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Tarifas: Economía posterga nuevos aumentos para “pisar” la inflación

“Con el fin de estimular el crecimiento de la economía garantizando un sendero fiscal sostenible”, el gobierno nacional oficializó a través del decreto 375/2024 su decisión de postergar por 30 días (hasta el 1° de junio) la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos, y al Dióxido de Carbono, cuyó último ajuste pendiente había programado para el 1 de mayo.

Un criterio similar llevó a Economía a postergar también los preanunciados nuevos aumentos para el gas y la electricidad. “Priorizamos bajar la inflación y no cargar más con gastos de momento a la clase media”, respondió disgustado Luis Caputo por redes sociales a una nota periodística. El clima social no ayuda.

Acerca del ICL, se trataba del último tramo de un cronograma que había diseñado en enero último el ministerio de Economía para regularizar la aplicación de éste impuesto, que estuvo suspendido durante el año 2023 en procura de una menor incidencia del precio de los combustibles en la inflación.

El cronograma diseñado por Economía (Administración Milei) contempló una actualización gradual -a lo largo de cuatro meses- del ICL y al CO2 correspondientes al primer, segundo, tercer y cuarto trimestres calendario del año 2023, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, cuyo último tramo resultaría aplicable a partir del mes en curso, inclusive.

Detrás de esta decisión, y también en la de una postergación de los ajustes tarifarios en gas y electricidad preanunciados para abril, y luego para mayo, subyace el objetivo de mostrar un descenso del costo de vida después de los altos índices anotados post devaluación en diciembre, enero, febrero y marzo.

El ministro Caputo remarca en las redes sociales que existe “un sendero fiscal sostenible”, aún considerando que estas postergaciones tienen efecto sobre los ingresos, y que los egresos por subsidios persistirán contra sus objetivos originales de acelerar su reducción en el primer semestre del año.

Los efectos de menores ingresos fiscales se están acentuando además por la menor actividad en diversos rubros de la producción industrial, y también en la comercial por merma de la demanda.

Acerca de las tarifas, hasta última hora del martes (30/4) persistían las dudas acerca del criterio que aplicaría el gobierno respecto del momento de entrada en vigencia de los ajustes a la suba ya calculados para las tarifas del suministro de electricidad y de gas natural por redes domiciliarias.

En el ministerio de Economía -que tiene en su órbita a la Secretaría de Energía – seguían considerando su aplicación a partir de mayo y tenían todos los cálculos hechos.
Fuentes empresarias del sector dudaban al respecto ya que esperaban ver publicadas las resoluciones antes del fin del mes.

Ya había ocurrido que el ajuste tarifario se había preanunciado para abril, criterio que fue revisado al evaluar su incidencia en el índice de la inflación del mes que acaba de finalizar. “Pisar” las tarifas va contra el objetivo fiscal de reducir subsidios, pero restaba la decisión política y económica acerca de la oportunidad de aplicación en tiempos de ajuste y desregulación.

Tal parece que tampoco será en mayo, y habrá que ver si el gobierno se anima a disponer en junio nuevos precios del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) y nuevos valores para el Transporte y la Distribución del gas.

En el caso del PIST, se inicia el período de nuevos precios (en dólares) correspondiente al invierno, que va desde mayo hasta setiembre. Pasará de U$S 2,94 por millón de BTU que rigió para el verano -octubre hasta abril- a U$S 4,50 el MBTU.

Está previsto que se aplicaría pleno (sin subsidio) para los usuarios residenciales N1 (de altos ingresos). Pero para los precios para los usuarios N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) serían menores por efecto del subsidio. También será pleno el costo del gas para la MIPYMES y, desde ya, para el resto de los comercios e industrias.

Una novedad en este esquema, diseñado por la Secretaría de Energía, lo constituye la actualización mensual en las facturas del precio del gas PIST, en base a la variación del dólar contra el peso, según cotización del BNA.

La estructura tarifaria del servicio se completa con los valores por el Transporte y por la Distribución del gas, además de la carga de impuestos nacionales, provinciales y municipales.

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Javier La Rosa nombrado presidente de Chevron LatinoaméricaBuenos Aires

Javier La Rosa asumió como presidente de Chevron Latinoamérica, con su casa matriz en Buenos Aires, Argentina. La unidad de negocio cuenta con operaciones en Argentina, Brasil, Colombia, Surinam y Venezuela. 

