, siguieron.

La firma detalló que a la fecha están pendientes de pago el 50% de la factura de los servicios prestados en noviembre y el total de la de diciembre 2023, por un total de $ 11.900 millones más intereses, “estando próxima a vencer la factura de enero 2024, y sin certeza respecto a los futuros pagos”. 

“Teniendo en consideración que el 95% de los recursos financieros de Transener S.A. provienen del pago de CAMMESA, este incumplimiento se traduce en el desfinanciamiento de la Sociedad”, detalló. 

Aclaró que desde el punto de vista económico las necesidades de la compañía para este año se encuentran razonablemente cubiertas y con cierta previsibilidad respecto a los ingresos futuros, producto de la vigencia de la Resolución ENRE Nº 104/24 que ha aprobado el incremento tarifario para la Sociedad desde febrero 2024, “es indispensable el cumplimiento por parte de CAMMESA del pago en término, de lo contrario obliga a la sociedad a mantener los egresos reducidos a un mínimo operativo que solo es aceptable en un muy corto plazo; de mantenerse tendrá impacto en la normal capacidad de atención del Sistema de Transporte, con el consecuente riesgo operativo”. 

Sobre la situación fueron notificados el ENRE, Cammesa y Secretaría de Energía de la Nación. Aún así sostiene no haber recibido certezas y “por lo tanto, hemos puesto en conocimiento de las autoridades que de no cobrar al menos una transacción completa durante marzo, Transener no podrá cancelar sus obligaciones operativas y salariales en término”. 

La sociedad controlada, Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal SA (TRANSBA), se encuentra atravesando el mismo escenario debido a la falta de pago por parte de CAMMESA. 

“La Sociedad se encuentra analizando los reclamos administrativos y judiciales que correspondan a efectos de perseguir el cobro de las mencionadas acreencias. Es importante mencionar que la situación crítica a la que se ve expuesta la Sociedad corresponde a menos del 2% del total de los costos del MEM que administra Cammesa, o sea unos 20 millones de dólares mensuales y representa aproximadamente 150 pesos en la factura de un cliente residencial”, concluyó el comunicado.

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Se inauguró en Córdoba el primer parque solar comunitario del sector privado en Argentina

Mundo Maipú, el concesionario multimarca con una trayectoria de más de 45 años en el sector, inauguró el viernes pasado el primer parque solar comunitario del sector privado en Argentina. 

De este modo, con una inversión de USD 1.6 millones, Maipú se posiciona como la firma impulsora del proyecto de generación distribuida comunitaria de mayor magnitud hasta el momento en el país.

Germán Ravenna, vicepresidente de Maipú, expresó: “Este parque solar es más que una infraestructura; es una contribución a la generación de energía renovable y a la ecología global de nuestra querida ciudad de Córdoba. Estamos orgullosos de este logro, y vemos este proyecto como un motivador para seguir creciendo y moviéndonos hacia la sustentabilidad”.

Con este acto, el concesionario inició formalmente sus acciones para sustituir la energía proveniente de fuentes fósiles que actualmente suministra el sistema eléctrico por energía totalmente renovable, generada e inyectada a la red de distribución. Para lograrlo, se instalaron 1656 paneles solares sobre las playas de estacionamiento de vehículos 0km de la empresa durante 2023, totalizando 828 kWp de capacidad y siendo capaces de generar aproximadamente 1.436.500 kWh al año, equivalente al consumo de más de 450 hogares.

Es importante resaltar que este proyecto se llevó a cabo en colaboración con Green Pampa, la empresa contratista especializada en energía solar, encargada del asesoramiento, la ingeniería y la ejecución de esta obra.

De esta forma, Maipú ha dado el primer paso hacia la sostenibilidad, implementando medidas destinadas a reducir su huella de carbono. Mediante la instalación de paneles fotovoltaicos de última generación, se genera energía limpia para abastecer a todo el grupo, evitando emisiones por 603,3 Tn de CO2 por año y reduciendo considerablemente la dependencia de fuentes de energía no renovables.

En este sentido, la política corporativa de Mundo Maipú va en concordancia con el programa de reducción y compensación de emisiones de gases de efecto invernadero que lleva adelante el gobierno provincial, a través del Ministerio de Servicios Públicos y EPEC. Dicho programa apunta hacia una descarbonización de la matriz energética por medio de la incorporación y fomento de las fuentes renovables y de transición, con el horizonte puesto en un modelo de desarrollo sustentable.

Así, se busca mitigar las emisiones de estos gases que generan el cambio climático global, estableciendo como objetivo prioritario la carbononeutralidad.

Datos técnicos del proyecto:

– Potencia instalada en los paneles solares: 828 kWp.

– Suministros beneficiarios iniciales: 8 medidores del Grupo Maipú.

– Cantidad de energía proyectada durante el primer año: 1.436.500 kWh.

– Emisiones evitadas por año: 603,3 tn CO2eq.

– Cantidad de paneles instalados en la primera etapa: 1.656 unidades de 500 Wp.

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Guyana supera a Venezuela en exportaciones de petróleo

La disputa fronteriza entre Venezuela, rica en petróleo, y Guyana dio un nuevo giro con Guyana exportando más petróleo que su vecino por tercer mes consecutivo.

Las exportaciones diarias de Guyana fueron de 621.000 barriles en febrero, superiores a las de Venezuela, 604.000 barriles, según replicó Bloomberg.

Venezuela y Guyana se disputan la región de Esequibo desde hace casi un siglo, pero las tensiones se intensificaron tras el descubrimiento de enormes cuencas petrolíferas en los últimos años frente a la costa guyanesa. El país ha visto una afluencia de inversiones por parte de empresas como Exxon Mobil Corp.

Venezuela, que alberga la mayor reserva de petróleo del mundo y fue en su día uno de los grandes protagonistas del mercado petrolero mundial, vio caer su producción tras las sanciones impuestas por Estados Unidos para reemplazar al presidente Nicolás Maduro.

La reciente flexibilización de las sanciones ha permitido que la producción repunte hasta su nivel más alto en cuatro años, pero sigue siendo inferior a la mitad de lo que era antes de las sanciones.

Asimismo, Guyana ha comenzado recientemente a producir petróleo de un tercer desarrollo, Payara, operado por Exxon.

El país pasó de no producir petróleo hace 3 años a bombear 637.000 barriles el 31 de enero.

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Aramco desembarca en Sudamérica con la compra de la chilena Esmax

Saudi Aramco ha completado la compra de Esmax Distribucion SPA a Southern Cross Group, marcando la entrada del gigante energético saudí en el mercado minorista de combustibles de América del Sur.

Aramco afirmó que la expansión está en consonancia con su objetivo de diversificar su presencia global y asegurar una posición más fuerte en los mercados internacionales.

Esta operación, anunciada inicialmente en septiembre de 2023, supone la primera inversión minorista Downstream de Aramco en Sudamérica.

También subraya el atractivo de este mercado y se alinea con el objetivo estratégico de la compañía de mejorar su cadena de valor Downstream.

Esmax es el tercer mayor minorista de combustibles en Chile, tiene presencia en todo el país con estaciones de servicio, operaciones aeroportuarias, terminales de distribución de combustible y una planta de mezcla de lubricantes.

La compañía chilena es licenciataria de la empresa estatal brasileña Petroleo Brasileiro SA. También posee participaciones no mayoritarias en un oleoducto y una instalación de almacenamiento de combustible de aviación en el aeropuerto de Santiago, según la información que figura en el sitio web de Southern Cross.

Aramco aspira a convertirse en uno de los principales actores mundiales en el sector minorista y esta operación combina nuestros productos y servicios de alta calidad, incluidos los lubricantes Valvoline, con la experiencia y la calidad de un operador establecido en Chile”, dijo en un comunicado Yasser Mufti, vicepresidente ejecutivo de Aramco para productos y clientes.

La adquisición de Esmax proporciona a Aramco más puntos de venta para sus productos refinados, dijo Aramco en el anuncio de su acuerdo de adquisición el año pasado.

Mufti, declaró: “Estamos encantados de concluir la adquisición de Esmax y esperamos trabajar con el excelente equipo sobre el terreno en Chile para lograr nuestras ambiciones compartidas”.

“Aramco aspira a convertirse en uno de los principales minoristas del mundo y esta operación combina nuestros productos y servicios de alta calidad, incluidos los lubricantes Valvoline, con la experiencia y la calidad de un operador establecido en Chile”.

Se espera que el acuerdo abra nuevas vías de mercado para los lubricantes de la marca Valvoline, tras la adquisición por parte de Aramco del negocio global de productos Valvoline en febrero de 2023 por 2.650 millones de dólares.

Aramco ya está presente en Latinoamérica a través de su empresa mayoritaria Saudi Basic Industries Corp, que posee intereses en plantas petroquímicas de Argentina, Brasil y México.

Aramco adquirió toda la participación del 70% del gobierno saudí en SABIC del Fondo de Inversión Pública en 2020 por 259.100 millones de SAR (69.100 millones de dólares), según anunció Aramco el 17 de junio de 2020.

En otro ámbito de su expansión en el mercado de combustibles y productos químicos, Aramco completó el año pasado la compra de una participación del 10% en la empresa china Rongsheng Petrochemical Co. Ltd. por 3.100 millones de dólares.

En virtud de este acuerdo, Aramco suministra 480.000 barriles diarios (bpd) de petróleo saudí a la que, en su opinión, es la mayor planta integrada de refino y productos químicos de China.

Rongsheng posee una participación del 51% en la propietaria de la planta, Zhejiang Petroleum and Chemical Co. Ltd. La planta puede procesar hasta 800.000 bpd de crudo y producir hasta 4,2 millones de toneladas métricas de etileno al año, según Aramco.

“Nuestra asociación estratégica con Rongsheng hace avanzar la estrategia de líquidos a productos químicos de Aramco, al tiempo que aumenta nuestra presencia en China y pone de manifiesto nuestra importancia como proveedor fiable de crudo”, dijo Al Qahtani en un comunicado de prensa el 21 de julio de 2023, anunciando la finalización de la adquisición.

Más tarde firmó acuerdos que aseguraban las conversaciones sobre sus ofertas para adquirir participaciones en otros dos operadores chinos de downstream.

Aramco planea tener una participación del 10% en Shandong Yulong Petrochemical Co. Ltd. y otro 10% en Jiangsu Shenghong Petrochemical Industry Group Co. Ltd.

Un memorando de entendimiento que anunció el 11 de octubre propone que Aramco suministre petróleo y otras materias primas a Shandong Yulong.

El acuerdo para Jiangsu Shenghong Petrochemical también pretende que los saudíes suministren crudo y otras materias primas al operador chino.

“Aramco y Shenghong Petrochemical también tienen la intención de cooperar en el desarrollo de un gran proyecto de expansión, sujeto a nuevas conversaciones entre las partes y la ejecución de acuerdos definitivos”, dijo Aramco en un comunicado de prensa el 27 de septiembre.

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Equinor puso en marcha la exploración sísmica en las cuencas Austral y Malvinas

La compañía noruega Equinor comenzó el fin de semana la exploración sísmica en el sur del Mar Argentino, a 26 kilómetros de las costas de Tierra del Fuego.

Según replicó el sitio EconoJournal, los bloques donde la empresa hará los estudios en busca de hidrocarburos son Cuenca Austral 105 y 106 (AUS 105 y AUS 106) y Cuenca Malvinas Oeste 121 (MLO 121).

El buque que hará la sísmica en estos tres bloques es el BGP Prospector, el mismo que el 14 de febrero terminó los trabajos en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN 100), frente a las costas bonaerenses. Para mitad de año las petroleras podrían tener los primeros resultados de este trabajo. La base operativa en tierra que utilizará el BGP Prospector y los dos barcos de apoyo será Puerto Deseado, en la provincia de Santa Cruz.

Los tres bloques están contiguos frente a la ciudad fueguina de Río Grande y tuvieron la aprobación del estudio de impacto ambiental a fines de diciembre de 2023. Los bloques tienen una superficie de 2129 km2 (AUS 105) y 2160 km2 (AUS 106). Por su parte, el bloque MLO 121 posee una superficie de 4.283 km2. 

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El Gobierno dejará de subsidiar las tarifas de luz a comercios, industrias y pymes

El Gobierno informó que dejará de subsidiar las tarifas de luz a comercios, industrias y pymes, limitando la asistencia estatal solamente a los sectores vulnerables, en el marco de la exposición en la última audiencia pública de los funcionarios del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Energía.

En la convocatoria del área comandada por Eduardo Rodríguez Chirillo realizada el pasado jueves 29 de febrero, el funcionario Salvador Gil explicó que “el nuevo esquema no contiene ningún tipo de subsidio a las actividades productivas” ya que “no sería compatible subsidiar a la energía y tener precios liberados”. Con esta decisión, se estima que las empresas afectadas serán al menos 100 mil.

Con respecto al funcionamiento de la Canasta Básica Energética (CBE), precisó que “sólo se van a subsidiar necesidades humanas básicas y cuando sea necesario”. En ese sentido, el nuevo esquema subsidiará directamente a la demanda, a través de una transferencia directa al banco, o un descuento en la factura.

En la misma línea, Martín Vauthier, asesor en Economía, afirmó que “en un contexto de recursos escasos, se eliminan subsidios a la demanda no residencial, por ejemplo, en procesos productivos, dado que en dicho caso no es posible asegurar que los beneficiarios reales sean los sectores de menores ingresos”.

El impacto de los aumentos en comercios y pymes

Un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la Universidad de Buenos Aires y el CONICET reflejó que los últimos incrementos de tarifas afectaron mayormente a los comercios y a las pymes. Por lo que la eliminación definitiva de los subsidios producirá otro fuerte impacto en el sector.

Los comercios pequeños con una potencia de 10 KW y un consumo de 1.200 kwh/mes, recibieron facturas con un aumento del 276% en el precio mayorista de la energía, frente al precio de enero, del cual sólo abonaban un 18%. En el AMBA, pasaron de pagar $64.775 hasta el primer mes del año a $266.213 en febrero, con impuestos.

En cuanto a los pequeños usuarios industriales, con una potencia contratada de 35 KW y un consumo mensual de 6.500 Kwh/mes, el alza en el precio de la energía alcanzó el 178%, frente al valor de enero, del cual sólo pagaban el 31%. En este caso, pasaron de abonar una factura de $274.875 a $1.060.187 en febrero.

En busca de atenuar el impacto a partir de un mejor manejo del consumo, el Gobierno anticipó que lanzará un programa de eficiencia energética, con financiamiento del Banco Mundial, para dar créditos a comercios y pymes, con el objetivo de que puedan reconvertir sus equipamientos eléctricos, y así lograr mayor eficiencia y ahorro.

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Juicio por YPF: Argentina recibió el apoyo de Brasil, Chile, Uruguay y Ecuador en EEUU para no pagar US$16.000 millones

Brasil, Chile, Uruguay y Ecuador se presentaron como “amicus curiae” en la Corte de Apelaciones de Manhattan, en Estados Unidos, para que la Argentina no sea condenada a pagar US$16.000 millones por la causa que investiga la expropiación de la petrolera YPF en 2012, durante la Presidencia de Cristina Kirchner.

“Las naciones soberanas tienen interés en este caso porque el fallo del Tribunal de Distrito, si se permite que se mantenga, interferirá con las expectativas futuras del país”, reza un fragmento publicado por el diario Financial Times respecto de los escritos que presentaron los países sudamericanos. 

En ese sentido, consideraron que el fallo de primera instancia de la jueza Loretta Presta “amenaza con perturbar las relaciones comerciales con otros países soberanos, y sus residentes corporativos y Estados Unidos”.

Estos cuatro países sostienen que el tribunal estadounidense intercedió en un asunto doméstico, puntualmente en una empresa que se encuentra en Argentina, regida por estatutos y leyes locales.

Preska en su fallo explicó que YFP cotiza en Wall Street y las empresa accionistas fueron los que hicieron la demanda por verse perjudicadas tras la expropiación.

Según compartió el mismo medio, en el escrito, Brasil y Uruguay remarcan que “los pueblos de la región no deberían verse obligados a soportar las consecuencias económicas de una sentencia que flagrantemente aplica mal la ley vigente, y fue dictada por un tribunal que nunca debería haber ejercido jurisdicción”.

A su turno, citan que Chile y Ecuador hicieron hincapié sobre el peligro de estas sentencias “cada vez mayores y más amplias por parte de tribunales estadounidenses”. De ese modo, advirtieron que ello podría impactar de manera negativa en la participación de empresas de la región en Wall Street.

Por otro lado, en la corte de Estados Unidos también hicieron sus presentaciones algunas provincias productoras de hidrocarburos como Neuquén, Río Negro, Chubut, Mendoza, Jujuy, Formosa, Mendoza, Salta, Santa Cruz, La Pampa y Tierra del Fuego; el Colegio Público de abogados de CABA y ex jueces argentinos.

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Nación anunció que a partir de octubre dejará de importar gas de Bolivia

El gobierno nacional dejará de importar gas de Bolivia en el mes de octubre. El dato, fue adelantado por la Secretaría de Energía donde se debatió el nuevo sistema de subsidios de energía.

Según replicó el diario local Río Negro, Fernando Solanet, funcionario de la Secretaría detalló las fuentes de origen del gas natural que consume el país y también sus costos, para explicar la incidencia que los mismos tienen en la determinación del precio del gas en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

“La importación de gas de Bolivia disminuirá a cero a partir de octubre, en principio, para nunca más volver”, aseguró el funcionario en la audiencia pública.

Solanet presentó un archivo sobre las estimaciones del sistema de gas del país para este año. En el mismo, se señala tanto el gas proveniente de la producción nacional por medio del Plan Gas.Ar, pero también las importaciones previstas de GNL (gas natural licuado) por barco y las de Bolivia.

El esquema marca que, a pesar de la última adenda del contrato de importación entre la nacional Enarsa y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pone fin a los envíos el próximo 1 de julio, el gobierno ya prevé continuar con esas importaciones hasta el 30 de septiembre.

La extensión se debe a las demoras en las obras de la Reversión del Gasoducto Norte, que se había proyectado que esté listo en mayo, pero que aún no se finalizó la licitación en sí de los trabajos, estando pendiente la definición de la adjudicación de uno de los tres renglones en los que se dividen los trabajos.

El esquema previsto por Nación contempla los volúmenes de importación de Bolivia de 4,5 millones de metros cúbicos por día para julio, mes que como se marcó no estaba previsto en el fin del contrato.

También para agosto y septiembre se contempla la importación de 2,4 millones de metros cúbicos por día desde Bolivia, señalándose además que así como hasta julio el precio previsto es de 11,4 dólares por millón de BTU, para agosto y septiembre ese valor bajaría a 7,90 dólares por millón de BTU (valores altos si se toma en cuenta que el precio promedio del gas nacional es de 3,91 dólares).

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Gazprom planea inversiones por 17.600 millones de dólares en 2024

Gazprom aprobó los borradores del programa de inversiones y el plan financiero para 2024, que contempla inversiones por un valor de 17.600 millones de dólares.

El plan financiero aprobado permitirá la plena cobertura de las obligaciones de la empresa sin déficit. Las decisiones sobre la financiación de la deuda en el marco del programa de préstamos de la compañía se tomarán sobre la base de las condiciones del mercado, la liquidez y las necesidades de financiación de Gazprom, dijo la compañía.

Gazprom añadió que la información sobre sus resultados operativos preliminares para 2023, los borradores del programa de inversiones y el presupuesto de la compañía para 2024, y el programa de inversiones y el presupuesto previstos para 2025-2026 se someterán a la consideración del consejo de administración de Gazprom.

El programa de inversiones de Gazprom para 2024 incluye la financiación de proyectos prioritarios, como el desarrollo de los centros de producción de gas en la península de Yamal y el este de Rusia, la línea troncal de gas Power of Siberia, el complejo de procesamiento de gas de Gazprom y la ampliación de las infraestructuras de gas en las regiones rusas, así como proyectos que garanticen el equilibrio del gas en los periodos punta.

A finales de octubre, la compañía informó de que actualmente está llevando a cabo los programas actualizados 2021-2025 para el suministro de gas y la expansión de la infraestructura de gas en 72 entidades constitutivas de la Federación Rusa.

Como resultado de la aplicación de los programas quinquenales, los residentes de más de 977.000 hogares y apartamentos de 5.700 localidades accederán por primera vez al gas de red. Un total de 4.700 salas de calderas podrán funcionar con gas, según la compañía.

En la actualidad, se está ampliando el gasoducto Power of Siberia, concretamente, se están construyendo loopings y aumentando la capacidad de los compresores. Gazprom también sigue aumentando la capacidad del gasoducto Sajalín-Jabarovsk-Vladivostok.

Se está aumentando el caudal del gasoducto, entre otras cosas, para satisfacer la creciente demanda de gas en los territorios de Jabárovsk y Primorie, dijo Gazprom.

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Cammesa comenzó los procesos de embargos contra cooperativas eléctricas

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa) inició el proceso judicial de embargo para reclamar a la Cooperativa Eléctrica de Trelew por una deuda que supera los $6.000 millones si se contabilizan los intereses por la mora. La demanda original se había iniciado en septiembre del año pasado. La medida se da tras una semana de conflicto por el recorte de fondos entre el gobierno de Javier Milei y el de Ignacio Torres.

La situación, que afecta a todas las cooperativas de la provincia y que viene siendo denunciado con advertencias que de hecho no se han llevado a cabo, muestra la existencia de un problema que abarca a todas las distribuidoras del país, encabezadas por EDENOR y EDESUR en la Ciudad de Buenos Aires, que al recaudar por debajo del costo pagan a su vez monto inferior a la factura de la administradora.

En paralelo, el Estado nacional dejó de cubrir con subsidios esas diferencias, por lo que el sistema podría empezar a resquebrajarse y a afectar a miles y miles de usuarios ante eventuales cortes parciales o totales de suministro.

La deuda total de 394.700 millones de pesos a CAMMESA, es la consecuencia del atraso de tarifas que se viene registrando en los últimos años según se denuncia y, como las distribuidoras recaudan menos del costo de generación, hacen pagos parciales, lo que fue acumulando ese monto en los últimos años.