La Rosa tiene una extensa trayectoria de 24 años con Chevron en distintos cargos a nivel mundial. Asume el cargo de presidente de la región luego de ejercer funciones como presidente de Chevron Venezuela en los últimos seis años y anteriormente como presidente de Chevron en Brasil y Colombia. En su experiencia internacional, entre otras posiciones, La Rosa fue presidente de Energía Geotérmica, gerente de estrategia y planificación para IndoAsia y gerente comercial para África y América Latina.

SOBRE CHEVRON

Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. Creemos que una energía asequible, confiable y cada vez más limpia es esencial para impulsar el progreso humano. Las actividades que realiza Chevron en Latinoamérica abarcan la producción de petróleo pesado, la recuperación mejorada de petróleo, operaciones offshore, la exploración y producción de gas natural y de petróleo y gas no convencional, y la ejecución de grandes proyectos de capital. Más información disponible en Chevron Exploration & Production in Latin America

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TB Cargo adquiere el 95% de Santa Fe Oil Rigs, consolidando su liderazgo en servicios de perforación

TB Cargo, una compañía con más de 50 años en el rubro, ha anunciado la adquisición del 95% del paquete accionario de Santa Fe Oil Rigs, marcando un hito significativo en su trayectoria empresarial. Esta adquisición estratégica refuerza la posición de TB Cargo como uno de los principales actores en la industria de perforación con la incorporación de la empresa especializada en servicios de perforación rotatoria de alta calidad.

Santa Fe Oil Rigs, junto a su equipo, tecnología de última generación y un contrato en ejecución con Lithea, de la firma china Ganfeng Lithium, pasa a integrar la gama de servicios ofrecidos por TB Cargo. Esta compra, cuyo monto no ha sido revelado, abre nuevas oportunidades y fortalece la presencia de TB Cargo en la industria.

“Estamos entusiasmados de dar la bienvenida a Santa Fe Oil Rigs a la familia de TB Cargo”, comentó Lisandro Garmendia, Presidente de TB Cargo. “Esta adquisición es un paso estratégico que nos permite expandir nuestras competencias y ofrecer un servicio aún más completo a nuestros clientes”.

Con esta adquisición, TB Cargo reafirma su compromiso con la excelencia operativa y el crecimiento en el mercado de servicios de perforación. La empresa continúa ampliando su cartera de servicios dentro de su unidad de negocio “Energy”, que engloba tanto el sector de Petróleo y Gas (O&G) con la venta de insumos y logística especializada en cuencas, como Minería. En esta última área, TB Cargo ofrece una gama completa de servicios, desde la perforación de pozos en salares, la preparación de lodos y la toma de muestras hasta servicios de cementación y reparación de pozos (Pulling).

Con una visión enfocada en la expansión, el grupo TB Cargo se posiciona como un referente en la industria energética con un compromiso constante en la innovación y la calidad. Estableciendo estándares de excelencia, consolida un portfolio de soluciones integrales que acompañen el desarrollo de los proyectos de cada cliente a nivel regional.

Hace unos meses atrás, TB Cargo presentaba “todos los países, una ruta”, la unificación y especialización de sus unidades y presencia regional hacia una nueva era, marcando el movimiento constante en cada solución, en cada servicio, en cada dirección, como socio regional estratégico.

Ahora, en un sector en constante evolución, TB Cargo demuestra que está preparada para liderar el camino hacia un futuro verde.

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Avanzan los preparativos de la Expo AOG Patagonia 2024

Con el total de los espacios disponibles ya ocupados, se anticipa que la próxima edición marcará un hito en la historia de la exposición.

La Expo Oil & Gas Patagonia tendrá lugar del 23 al 25 de octubre en el Espacio DUAM, en la ciudad de Neuquén. Ocupará 15.000 m² de superficie total, con 5 áreas de exhibición, espacio al aire libre y contará con la participación de más de 200 expositores. Se prevé que los visitantes sobrepasen los más de 11.500 de la última edición.

El evento cumbre del sector de los hidrocarburos es un espacio de encuentro para los integrantes de la industria que posiciona a las empresas y es el ámbito propicio para multiplicar las oportunidades de negocio. Sin lugar a dudas, la vidriera por excelencia que reúne a todos los participes del sector, con una agenda muy completa que permite la actualización profesional. Además, marca el camino para los más jóvenes de la industria y les marca la posibilidad de conectar con profesionales, empresarios y público especializado.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada comercialmente por Messe Frankfurt Argentina, a lo largo de tres jornadas de la exposición se desarrollará una agenda cargada de actividades donde los principales actores del sector del petróleo y el gas podrán interactuar con operadoras y proveedores. 