A ese problema crónico se suma la reciente decisión del Estado nacional de dejar de subsidiar esas diferencias. Con esos aportes, CAMMESA podía cumplir con sus obligaciones hacia generadoras y transportistas, pero al dejarse sin efecto esa medida -en busca de lograr el superávit fiscal que persigue el gobierno-, entró en riesgo toda la cadena de pagos y la eventual afectación a los usuarios.

A su vez, la compañía mayorista inició un proceso para reclamar las deudas acumuladas por las distribuidoras de todo el país.

Según un informe, las principales deudoras son EDENOR, con 107.104 millones de pesos; EDESUR, con 53.688 millones; y otras 3 compañías que operan en provincia de Buenos Aires, con un monto del orden de los 57 mil millones de pesos en conjunto.

En los últimos días la cooperativa de Trelew recibió una notificación de CAMMESA anunciando que le trabará embargo por un monto de alrededor de 6 mil millones de pesos por lo que, no se descarta que una medida similar pueda afectar a otras distribuidoras de la provincia.

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La OPEP+ resolvió mantener los recortes a la producción de petróleo hasta el 30 de junio

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) decidió extender hasta el 30 de junio sus recortes de suministro de petróleo, en un intento por evitar un superávit mundial y apuntalar los precios, según informó el cartel en un comunicado, tras una reunión virtual desde Viena, Austria.

Las restricciones implican una reducción de unos 2 millones de barriles diarios, y permanecerán vigentes hasta finales de junio, según declaraciones de miembros como Arabia Saudita, que representa la mitad de los recortes comprometidos.

Rusia, un aliado extra OPEP, prometió fortalecer su papel centrándose más en los recortes de producción que en las exportaciones.

El actual recorte conjunto que este grupo de países, liderado por Arabia Saudita y por Rusia, data del otoño de 2022 y supone la retirada del mercado global de 2,2 millones de barriles diarios. De esa cifra, casi la mitad (un millón) recaerá sobre los hombros de Riad, que lleva meses poniendo en el mercado nueve millones de barriles, lejos de su capacidad potencial. Moscú sumará casi medio millón más, y el resto se lo repartirán el resto de miembros, con Irak y Emiratos Árabes Unidos a la cabeza.

Los inversores y los analistas se habían mostrado ampliamente favorables a la extensión y la consideraron necesaria para compensar una pausa estacional en el consumo mundial de combustible, según informó la agencia

La caída en los bombeos de los miembros de la OPEP+ se hizo muy necesaria frente al aumento en la producción en países como Canadá, Estados Unidos, Guyana y Brasil, que operan en esquistos.

Esta producción extra OPEP y los abundantes suministros de los países del cartel petrolero han anclado los precios internacionales del petróleo cerca de 80 dólares por barril, incluso cuando el conflicto en Medio Oriente perturba el transporte marítimo regional.

Arabia Saudita, el mayor productor de crudo del mundo necesita un precio superior a los 90 dólares por barril mientras gasta miles de millones de dólares, en una transformación económica que abarca ciudades futuristas y torneos deportivos, según un informe elaborado por la agencia calificadora de riesgo crediticio Fitch Ratings.

Su mayor socio en la alianza, Rusia, también busca ingresos para seguir librando la guerra contra Ucrania.

Estas últimas restricciones a la producción, que profundizan las reducciones realizadas el año pasado, “se restablecerán gradualmente sujeto a las condiciones del mercado” después del segundo trimestre, dijeron los países en los medios estatales.

Rusia, que tiene una exención única para dividir sus restricciones entre la producción y las exportaciones de petróleo crudo y productos refinados, pondrá mayor énfasis en los recortes a la producción de crudo durante el próximo trimestre, dijo el viceprimer ministro Alexander Novak .

Esa promesa puede ofrecer cierta satisfacción a Riad. El Ministro de Energía saudita, el Príncipe Abdulaziz bin Salman, expresó su decepción el año pasado porque Moscú no había acordado recortar la producción, lo que impacta más directamente los equilibrios del mercado global que los cambios en las exportaciones.

En abril, el recorte de Rusia comprenderá 350.000 barriles diarios de producción y 121.000 barriles diarios de exportaciones.

En mayo, serán 400.000 barriles diarios de producción y 71.000 barriles diarios de exportaciones, mientras que en junio las restricciones vendrán únicamente de la producción.

Aun así, Rusia y otros miembros del grupo no han cumplido hasta ahora plenamente sus compromisos.

Irak y Kazajstán bombearon colectivamente varios cientos de miles de barriles diarios por encima de sus cuotas en enero, pero prometieron mejorar el cumplimiento e incluso compensar cualquier sobreproducción inicial.

La decisión del grupo de ampliar sus restricciones para el segundo trimestre puede haber sido ampliamente esperada, pero la OPEP+ probablemente enfrentará una decisión más difícil en su próxima reunión programada para el 1 de junio, cuando los ministros establecerán la política para la segunda mitad del año.

Los pronósticos de la Agencia Internacional de Energía en París sugieren que, con la desaceleración del crecimiento de la demanda mundial de petróleo y el aumento de la nueva oferta de las Américas, la OPEP+ tendrá que perseverar en sus recortes durante todo el año.

No está claro si todos los miembros estarían dispuestos a suscribirse a esa política. Si bien Arabia Saudita a menudo ha instado a la necesidad de actuar con cautela, su vecino, los Emiratos Árabes Unidos, ha estado dispuesto a aprovechar las recientes inversiones en nueva capacidad de producción.

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Cámara de biocombustibles apoyó la convocatoria al Pacto de Mayo

La Cámara Argentina de Biocombustibles –CARBIO- respaldó el discurso del presidente, Javier Milei, en la apertura de sesiones ordinarias del Congreso Nacional y alentó a los gobernadores a sumarse al Pacto de Mayo.

“El discurso del Presidente de la nación ante la asamblea legislativa en ocasión de la apertura de sesiones ordinarias, fue claro y preciso en el camino a transitar para salir de esta profunda crisis económica y social”, señaló CARBIO en un comunicado de prensa distribuido hoy.

En ese sentido alentó a “a los gobernadores a sumarse al Pacto de Mayo por un desarrollo sostenible, que promueva el valor agregado y competitividad de la bioenergia y toda nuestra agro-industria, en beneficio de todos los Argentinos”.

El comunicado de la entidad se sumó a un amplio número de instituciones de diferentes ámbitos del quehacer nacional que se pronunciaron a favor del diálogo.

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Más presión: las petroleras aumentaron un 7,5% la nafta y el gasoil

Las petroleras aplicaron un nuevo aumento de los precios de la nafta y el gasoil. La suba de los combustibles llega al 7,5% en promedio a nivel nacional. Es consecuencia del incremento en los impuestos a los combustibles (que impacta en casi 4%), la devaluación contra el dólar (2% mensual) y el peso de los biocombustibles.

Así, la nafta súper, que estaba $744 el litro, ahora trepa a $ 800 en las estaciones de servicio de YPF de la Ciudad de Buenos Aires, el lugar más económico, con excepción de la Patagonia (donde no se paga el impuesto a los combustibles). La premium alcanza los $ 989 por litro.

En tanto, el diésel súper subió de $ 784 a $ 843 y en su versión premium pasó de costar $ 998 a $ 1.073, y superó la barrera de los mil pesos.

La actualización de los impuestos será mensual hasta junio, inclusive. El Gobierno busca recaudación tributaria por casi $ 4 billones solo por esta vía, un 0,5% del Producto Interno Bruto o casi el 10% del ajuste fiscal que quiere hacer Javier Milei.

Los ejecutivos petroleros consideran que la nafta súper debería rondar u$s 1,20 a u$s 1,23 por litro, para lo que todavía restan más aumentos.

Además de la nafta, marzo llega con subas en colectivos, empleadas domésticas, prepagas, tarifa de luz, colegios privados, alquileres, trenes y taxis.

Estos nuevos ajustes incidirán en la inflación que, aunque muestra signos de desaceleración, aún se muestra en los dos dígitos. La suba en los combustibles es lo que más preocupación genera, y eso se ve traducido incluso en las búsquedas de Google. 

Catamarca y Chubut son las provincias en las que estos conceptos levantaron mayor interés en las últimas horas. CABA, Buenos Aires, y Córdoba, las que siguen.

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Uruguay estudia viabilidad para tener un tren a hidrógeno verde

La ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio, y el ministro José Luis Falero suscribieron, este jueves 29, junto a representantes del consorcio francés Setec, un memorando de entendimiento para concretar un estudio de viabilidad a fin de implementar un servicio de transporte ferroviario de pasajeros en el área metropolitana.

La iniciativa se enfoca en el uso de trenes que utilicen hidrógeno como combustible en los primeros 60 kilómetros del Ferrocarril Central y que conecten las ciudades de Canelones y 25 de Agosto con Montevideo.

El estudio durará, en principio, 12 meses, es financiado por el gobierno francés y abordará aspectos como el tráfico, la demanda de servicios de transporte de pasajeros, ingresos, operaciones ferroviarias, infraestructuras necesarias, costos, análisis económico y estrategias para la descarbonización del sector.

Falero definió la iniciativa como un diagnóstico de situación de las posibilidades de desarrollo ferroviario a corto y mediano plazo en el país. Además, señaló que el proyecto  es consecuencia de la reactivación de este medio de transporte, a partir de la incorporación del ferrocarril central, que será inaugurado en abril.

El titular del MTOP agregó que estas iniciativas permitirán trabajar desde la secretaría de Estado en posibilidades ciertas para el mejoramiento de la red en otros puntos de Uruguay.

Asimismo, recordó que en el marco de la política de Estado que implica trabajar con énfasis en los temas ambientales es necesario estudiar el impacto que genera la movilidad permanente en ómnibus entre Montevideo y el área metropolitana, además de la sobrecarga vehicular en calles, caminos y rutas, entre otros aspectos.

Si este estudio está focalizado, además, en la utilización de un combustible que Uruguay está trabajando fuertemente, como el hidrógeno verde, es un combo que resulta de interés, destacó. 

En tanto Facio, recordó que la iniciativa se origina a instancias de su antecesor, Omar Paganini, a partir de una visita al país europeo, y responden a una visión de largo plazo del sector energético de Uruguay.

Reiteró que el país se encuentra abocado a la segunda transición energética, que enfatiza la descarbonización de la industria y el transporte para reducir el uso de combustibles fósiles. En este contexto, a su vez, se trabaja en la producción de hidrógeno verde y sus derivados como un nuevo vector para el uso doméstico y la exportación. “La posibilidad de implementar un tren de pasajeros movido con hidrógeno verde, une todas esas aristas”, resumió.

Estuvieron presentes en el acto, además, el director Nacional de Transporte Ferroviario, Uruguay Graña, y el embajador de la República Francesa, Jean-Paul Seytre.

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El directorio de YPF aprobó el plan para desprenderse de áreas maduras

El directorio de YPF decidió dar luz verde para avanzar en el proceso de racionalización y optimización de su cartera de campos maduros convencionales. Durante la última reunión, se aprobó el proyecto que implica una evaluación de la recuperabilidad del valor contable de estos activos, anticipando un posible deterioro del valor contable en el ejercicio fiscal de 2023.

El plan de racionalización tiene como objetivo principal optimizar el portafolio en el sector upstream convencional. Esto permitirá a la empresa continuar desarrollando áreas convencionales y no convencionales que generen mayor rentabilidad por cada dólar invertido, mediante una mejor asignación de recursos técnicos y económicos. Los campos maduros, que constituyen un grupo de 55 áreas, se refieren a yacimientos que han superado su pico óptimo de producción.

Siguiendo las buenas prácticas de la industria petrolera, se reconoce que, para compañías de la escala de YPF, no es eficiente ni rentable extraer petróleo de yacimientos maduros. Estos suelen ser operados por empresas más pequeñas que pueden gestionar de manera más efectiva la actividad continua.

“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, ya que nuevas pymes locales podrán dar trabajo y desarrollo a cada región explotando áreas que de otra manera no podrían hacerlo”. Simultáneamente, la compañía optimizará sus inversiones al concentrarse en áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor y estén más alineadas con su escala operativa.

Finalmente, se informa que, para llevar a cabo este proceso, se llevará a cabo una evaluación de recuperabilidad del valor contable de estos activos convencionales, proyectando un indicador de deterioro del valor estimado en 1.800 millones de dólares al 31 de diciembre de 2023.

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Techint presentó sus planes para proyecto de litio Tolillar en Salta

Los directivos de la petrolera Tecpetrol del Grupo Techint adelantaron que tras la adquisición de Alpha Lithium planean desarrollar un proyecto industrial con capacidad de producción de 30 mil toneladas anuales de carbonato de litio.

El gobernador Gustavo Sáenz recibió en Casa de Gobierno a directivos de Tecpetrol: Andrea Rocca, presidente del área de Transición Energética de la compañía, Jorge Dimópulos, vicepresidente de Proyectos de Litio de la empresa, y David Uriburu, presidente de Relaciones Institucionales del Grupo Techint. También participó el ministro de Infraestructura y a cargo de la Coordinación de Enlace y Relaciones Políticas, Sergio Camacho.

Durante el encuentro se presentó los planes de inversión de la empresa del grupo Techint luego de haber adquirido Alpha Lithium Corporation con proyectos de litio en salares de la Puna salteña. 

Uno de ellos es el de Tolillar, donde la empresa espera avanzar con un proyecto industrial con capacidad de producción de 30 mil toneladas anuales de carbonato de litio.

“Nuestra política de Estado es garantizar seguridad jurídica, reglas de juego claras y previsibilidad para proteger las inversiones mineras que generan empleo y desarrollo de proveedores a lo largo de toda su cadena de valor”, indicó el mandatario durante la presentación al aseverar que la minería es una cuestión central en la provincia.

Tecpetrol ya había avanzado con la construcción de una planta piloto en Olacapato y ahora la prioridad es avanzar con la ingeniería para la planta industrial.

El vínculo de Tecpetrol con Salta lleva una trayectoria ligada a los hidrocarburos en el área de Campo Durán, al noreste provincial.

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La producción de petróleo de Noruega supera las expectativas, pero la del gas se queda atrás

Noruega registró un aumento de la producción de petróleo y gas en enero de 2023 en comparación con los volúmenes registrados durante el año anterior, aunque ambas cifras son inferiores a las observadas en diciembre de 2023.

Mientras que la producción de petróleo se sitúa por encima de las cifras contempladas en las previsiones de la Norwegian Offshore Directorate (NOD), los volúmenes de gas son inferiores a lo previsto.

Según el reciente informe de la NOD citado por Offshore Energy, las cifras preliminares de producción de enero de 2024 muestran una producción media diaria de 2.071.000 barriles de petróleo, GNL y condensado.

Por su parte, las ventas totales de gas fueron de 11.710 millones de Sm3 (GSm3), es decir, 0,2 (GSm3) menos que el mes anterior.

La producción media diaria de líquidos en enero fue de: 1.829.000 barriles de petróleo, 222.000 barriles de GNL y 20.000 barriles de condensado.

En enero, la producción de petróleo superó en un 1,9% las previsiones de la Norwegian Offshore Directorate. La producción total de petróleo hasta 2024 es de unos 21,9 millones de Sm3 equivalentes de petróleo (MSm3 o.e.), desglosados como sigue: unos 9,0 MSm3 o.e. de petróleo, unos 1,2 MSm3 o.e. de GNL y condensado y unos 11,7 MSm3 o.e. de gas para la venta. El volumen total es 1,0 MSm3 o.e. superior al de enero de 2023.

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El Enre sancionó a Edenor y Edesur por más de $ 267 millones

A través de las Resoluciones ENRE N° 118/2024, Nº 125/2024 y Nº 126/2024, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) aplicó nuevas sanciones a Edenor y Edesur por reiteradas anomalías en materia de seguridad eléctrica en la vía pública y por diversos incumplimientos en la calidad de servicio comercial. El monto total de las multas asciende a $ 267.096.414,84.

Mediante la Resolución Nº 118/2024, este Ente Nacional sancionó a Edenor tras haber detectado 29 anomalías contrarias a la seguridad eléctrica en la vía pública, y verificadas en inspecciones que se realizaron entre enero y abril de 2023. La multa por 707.000 kWh equivale a $ 53.707.255.

El Enre también sancionó a Edesur por haber incumplido parámetros de seguridad eléctrica en la vía pública. De hecho, la Resolución Nº 126/2024 consigna 90 anomalías detectadas en el Municipio de Esteban Echeverría durante 2023. La multa por 2.685.000 kWh equivale a $ 195.489.480.

Por otra parte, la Resolución Nº 125/2024 sanciona a la misma distribuidora por incumplimientos constatados —entre el 1 de septiembre de 2020 y el 28 de febrero de 2021— en la calidad del servicio comercial y en la calidad del servicio de atención al cliente. De los $ 17.899.679,84 que conforman la multa total, $ 9.191,697,42 serán bonificados directamente a los usuarios afectados y comprenden la restitución de montos mal facturados en concepto de costo de conexión.

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Hay “gran interés” de empresas y Mar del Plata se perfila como el “centro” del offshore en el país

La convocatoria que lanzó la Municipalidad de General Pueyrredon para que empresas de Mar del Plata y de la región puedan prestar servicios a la incipiente actividad petrolera tuvo un gran recibimiento en la industria de Mar del Plata que, mientras avanzan las tareas de exploración sísmica y se aguarda por los inicios de la perforación del pozo Argerich I, se perfila como el “centro” del offshore en el país.

Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata, confió en declaraciones al sitio 0223 que “definitivamente hay mucho interés” de empresas de Mar del Plata y la región para prestar servicios e insumos para la actividad petrolera.

El responsable de la empresa QM Equipment celebró la iniciativa que tuvo la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada a cargo de Fernando Muro, la cual confirmó días atrás que más de 400 empresas se inscribieron en el registro.

“En una semana no podés pretender que todos llenen los formularios, pero la primera reacción fue muy positiva. Muchas empresas de Mar del Plata, Balcarce o Mar Chiquita estamos interesadas y que la Municipalidad haya hecho esta propuesta es muy importante”, manifestó.

Cabe recordar que la convocatoria está abierta a pequeñas y medianas empresas (pymes) e interesados, de toda la región, en ofrecer servicios e insumos para la actividad offshore. Quienes quieran inscribirse deben completar el siguiente formulario bit.ly/registrooffshore .

Metalmecánica, logística, transporte, soldadura naval, astilleros, buceo táctico, provisión de alimentos, construcción, comunicaciones, equipamiento tecnológico, servicios de ingeniería, consultoría, indumentaria de trabajo, provisión de combustibles, ferreterías, servicios educativos y química son algunos de los rubros que se ven impactados por la actividad.

Mar del Plata, el “centro” del offshore del país

Con miras a las tareas de perforación que comenzarán en abril próximo y estarán a cargo del barco Valaris Ds 17 de 228 metros de eslora que por estos días navega en Brasil, Guiscardo precisó que en el pozo Argerich I también habrá otras embarcaciones de apoyo logístico y hasta helicópteros, lo que implicará la intervención de cientos de trabajadores. “Todo eso requerirá servicios en tierra, servicio de Aduana para ayudar la operación. Mucho se hará en el Puerto y otro se hará afuera”, adelantó.

El responsable del Clúster de Energía también indicó que la etapa de producción “va a requerir equipamiento que no hay en Argentina”. “Es algo chico que comienza pero se expande y las empresas que estamos en Mar del Plata no daremos abasto”, afirmó.

Para ello, resulta esencial la formación en la materia de trabajadores y destacó las capacitaciones que llevaron adelante la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) y el Sindicato de Empleados de Comercio (SEC). “Creo que las compañías van a tener que ver a largo plazo dónde van a tener su polo científico. Yo propongo que sea en Mar del Plata. Argentina no tiene un centro del offshore y Mar del Plata es un lugar especial porque está cerca de empresas, tiene infraestructura”, valoró.

Guiscardo razonó que “cada compañía de Buenos Aires o Neuquén va a tener que venir para acá”. “Todo ese movimiento, a la vez, va a requerir contratación de gente: edificios para empresas, las familias tienen que mandar a los chicos al colegio. Va a haber un crecimiento exponencial”, aseveró.

Cómo será la perforación del Argerich

El barco Valaris DS 17, que se encargará de realizar la perforación en el pozo, trabaja en la costa de Brasil y, según autorizó la Secretaría de Cambio Climático en julio pasado, tiene previsto avanzar a una profundidad de 1.527 metros al lecho marino y a más de 4.000 metros bajo el suelo entre el 15 de diciembre de 2023 y el 15 de junio de 2024.

Finalizada la evaluación, el pozo sería cerrado de manera permanente con cemento, en cumplimiento de todas las medidas de seguridad necesarias, siguiendo los protocolos para dicha actividad. Dicho proceso llevaría aproximadamente 60 días. En el caso de encontrarse petróleo o gas, el proyecto Argerich I ingresaría en la siguiente etapa, que es la que establece límites del yacimiento con pozos diseñados para testear el fluido de producción. Luego, en una tercera etapa, se perforarían los pozos para producir petróleo comercialmente.

El área a explorar tiene grandes similitudes geológicas con las costas de Namibia y el inicio de las tareas enciende grandes expectativas después de los hallazgos de importantes dimensiones que se concretaron en África: En el bloque Graff-1, Shell encontró crudo liviano y podría alcanzar los 1000 millones de barriles, mientras que el yacimiento Venus, de la francesa Total, podría albergar hasta 3000 millones.

Los estudios preliminares realizados por YPF consideran que podría existir un yacimiento con capacidad de producir 200 mil barriles de petróleo día, equivalente a casi el 40% de lo que hoy produce el país.

Se estima que la perforación del primer pozo de hidrocarburos offshore en la Cuenca Norte del Mar Argentino y el hallazgo de petróleo convencional abrirá la oportunidad de generar inversiones por u$s40.000 millones en componentes nacionales y la contratación de 125.000 trabajadores para el sector durante las próximas tres décadas.

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Suben los combustibles y se profundiza la caída de la demanda: “Es preocupante”

El presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos de la Argentina (Cecha), Isabelino Rodríguez, dijo que los combustibles aumentarán en marzo, abril y mayo debido a que “el Gobierno restituyó el impuesto a los combustibles líquidos”, y afirmó que es “preocupante” la caída de la demanda.

“Durante tres años el impuesto a los combustibles líquidos no fue trasladado al surtidor; el mes pasado el Gobierno lo trasladó de forma parcial para no hacerlo de una sola vez y ahora eso por un decreto del Ejecutivo en lo que corresponde a 2023 se traslada en tres veces: marzo, abril y mayo”, señaló Rodríguez esta mañana en declaraciones a Futurock. Explicó que “eso implica en la práctica 4% para este mes en aumento para los combustibles líquidos”.

Sobre el impuesto, detalló que “había un diferimiento impositivo que impuso el gobierno anterior para no encarecer el precio de la nafta, pero había una ley que había que aplicar que no lo hizo y ahora se está aplicando”.

“El Estado no lo recaudaba por una resolución administrativa que había dispuesto diferir la percepción de ese impuesto que le corresponde por ley; el gobierno de Milei ahora aplica la ley y vuelve a cobrar un impuesto a los combustibles líquidos”, agregó.

Consultado sobre si habrá otros aumentos, dijo que “las estaciones de servicio no somos formadores de precios, somos el último eslabón de la cadena de comercialización”.

“El precio de los combustibles ha transcurrido un sendero bastante importante en lo que se refiere a la nueva política energética, que pone al valor del combustible en el precio ‘import parity’ (paridad de importación); eso de alguna manera se ha trasladado en su mayor parte”, aseguró.

En este contexto, señaló que “se ha producido un cambio en la modalidad de consumo” y que el consumidor “de naftas premium, que son grado 3, se ha pasado a las grado 2, que son más baratos”.

“En el último mes y medio o dos meses, se va produciendo una caída en la demanda que empieza a ser para nosotros preocupante como sector”, concluyó.

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Quita de subsidios: el Gobierno estiman que la canasta energética costará alrededor de $35.000

La Secretaría de Energía presentó este jueves en audiencia pública el nuevo sistema de subsidios para gas y electricidad, cuyo objetivo central será “sincerar y transparentar” el costo real del servicio, lo que una vez implementado podrá representar una canasta energética por hogar de $35.000 promedio.

La audiencia se extendió por poco más de 8 horas con 97 oradores inscriptos, para debatir el nuevo esquema que propone la Secretaría de Energía con el cual se buscará “erradicar la opacidad de las tarifas” y esclarecer el costo real de la energía y el gas en los usuarios residenciales.

“Se buscan corregir las deficiencias detectadas (del actual sistema de segmentación) y proponer un uso más eficiente y equitativo de la energía”, afirmó la subsecretaria de Planeamiento Energético, Mariela Beljansky, al abrir la audiencia pública que se desarrolló de manera virtual.

Como resultado del análisis que se viene realizando desde la Secretaría de Energía, se destacó que “una porción importante de la sociedad que va a tener necesidad de cubrir la Canasta Básica Energética con ayuda que se va a implementar a través de un subsidio”.

Al presentar el impacto que tiene la canasta indispensable según ingresos se estimó que para el decil 1 de la población un costo medio de la canasta de $ 35.000 tendrá un impacto sobre el ingreso del 35%, para el decil 2 del 15% y para el decil 3 del 11%, en una secuencia progresiva que culmina con el decil de mayores ingresos cuya afectación es del 2%.

Así puede verse que en casi 5 millones de hogares los ingresos están por debajo de la canasta básica total, pero a la vez la media de consumo duplica la canasta básica energética.

En números aproximados se presentó que en el caso de la electricidad la tarifa a usuario final es de aproximadamente $/kwh 85, con un rango de CBE de entre 150 y 200 kwh/mes, por lo que el costo se estima entre 15.400 y 20.600 $/mes

En el caso del gas, la tarifa a usuario final es aproximadamente de $/m3 380, con un rango de CBE entre 30 y 40 m3/mes, el costo se puede estimar entre 13800 y 18400 $/mes.

De esta manera, un nucleo cohabitante promedio podría recibir a partir de la reasignación de subsidios un rango de costo aproximado de entre 30.000 y 40.000 $/mes.

Estas cifras son provisorias y a modo de ejemplo, ya que puede tener variaciones de acuerdo con los cuadros tarifarios en las distintas regiones del país y según la región bioclimática que se trate.

No obstate ello, se prevé que tras la audiencia de hoy se podrá contar con el informe final para el 10 de marzo y luego se abre un periodo hasta el 10 de abril para el dictado de la norma con el nuevo régimen.

También se adelantó que se está evaluando cómo se va a hacer el proceso de actualización de esa canasta básica respecto de los ingresos, para que la implementación permita una ocupación progresiva de los costos asociados a la CBE respecto de los ingresos.

Una aclaración importante es que en el futuro esquema “no se va a requerir un nuevo empadronamiento para las personas que ya solicitaron el subsidio”, lo que representa a 10 millones de usuarios que completaron la presentación en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), salvo que su situación respecto a lo declarado haya variado.

Finalmente, se aseguró que se contemplará la gradualidad en la implementación del nuevo régimen en el caso de los no alcanzados por el subsidio.

Tal como se había anticipado en las últimas semanas, el nuevo sistema se basará en la conformación de una Canasta Básica Energética, que calculará la cantidad de megavatios y de metros cúbicos de gas que conforman un consumo básico que varía según el mes del año, la zona geográfica del país y la cantidad de convivientes en el hogar.

Del mismo modo, contemplará si ese hogar tiene acceso a gas de red y electricidad, o a sólo uno de los dos.

Como ejemplo, un hogar de tres o cuatro personas de la zona templada cálida, que incluye a la provincia y a la Ciudad de Buenos Aires, tendrá una CBE que promedia los 160 kilovatios por mes.

Si el valor de esos 160 kilovatios no representa más de un porcentaje del ingreso registrado del hogar, el hogar no tendrá subsidios. En tanto, si se lo supera, se subsidiará el excedente, siempre y cuando el hogar no se encuadre dentro de alguno de algunos criterios.

Los funcionarios rechazaron denominar como “criterios de inclusión o exclusión” para los subsidios condiciones como tener una prepaga o viajar al exterior y señalaron que, en realidad, se tratan de “presunciones para la determinación de los ingresos”, aunque no dieron mayores precisiones sobre cómo se instrumentará este punto.

Energía tampoco definió aún cuál será el porcentaje de ingresos que se tomará como límite para subsidiar la CBE aunque probablemente esté alrededor del 10%, el cual tradicionalmente se usa como umbral teórico para considerar si un hogar está o no bajo pobreza energética.

Uno de los puntos que se está evaluando es que el porcentaje máximo de la canasta en las familias con menos ingresos sea aún más bajo del 10%, con el fin de otorgarles una mayor asistencia.

“Venimos de un lugar donde hay un subsidio indiscriminado, sin importar la condición social a toda la oferta, y que partía de aportes del Tesoro Nacional que se destinaban a pagar la diferencia entre el precio real y el precio que establecía la Secretaría de Energía”, señaló Belijansky.

Entre otros números enfatuados por Energía se encuentra el rojo que arroja la balanza comercial energética con un déficit de US$ 30.000 millones en los últimos 10 años, y un subsidio anual que promedió los US$ 5.000 millones en los últimos 21 años.

“Todo ese dinero representa miles de millones de dólares que la gente no sabía que se estaba pagando con emisión monetaria”, señaló la funcionaria.

“La Secretaría de Energía presentó este jueves en audiencia pública el nuevo sistema de subsidios para gas y electricidad, cuyo objetivo central será “sincerar y transparentar” el costo real del servicio, lo que una vez implementado podrá representar una canasta energética por hogar de $35.000 promedio”

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Por otro lado, si bien el nuevo sistema de segmentación por ingresos implementado en 2022 representó un avance, el mismo “no tuvo en cuenta las zonas climáticas” y sus “límites de consumo subsidiado eran altísimos o infinitos”, lo cual hacia que abarcase también los consumos suntuosos.

“Si bien el nuevo sistema eliminó subsidios que eran escandalosos, lejos estuvo de contar con un diseño adecuado para dirigirlos a aquellos que realmente lo necesitan”, agregó.

En ese sentido, la subsecretaria ejemplificó que, en la Argentina actualmente, “el consumo per cápita de energía figura entre los más altos de la región”, y que, pese a ello, “la proporción del gasto energético respecto de los ingresos totales de los hogares es uno de los más bajos”.

El área también indicó que se está contemplando implementar del nuevo régimen de forma gradual, y que evalúa lanzar nuevas líneas de financiamiento para que usuarios residenciales y pymes implementen medidas de eficiencia energética y puedan reducir sus consumos.

Del mismo modo lanzará consejos de buenas prácticas, herramientas simplificadas de cálculo de ahorro y nuevos estándares mínimos obligatorios de eficiencia para artefactos y equipos comercializados a nivel nacional.

La audiencia se extendió por poco más de 8 horas con 97 oradores inscriptos, para debatir el nuevo esquema que propone la Secretaría de Energía con el cual se buscará “erradicar la opacidad de las tarifas” y esclarecer el costo real de la energía y el gas en los usuarios residenciales.

“Se buscan corregir las deficiencias detectadas (del actual sistema de segmentación) y proponer un uso más eficiente y equitativo de la energía”, afirmó la subsecretaria de Planeamiento Energético, Mariela Beljansky, al abrir la audiencia pública que se desarrolló de manera virtual.

Como resultado del análisis que se viene realizando desde la Secretaría de Energía, se destacó que “una porción importante de la sociedad que va a tener necesidad de cubrir la Canasta Básica Energética con ayuda que se va a implementar a través de un subsidio”.

Al presentar el impacto que tiene la canasta indispensable según ingresos se estimó que para el decil 1 de la población un costo medio de la canasta de $ 35.000 tendrá un impacto sobre el ingreso del 35%, para el decil 2 del 15% y para el decil 3 del 11%, en una secuencia progresiva que culmina con el decil de mayores ingresos cuya afectación es del 2%.

Así puede verse que en casi 5 millones de hogares los ingresos están por debajo de la canasta básica total, pero a la vez la media de consumo duplica la canasta básica energética.

En números aproximados se presentó que en el caso de la electricidad la tarifa a usuario final es de aproximadamente $/kwh 85, con un rango de CBE de entre 150 y 200 kwh/mes, por lo que el costo se estima entre 15.400 y 20.600 $/mes

En el caso del gas, la tarifa a usuario final es aproximadamente de $/m3 380, con un rango de CBE entre 30 y 40 m3/mes, el costo se puede estimar entre 13800 y 18400 $/mes.

De esta manera, un nucleo cohabitante promedio podría recibir a partir de la reasignación de subsidios un rango de costo aproximado de entre 30.000 y 40.000 $/mes.

Estas cifras son provisorias y a modo de ejemplo, ya que puede tener variaciones de acuerdo con los cuadros tarifarios en las distintas regiones del país y según la región bioclimática que se trate.

No obstate ello, se prevé que tras la audiencia de hoy se podrá contar con el informe final para el 10 de marzo y luego se abre un periodo hasta el 10 de abril para el dictado de la norma con el nuevo régimen.

También se adelantó que se está evaluando cómo se va a hacer el proceso de actualización de esa canasta básica respecto de los ingresos, para que la implementación permita una ocupación progresiva de los costos asociados a la CBE respecto de los ingresos.

Una aclaración importante es que en el futuro esquema “no se va a requerir un nuevo empadronamiento para las personas que ya solicitaron el subsidio”, lo que representa a 10 millones de usuarios que completaron la presentación en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), salvo que su situación respecto a lo declarado haya variado.

Finalmente, se aseguró que se contemplará la gradualidad en la implementación del nuevo régimen en el caso de los no alcanzados por el subsidio.

Tal como se había anticipado en las últimas semanas, el nuevo sistema se basará en la conformación de una Canasta Básica Energética, que calculará la cantidad de megavatios y de metros cúbicos de gas que conforman un consumo básico que varía según el mes del año, la zona geográfica del país y la cantidad de convivientes en el hogar.

Del mismo modo, contemplará si ese hogar tiene acceso a gas de red y electricidad, o a sólo uno de los dos.

Como ejemplo, un hogar de tres o cuatro personas de la zona templada cálida, que incluye a la provincia y a la Ciudad de Buenos Aires, tendrá una CBE que promedia los 160 kilovatios por mes.

Si el valor de esos 160 kilovatios no representa más de un porcentaje del ingreso registrado del hogar, el hogar no tendrá subsidios. En tanto, si se lo supera, se subsidiará el excedente, siempre y cuando el hogar no se encuadre dentro de alguno de algunos criterios.

Los funcionarios rechazaron denominar como “criterios de inclusión o exclusión” para los subsidios condiciones como tener una prepaga o viajar al exterior y señalaron que, en realidad, se tratan de “presunciones para la determinación de los ingresos”, aunque no dieron mayores precisiones sobre cómo se instrumentará este punto.

Energía tampoco definió aún cuál será el porcentaje de ingresos que se tomará como límite para subsidiar la CBE aunque probablemente esté alrededor del 10%, el cual tradicionalmente se usa como umbral teórico para considerar si un hogar está o no bajo pobreza energética.

Uno de los puntos que se está evaluando es que el porcentaje máximo de la canasta en las familias con menos ingresos sea aún más bajo del 10%, con el fin de otorgarles una mayor asistencia.

“Venimos de un lugar donde hay un subsidio indiscriminado, sin importar la condición social a toda la oferta, y que partía de aportes del Tesoro Nacional que se destinaban a pagar la diferencia entre el precio real y el precio que establecía la Secretaría de Energía”, señaló Belijansky.

Entre otros números enfatuados por Energía se encuentra el rojo que arroja la balanza comercial energética con un déficit de US$ 30.000 millones en los últimos 10 años, y un subsidio anual que promedió los US$ 5.000 millones en los últimos 21 años.

“Como ejemplo, un hogar de tres o cuatro personas de la zona templada cálida, que incluye a la provincia y a la Ciudad de Buenos Aires, tendrá una CBE que promedia los 160 kilovatios por mes. Si el valor de esos 160 kilovatios no representa más de un porcentaje del ingreso registrado del hogar, el hogar no tendrá subsidios. En tanto, si se lo supera, se subsidiará el excedente, siempre y cuando el hogar no se encuadre dentro de alguno de algunos criterios

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“Todo ese dinero representa miles de millones de dólares que la gente no sabía que se estaba pagando con emisión monetaria”, señaló la funcionaria.

Por otro lado, si bien el nuevo sistema de segmentación por ingresos implementado en 2022 representó un avance, el mismo “no tuvo en cuenta las zonas climáticas” y sus “límites de consumo subsidiado eran altísimos o infinitos”, lo cual hacia que abarcase también los consumos suntuosos.

“Si bien el nuevo sistema eliminó subsidios que eran escandalosos, lejos estuvo de contar con un diseño adecuado para dirigirlos a aquellos que realmente lo necesitan”, agregó.

En ese sentido, la subsecretaria ejemplificó que, en la Argentina actualmente, “el consumo per cápita de energía figura entre los más altos de la región”, y que, pese a ello, “la proporción del gasto energético respecto de los ingresos totales de los hogares es uno de los más bajos”.

El área también indicó que se está contemplando implementar del nuevo régimen de forma gradual, y que evalúa lanzar nuevas líneas de financiamiento para que usuarios residenciales y pymes implementen medidas de eficiencia energética y puedan reducir sus consumos.

Del mismo modo lanzará consejos de buenas prácticas, herramientas simplificadas de cálculo de ahorro y nuevos estándares mínimos obligatorios de eficiencia para artefactos y equipos comercializados a nivel nacional.

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Aseguran que Lunahuasi será un importante depósito de cobre, oro y plata

NGEx Minerals informó resultados de perforación en el proyecto ubicado en el Distrito Vicuña en San Juan, que sigue intersectando largos intervalos mineralizados de grado de bonanza en una zona que permanece abierta en todas direcciones.

“Lunahuasi continúa superando nuestras expectativas y estos nuevos pozos han generado algunas de las intersecciones combinadas de cobre, oro y plata más largas y de mayor ley vistas a nivel mundial en mucho tiempo”, comentó Wojtek Wodzicki, presidente y director ejecutivo de la compañía que pertenece al Grupo Lundin.

Con cuatro plataformas en el sitio, la perforación continúa en el proyecto y NGEx asegura que está comenzando a perfilar un importante depósito de cobre, oro y plata.

El depósito permanece abierto en todas direcciones y además de las altas leyes en estructuras individuales, la compañía está comenzando a ver intervalos más largos de stockwork y mineralización diseminada hacia la parte occidental del depósito.

Resultados que entusiasman

El sondaje DPDH010 cruzó varios intervalos mineralizados:102,0 metros con 4,56% de cobre equivalente desde 192,0 m incluyendo: 62,6 metros a 5,84% CuEq desde 226,0 m, incluido 9,4 m a 12,10 % CuEq desde 232,0 m , más 4,2 m a 19,70 % CuEq desde 282,2 m , más 460,9 m con 1,09 % CuEq desde 609,3 m.

El pozo DPDH011 intersectó 46,0 m con 2,06% CuEq desde 330,0 m , incluyendo 10,0 m a 3,42 % CuEq desde 330,0 m .

El pozo DPDH014 cruzó varios intervalos mineralizados: 184,2 m a 4,61 % CuEq desde 166,0 m , incluido 71,9 m con 9,63% CuEq desde 171,2 m; 28,0 m a 5,44 % CuEq desde 533 m , más 10,9 m a 4,39 % CuEq desde 722,4 m; más 6,4 m a 8,82% CuEq desde 953,6 m .

En un comunicado al que accedió Minería & Desarrollo, la compañía explicó que la mineralización es notablemente consistente en todo este volumen, y generalmente ocurre como una mezcla de pirita de grano grueso, enargita y covelita menor, que va desde diseminaciones a través de texturas semimasivas y de relleno de brechas hasta zonas masivas de sulfuro de hasta varios metros de longitud del núcleo. Parece haber una transición desde estructuras discretas de alta ley separadas por pared de roca no mineralizada y alterada propilíticamente en el este hacia una alteración de temperatura más alta y stockwork y mineralización diseminada hacia el oeste.

Este estilo de mineralización se caracteriza por DPDH010 entre 609,3 m y 1.070,2 m y DPDH014 desde 533,0 m hasta 960,0 m y se compone de una alteración casi continua de la riolita y andesita huésped cortadas por un aparente stock de vetas masivas de sulfuro que varían de 5 cm a 5 m de espesor.

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Juicio por YPF: demandantes le pidieron a Preska embargar acciones de la empresa y hasta el swap con China

En una nueva ofensiva, los demandantes contra la Argentina en el juicio por la expropiación de YPF le pidieron a la jueza de Nueva York Loretta Preska embargar acciones de la compañía.

También solicitaron que la magistrada embargue si es necesario la operación de swap que la Argentina mantiene con China.

El juicio por la expropiación de la petrolera en 2012 continúa en EE.UU. y la jueza de Nueva York reveló cuáles son los bienes que podría embargar para ejecutar la sentencia de US$16.000 millones.

Los demandantes de la Argentina en el juicio por la compra de YPF solicitaron en una audiencia con la jueza Preska embargar distintos activos, entre los que se encuentran acciones de la compañía y hasta el swap con China.

El país tramita en la justicia de Nueva York un juicio que fijó una deuda de US$16.000 millones del Estado argentino, que adquirió las acciones de la petrolera, con Burford Capital, el fondo que compró el derecho a litigar a los accionistas, a los que no se les ofreció el mismo arreglo que a Repsol.

Ahora, frente a la deuda que se generó con los demandantes, le pidieron a Preska una audiencia para que comiencen los embargos de activos argentinos en el mundo, como pasó en su momento con la Fragata Libertad en el juicio con los fondos buitre.

Los activos que pidieron son acciones de YPF expropiadas a Repsol actualmente en Caja de Valores y también otras acciones de la petrolera en manos del Estado. 

La jueza debe determinar cuáles de los activos pueden ser embargados para pagar la deuda que el país busca apelar.

Otros de los pedidos de embargo son para cuentas, activos, deudas y transacciones valuados es USD 1 millón o más, el SWAP con China que se activó el año pasado para recomponer reservas del Banco Central y hasta concesiones para la exploración de recursos naturales.

El gobierno presentó el último jueves los documentos ante la cámara de apelaciones para buscar revertir la sentencia que pesa desde el año pasado por la compra de acciones de YPF a Repsol, donde no se les ofreció el mismo trato al resto de los accionistas de la empresa como marcaba el estatuto.

Burford Capital compró los derechos de litigio a estos accionistas y comenzó el juicio en el despacho de Preska para conseguir una sentencia a su favor, algo que logró en 2023 y que ahora el país busca revertir en una instancia judicial superior.

Hasta el momento no se realizaron embargos por la extensión del plazo de apelación que se le otorgó al país por el cambio de Gobierno y porque la Argentina no cooperó con la presentación de información.

Se espera que Preska dé más detalles sobre el caso y comunique cómo seguirá el trámite judicial que puede confirmar la deuda para el país en el caso YPF.

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Francos recibió a Weretilneck para dialogar sobre desarrollo e inversiones en la Patagonia

El ministro del Interior, Guillermo Francos, recibió este miércoles en la Casa Rosada al gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, con quien dialogó acerca de las demandas y necesidades de las provincias patagónicas sobre desarrollo e inversiones en esa región.

Francos, en un mensaje que publicó en la red social X, señaló tras el encuentro que “junto al gobernador Alberto Weretilneck conversamos sobre la agenda de las provincias patagónicas y analizamos alternativas para impulsar un marco legal que genere más inversiones y desarrolle con rapidez los recursos petroleros, gasíferos y mineros de nuestro país”.

Junto al gobernador @Weretilneck conversamos sobre la agenda de las provincias patagónicas y analizamos alternativas para impulsar un marco legal que genere más inversiones y desarrolle con rapidez los recursos petroleros, gasíferos y mineros de nuestro país. pic.twitter.com/E10vHrCMg9

— Guillermo Francos (@GAFrancosOk) February 28, 2024

El gobernador rionegrino, por su parte, ratificó al ministro la importancia del diálogo y el respeto mutuo en la relación con el Gobierno nacional, y remarcó su compromiso de colaborar en la búsqueda de soluciones que impulsen el desarrollo regional y contribuyan al progreso del país.

Así lo señaló Weretilneck en un mensaje que publicó también en la red social X, en el cual destacó que “hoy me reuní con el Ministro del Interior, Guillermo Francos, para abordar las necesidades de la Patagonia.”

Hoy me reuní con el Ministro del Interior @GAFrancosOk para abordar las necesidades de la Patagonia.

Los gobernadores pedimos diálogo y respeto al Gobierno Nacional. Reafirmamos nuestra voluntad de trabajar para encontrar soluciones que impulsen el desarrollo de nuestra región y… pic.twitter.com/H5MHeTTMWi

— Alberto Weretilneck (@Weretilneck) February 28, 2024

“Los gobernadores pedimos diálogo y respeto al Gobierno Nacional. Reafirmamos nuestra voluntad de trabajar para encontrar soluciones que impulsen el desarrollo de nuestra región y beneficien a la Nación” agregó.

El mandatario provincial comentó que le transmitió a Francos la invitación de los gobernadores patagónicos al presidente Javier Milei para participar de la reunión del “Parlamento Patagónico que realizaremos en Puerto Madryn la semana próxima”.

Esta iniciativa busca fortalecer el vínculo entre las provincias patagónicas y promover el intercambio de ideas y proyectos para el desarrollo regional, según indicaron fuentes provinciales.

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Aconcagua Energía colocó en el mercado ON por US$ 27 millones

La petrolera Aconcagua Energía salió al mercado a colocar deuda corporativa y logró emitir casi US$ 27 millones a un plazo de 36 y 48 meses, en el marco del Programa de Obligaciones Negociables, bajo la calificación A (+).

Javier Basso, vicepresidente y CFO del grupo energético, comentó que la salida al mercado superó las expectativas previstas.

“Recibimos 1.725 ofertas de inversores particulares, fondos de inversión e instituciones del mercado de capitales. Sin dudas esto es producto del compromiso demostrado y crecimiento sostenido de Aconcagua Energía”, expresó el directivo.

En un comunicado tras la operatoria, la empresa destacó que “el actual contexto político y económico en el que se realizó esta colocación, sumado a un mercado de capitales de poca profundidad, generó que desde la empresa energética se haya vislumbrado como escenario probable la obtención de US$ 20 millones”.

Sin embargo, el resultado obtenido al cierre de mercado fue superior a lo previsto, obteniendo un 33,5 % por encima de las expectativas mencionadas, logrando una suscripción de US$ 27 millones, es decir aproximadamente 50% a 36 meses y 50% a 48 meses.

La estrategia de la compañía sigue consistiendo en el desarrollo de distintos productos de inversión de mediano y largo plazo en Obligaciones Negociables que sean atractivos para sus inversores, y por tal ello se diseñaron propuestas Dollar Linked y Hard Dollar a 36 y 48 meses.

En esta línea, el resultado de la colación fue en la oferta de Dollar Linked a 36 meses, una emisión de US$ 13 millones al 7,5%; Hard Dollar a 48 meses Bullet, una emisión de US$ 9 millones al 8, 5%, y Hard Dollar a 48 meses más de US$ 4 millones al 9,5%.

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Presentan la canasta básica energética y el nuevo esquema de subsidios al gas y la luz

La Secretaría de Energía presenta hoy en una audiencia pública convocada el diseño de una Canasta Básica Energética (CBE) que determina los criterios de inclusión y de exclusión a partir de los cuales un hogar podrá recibir subsidio a los servicios de gas y electricidad, para lo cual se estimará que el costo total no debería representar más del 10% de los ingresos totales.

De acuerdo con lo previsto, la audiencia será virtual y puede ser seguida a través del canal de YouTube de la Secretaría de Energía.

La convocatoria oficial señala que se trata de una instancia para abordar “la redeterminación de la estructura de subsidios vigentes a fin de determinar el acceso al consumo básico y esencial de luz y gas natural incluyendo la consideración de los subsidios destinados a aquellos usuarios que no tienen conexión a redes de gas natural” y que “también contempla la readecuación del esquema de subsidios previsto en el Programa Hogar”, que subsidia la garrafa de GLP.

Según consignaron fuentes oficiales, en la audiencia participarán 97 expositores previamente inscriptos. En tanto, las autoridades del Gobierno presentarán la Canasta Básica Energética (CBE) y los nuevos criterios de subsidios para usuarios de menores ingresos de los servicios de gas y electricidad.

En la ocasión, buscarán plantear la superposición e incongruencia de beneficios que, aseguran desde el Gobierno, hicieron inequitativo e ineficiente el gasto público durante años.

El nuevo esquema propuesto adoptará criterios de exclusión para aquellos hogares que cuenten, entre sus integrantes, a titulares de medicina prepaga no vinculada con el empleo que poseen en relación de dependencia.

Tampoco podrán acceder quienes hayan viajado al exterior a países no limítrofes más de una vez en los últimos cinco años, y quienes hayan comprado moneda extranjera en los últimos tres meses.

Del mismo modo, se propone excluir a quienes registren consumos en tarjeta de crédito o billeteras virtuales superiores a cinco salarios mínimos ($ 900.000 desde marzo) y consumos en telefonía móvil superiores al 25% del salario mínimo ($ 45.000).

También se excluye a los titulares de aeronaves, propietarios o miembros de directorios de empresas privadas; y a los dueños embarcaciones de lujo o de dos o más inmuebles.

Asimismo, se excluyen a los hogares que tengan un auto con antigüedad menor a cinco años o dos autos con antigüedad menor a 10 años.

En el universo de los hogares que no hayan sido excluidos por el primer filtro de selección, el acceso al otorgamiento del subsidio se definirá al comparar los ingresos declarados por los miembros de un mismo hogar. Para ello se valorarán los registros administrativos integrados en el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS).

Esta información se cruzará con el segundo criterio de selección, que es la Canasta Básica Energética y que indicará los consumos mínimos necesarios para la subsistencia de diferentes grupos familiares, en diversas regiones, meses del año y tipos de suministro.

Con este esquema, la Secretaría de Energía busca resolver “las incongruencias que resultan de la acumulación de los esquemas” de subsidios vigentes que coexisten y se acumulan en una misma factura.

De acuerdo con los estudios de consumo realizados a pedido de la Intervención del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), “la superposición de programas y la autorización de consumos bonificados sin límite, han ocasionado consumos excesivos en tanto la señal de precios no refleja los costos económicos de producir, transportar y distribuir la energía”.

A quienes pasen todos los filtros, se les subsidiará el porcentaje del costo que esté por encima del 10% de los ingresos totales familiares. Por ejemplo, si la tarifa de energía representare para una familia el 17% de sus ingresos totales, se le subsidiará el 7%.

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Río Negro inauguró su primer edificio público sustentable

El Estado rionegrino inauguró el primer edificio público sustentable en Cipolletti, donde funcionará la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente y albergará a todos los organismos dependientes de la cartera. Una de las características más destacadas del edificio es su abastecimiento eléctrico por energías renovables, gracias a la instalación de 40 paneles solares.

“Sin energía no hay bienestar y sin energía no hay posibilidades de crecer como sociedad a través del empleo a través de la inversión privada o a través de la inversión pública”, remarcó el gobernador Alberto Weretilneck durante la inauguración.

Destacó que el edificio está “en una ubicación estratégica para la energía norpatagónica y para la historia cipoleña por lo que implica en nuestras vidas la energía, el agua y el cuidado del ambiente”.

Sobre el agua, resaltó la importancia por ser la que nos da la posibilidad de abastecernos de energía eléctrica desde una cuenca compartida con Neuquén, “que nos hermana hace muchos años desde un objetivo común para defender el poder concedente de las represas ubicadas sobre el río Limay”.

Incluyó en su enumeración a la minería, por ser una actividad que “nos permite también como sociedad, desde el uso de todas las tecnologías el hecho de sacar de distintas a distintas poblaciones de la pobreza. Y también es el gas y el petróleo lo que nos permite desde hace muchísimos años, no sólo en las dos provincias, tener toda esta confluencia o este Comahue tan potente como lo que estamos viendo actualmente”.

La Secretaría de Energía y Ambiente, Andrea Confini, especificó: “El calentamiento de agua se realizará mediante termotanques solares, mientras que la refrigeración contará con postigos móviles que se ajustarán al requerimiento de ventilación y luz solar, reduciendo así el consumo energético”.

Confini coincidió con el Gobernador en relación a la importancia de que el edificio esté emplazado en Cipolletti por toda la historia que vincula a la localidad con la energía. “Es sede de la AIC: de la ORSEP como organismo de control de las presas que están en la cuenca hídrica compartida que tenemos con Neuquén; está la sede central de EdERSA, que es la distribuidora más importante; la sede del EPRE; de los consorcios de riego, por mencionar sólo algunas de las entidades y empresas vinculadas de una manera u otra con la energía”, enumeró.

El acto contó con la presencia del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; legisladores y autoridades provinciales, intendentes y concejales de Cipolletti y localidades vecinas; representantes de empresas energéticas, además de la totalidad del equipo técnico y del personal de la Secretaría de Energía y Ambiente.

El edificio cuenta con una superficie de alrededor de 3.000 m², está distribuido en tres niveles y fue el resultado de un concurso público organizado en colaboración con el Colegio de Arquitectos de Río Negro.

Bajo un criterio de eficiencia y aprovechamiento de los recursos, el diseño estuvo a cargo de los arquitectos Juan Marcos Basso, Carlos Menna, Miguel Ángel Buscazzo y Lorena Eguiguren.

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Mar del Plata: más de 400 empresas se inscribieron para prestar servicios a la industria offshore

Más de 400 pequeñas y medianas empresas de Mar del Plata y la región mostraron su interés para proveer de servicios e insumos para la incipiente industria offshore, de cara a la perforación del pozo Argerich I que se desarrollará en abril próximo.

Desde la Municipalidad de General Pueyrredon, a través de la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada que conduce Fernando Muro, destacaron el “éxito” de la convocatoria que lanzaron en conjunto con el Clúster de Energía.

Desde el lanzamiento de la convocatoria el pasado 15 de febrero, más de 400 empresas mostraron su interés en participar, perfilando a Mar del Plata como el centro del offshore en el país. Quienes quieran registrarse deben hacerlo completando el siguiente formulario en bit.ly/registrooffshoreMdP.

En el relevamiento de datos realizado, se destaca que el 63% de los inscritos provienen de la región Mar del Plata, visibilizando la fuerza del entramado empresarial local, mientras que el 37% restante proviene de diversas regiones del país. Asimismo, cabe destacar que más del 48% de los interesados han sido previamente proveedores de empresas hidrocarburíferas.

“Con respecto al tamaño de las empresas, es notable la amplia participación de microempresas, representando casi la mitad del total, seguidas por un 32% de empresas medianas”, subrayaron.

Los rubros más ofertados son: servicios de ingeniería y consultoría, fabricación de estructuras metálicas, otros servicios industriales y mantenimiento de equipos, entre otros, lo que refleja la variedad y la calidad de las capacidades disponibles en nuestra región.

“Nos parece fundamental conocer el potencial de nuestra región, empezar a trabajar con las empresas que pueden prestar servicios a la industria. Es muy valioso el aporte que hace el Clúster de Energía a nivel local, aglomerando este tipo de empresas”, manifestó Muro.

“En la medida que la industria empiece a desarrollarse, la región estará preparada para recibirla: por la potencia de la industria, las capacidades, el recurso humano, las universidades, la capacidad de innovación de los marplatenses. Porque existe una masa crítica de empresas que ya trabajan para el sector, que es muy importante, y que pueden generar nuevos desarrollos de forma rápida”, agregó.

El registro de proveedores es una herramienta invaluable para la difusión de potenciales empresas proveedoras de servicios e insumos para la actividad petrolera Offshore. Esta iniciativa municipal no solo fomenta la generación de empleo de calidad, sino que también impulsa el crecimiento y desarrollo local, promoviendo la innovación y la productividad en nuestra región. Se invita además a los secretarios de Producción de otras comunas a adherirse al registro.

Para obtener más información sobre este relevamiento y futuras iniciativas, los interesados pueden ponerse en contacto con la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada de la Municipalidad de General Pueyrredon a través del correo electrónico  producción@mardelplata.gob.ar o completando el siguiente formulario en bit.ly/registrooffshoreMdP.

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Dinamarca puso fin a la investigación de sabotaje a los gasoductos Nord Stream

La Policía danesa anunció el cierre de su investigación sobre el sabotaje a los gasoductos Nord Stream 1 y 2 en el mar Báltico, ocurrido en septiembre de 2022, concluyendo que si bien fue intencional, hay “falta de bases” para abrir un caso penal, decisión que fue mal recibida por Rusia, que la catalogó de “absurda”.

“En base a la investigación, las autoridades pueden concluir que el sabotaje de los gasoductos fue intencional. Al mismo tiempo, estiman que no hay bases para proseguir una investigación penal en Dinamarca”, escribió la Policía danesa en un comunicado recogido por la agencia de noticias AFP.

“Por supuesto, la situación es casi absurda. Por un lado, se reconoce que hubo un sabotaje deliberado y, por otro, (la investigación) no se continúa (…) La situación en este caso es tan obvia que se puede solo expresar un asombro absoluto, asombro y nada más”, afirmó el vocero del Kremlin, Dmitri Peskov, ante la prensa, informó la agencia de noticias Sputnik.

Además de Dinamarca, Alemania y Suecia abrieron también investigaciones. La fiscalía sueca cerró su pesquisa a inicios de este mes, estimando que lo ocurrido no era de su jurisdicción.

En ese sentido, el fiscal sueco Mats Ljungqvist declaró a principios de febrero que la investigación sobre el caso de las explosiones en los gasoductos se había dado por concluida por no ser competencia del país. En tanto, en Alemania la investigación sigue su curso, informó Ljungqvist.

El 26 de septiembre de 2022, tres de las cuatro líneas de los gasoductos rusos Nord Stream 1 y 2 fueron blanco de un sabotaje con cargas explosivas en el fondo del mar Báltico, una cerca la isla danesa de Bornholm, en la zona económica sueca y en la de Dinamarca, zonas bajo control de la OTAN.

Ambos conductos conectan Rusia con Alemania y están en medio de las tensiones geopolíticas desde el inicio de la guerra en Ucrania, que estalló el 24 de febrero de 2022.

Según señaló en el comunicado la Policía danesa, las explosiones se produjeron cerca de la isla de Bornholm, pero “fuera de las aguas territoriales” de ese país.

La responsabilidad de las explosiones fue atribuida, según varias investigaciones de medios, a Ucrania, Rusia o Estados Unidos, pero todos lo niegan.

El 8 de febrero de 2023, el periodista estadounidense Seymour Hersh, ganador del premio Pulitzer, afirmó que buzos militares de Estados Unidos colocaron cargas explosivas bajo los gasoductos rusos durante los ejercicios Baltops de la OTAN, a mediados de 2022, que luego fueron activadas por los noruegos.

Alemania, Dinamarca y Suecia se negaron a investigar el sabotaje conjuntamente con Rusia, ni tampoco comparten los resultados de sus pesquisas.

El Kremlin declaró en repetidas ocasiones que la investigación del atentado contra los Nord Stream debe ser transparente y que el mundo debe conocer al culpable.

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Para Aranguren, hoy la sociedad “está más predispuesta” a aceptar aumentos

El exministro de Energía, Juan José Aranguren, consideró que la sociedad está “más predispuesta” a aceptar los aumentos en las tarifas energéticas respecto a cuándo fue titular del área durante la administración de Mauricio Macri, al tiempo que cuestionó el atraso tarifario en la gestión de Alberto Fernández.

“Creo que la sociedad, así como tomó la decisión política de elegir a un candidato (Javier Milei) que hasta hace dos años no lo teníamos en el radar, hoy está más predispuesta al sacrificio que significa estar pagando por la energía lo que la energía realmente cuesta”, manifestó Aranguren en diálogo con Radio con Vos.

Según el ex ministro, al iniciar el gobierno de Mauricio Macri, la tarifa eléctrica “renumeraba el 15% del costo de generar, transportar y distribuir; y durante su gestión, entre 2018 y 2019, se la llevó a entre “75% a 80%”.

“Hoy ese valor está en el 22%. Volvimos para atrás y tropezamos nuevamente con la misma rueda. Habría que preguntarse hasta cuando nos van a seguir mintiendo porque es una mentira que no pagamos la tarifa eléctrica o de gas”, remarcó Aranguren.

Señaló que la tarifa subsidiada se la paga de todas formas “de una manera muy ineficiente que es a través del impuesto inflacionario que, por lo general, beneficia más a los que tienen alto poder adquisitivo y perjudica a los que tienen bajo poder adquisitivo”.

“La situación del país no da para más. No hay caja. Si queremos destinar la recaudación de impuestos que tenemos a temas de tipo social y solventar a aquella gente que está en peor situación económica, tenemos que dejar de subsidiar a aquellos que estamos en mejor nivel de poder adquisitivo”, sostuvo.

En ese sentido, afirmó que, durante el último año, el 25% de subsidios energéticos se lo llevó “el quinto quintil de mayor poder adquisitivo”.

Además, cuestionó que los subsidios de las zonas frías “los reciban cualquier habitante, independientemente del poder de compra”.

Los nuevos cuadros tarifarios de las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) comenzaron a regir la semana pasada con aumentos de entre 65% y 150% según el nivel de ingresos, luego de ser aprobadas por el Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE).

No obstante, Aranguren aclaró que los aumentos oscilan “entre 240% y 300% porque se redujeron las categorías de consumo residencial” y se “modificaron los montos del costo propio de distribución”.

A partir de abril se aplicarán nuevos incrementos mensuales según la inflación acumulada al tiempo que el Gobierno define un nuevo mecanismo de distribución de subsidios proponiendo la conformación de la denominada Canasta Básica Enérgica (CBE), la cual tratará en audiencia pública el próximo 29 de febrero.

La propuesta oficial prevé determinar los ingresos totales del grupo conviviente y subsidiar únicamente a aquellas familias cuyo costo del CBE exceda el 10% del ingreso conjunto, tomando en consideración también a otros parametros como las zonas bioclimáticas del país.

“Nosotros en nuestra gestión hicimos algo más rápido y sencillo que fue excluir a la parte de la población que no recibirá subsidio con criterios como tener más de una casa, o un auto menor a cinco años de antigüedad. Deseo que puedan hacerlo rápido”, afirmó Aranguren

Consideró que una problemática de la CBE a resolver es que la “identificación del grupo familiar con el titular del medidor” pues no coinciden en el caso de alquileres.

“Algo que me gustaría que no ocurra y que se menciona es que se quiere hacer un consumo de bloque, uniforme a lo largo del año para que las facturas no fluctúen. Creo que es un error porque uno tiene que darle a la energía el costo de lo que vale en el momento en que uno la consume y las tarifas uniformes son contrarias a un comportamiento racional del consumidor”, concluyó el exministro y extitular de la filial de Shell en Argentina.

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Se inició el traslado de los motocompresores para el gasoducto cordillerano

Los equipos motocompresores para la ampliación del Gasoducto Cordillerano comenzaron a ser trasladados desde la planta de Industrias Secco en la ciudad de Rosario, Santa Fe, hasta la provincia de Chubut.

Se trata de 3 equipos de 1.800 HP cada uno, que cuando concluyan las obras civiles serán emplazados en Río Senger (2) y el restante en Gobernador Costa, permitiendo la factibilidad de conexión para 23 mil nuevos usuarios en Chubut y de Río Negro.

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La Secretaría de Minería presenta un sitio web para inversores de la mayor feria del sector

La minería argentina irá a la feria internacional PDAC, la principal convención de minería y exploración de minerales del mundo, para lo cual la Secretaría de Minería desarrolló un sitio web para agilizar los contactos con inversores y consolidar proyectos mineros, lo que se reforzará con una importante presencia de autoridades provinciales.

La Secretaría de Minería anunció hoy que proporcionará el soporte para las actividades y reuniones que allí se desarrollen con un stand institucional y material informativo, catálogo de proyectos, catastro minero, información geológica y videos institucionales contenidos en su página web.

Para acceder a la información ingresar al sitio oficial de la Secretaría de Minería para la Prospectors & Developers Association of Canada – PDAC2024 donde se encuentran desde los catastros mineros hasta los catálogos de proyectos y una serie de presentaciones sobre la actualidad del sector minero nacional.

La información es de utilidad para inversores extranjeros que buscan profundizar su conocimiento de la oferta de proyectos y del potencial geológico de nuestro país.

Anualmente Canadá se convierte en el centro de atracción de los inversionistas, quienes asisten al Centro de Convenciones Metro de Toronto con el fin de encontrar nuevas plazas dónde operar y concretar proyectos mineros.

Este año PDAC se realizará desde el domingo 3 al miércoles 6 de marzo, y a este evento anualmente asisten más de 30.000 personas de todo el mundo, debido a su nutrida agenda de actualidad, contacto directo con autoridades nacionales y oportunidades comerciales.

Durante los cuatro días, el centro de convenciones recibirá a inversionistas, financistas, administradores de fondos, académicos, ejecutivos bancarios, corredores, analistas, abogados, comunicadores, desarrolladores mineros, gerentes de exploración, geólogos, geocientíficos, Ingenieros, funcionarios gubernamentales y estudiantes de todo el mundo relacionados con la industria minera.

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Tras el fallo favorable a Chubut, Melella anunció que no detendrá la producción de petróleo

El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, no paralizará este miércoles la producción de petróleo en su provincia, medida que inicialmente había dispuesto en adhesión al reclamo del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, al Gobierno nacional, por el recorte de fondos de coparticipación.

El mandatario fueguino dijo que revirtió la medida por el fallo conocido este martes de parte de la Justicia chubutense que ordena a las autoridades nacionales cesar con los descuentos de recursos coparticipables y entablar una negociación.

“Se suspendió medida (consistente en paralizar la producción de petróleo por un día) en toda la Patagonia tras conocerse el fallo judicial”, ratificó Melella a Télam.

El gobernador “celebró” la decisión judicial en favor del reclamo de la provincia de Chubut y llamó a “iniciar un nuevo camino de relaciones entre las provincias y el Gobierno Nacional”, escribió en su cuenta de X.

Melella sostuvo también que “es necesario establecer un diálogo de paz, en consenso, para la construcción mutua de crecimiento, respetándonos entre todos, con el bienestar social y la paz social como horizonte”.

En un último posteo, el titular del Poder Ejecutivo fueguino consideró que “las provincias tenemos nuestro plan de desarrollo para sostener el crecimiento, el reordenamiento de nuestros Estados, y para poder llevarlo adelante necesitamos que se respete” el ingreso normal de fondos, concluyó el referente de Unión Por la Patria (UxP).

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