En primer lugar, recorrer en toda su amplitud la Expo tanto en pabellones como al aire libre, permitirá admirar de un vistazo el despliegue tecnológico de la industria de los hidrocarburos, ya que las empresas exhibirán lo último en maquinaria y software.

Luego, entre las numerosas actividades académicas que ofrecerá la AOG Patagonia, se realizará la 3ª Jornada de (R)evolución Digital e Innovación Tecnológica para Petróleo y Gas (JRED3) organizada por la Comisión de Geotecnología e Informática del IAPG. Un espacio de actualización en la que se desarrollarán temáticas como ciencia de datos; Logística y gestión industrial; Geonavegación; Robótica y automatización de procesos; y Energías alternativas, por mencionar algunas.

Además, tendrá lugar la 8° Jornada de Jóvenes Profesionales de Oil & Gas (JOG 8) que contará con una variada agenda de actividades académicas y espacios disruptivos donde las nuevas generaciones, estudiantes de los últimos años y jóvenes profesionales que ya han ingresado o aspiran a ingresar en la industria de los hidrocarburos podrán unir lazos con especialistas del sector. Organizada por la Comisión de Jóvenes Profesionales del IAPG, la entrada será libre y gratuita, si bien los cupos son limitados y requiere inscripción previa.

Por su parte, el ya clásico “Encuentro con los CEOs” reunirá a los referentes de la industria quienes brindarán su visión de la actualidad, tendencias e inversiones.

Y en las “Conferencias en la AOG”, se profundizará en los diferentes temas que marcan la agenda de la industria, destacandose: Sustentabilidad; Recursos Humanos; Diversidad, Equidad e Inclusión; entre otras temáticas. Asimismo, se prevén Rondas de Negocios en las que se conectarán a fabricantes y proveedores con las principales empresas de petróleo y gas que operan en el país y en la región.

Más información: www.aogpatagonia.com.ar

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TGN lanza campaña de convocatoria a jóvenes profesionales #GEN24

TGN lanza su Campaña #GEN24 dirigida a jóvenes de hasta 29 años de edad, graduados con hasta 3 años de experiencia o que tengan como máximo 3 finales y tesis pendiente en las siguientes ramas de la ingeniería: industrial, civil, química, electrónica, electromecánica y mecánica.

Estos jóvenes profesionales deben destacar por su capacidad de liderazgo, proactividad, sentido del equipo y la colaboración, flexibilidad y adaptación al cambio, orientación al aprendizaje y responsabilidad por el resultado.

Dado que TGN opera un sistema de gasoductos con una extensión que supera los 11.100 km y atraviesa 17 provincias del territorio nacional, la convocatoria está abierta a hombres y mujeres que quieran vivir la aventura de la relocalización actual o futura, con variedad de escenarios naturales de fondo, sumándose a proyectos tecnológicos desafiantes en una industria de gran proyección nacional y regional.

TGN ofrece una experiencia enriquecedora y un ambicioso desarrollo de carrera que testimonian los profesionales de convocatorias anteriores que aún hoy integran el payroll de la compañía.

Los interesados que quieran activar su genio y desarrollar su talento pueden remitir sus antecedentes a https://postulacion.typeform.com/to/bipHl4dv

Acerca de TGN

TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.
Opera y mantiene alrededor de 11.100 km de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.
Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.
El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).

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Economía evalúa si activa o no en mayo los aumentos en tarifas del gas

Por Santiago Magrone

A última hora del martes 30 persistían las dudas acerca del criterio que aplicaría el gobierno nacional respecto del momento de entrada en vigencia de los ajustes a la suba ya calculados para las tarifas del suministro de electricidad y de gas natural por redes domiciliarias.

En el ministerio de Economía -que tiene en su órbita a la Secretaría de Energía – siguen considerando su aplicación a partir de mayo. Fuentes consultadas por E&N estimaron que el próximo jueves 2 de mayo se publicarían en el Boletín Oficial las respectivas resoluciones.

Fuentes empresarias del sector dudan al respecto ya que esperaban ver publicadas las resoluciones antes del fin del mes. Igual, cruzan los dedos.

Ya ocurrió que el ajuste tarifario se había preanunciado para abril, criterio que fue revisado al evaluar su incidencia en el índice de la inflación del mes que acaba de finalizar. El gobierno procura seguir registrando un descenso del IPC después de los altos índices de diciembre, enero, y febrero.

Los técnicos de los entes reguladores ya hicieron su tarea de confección de los cuadros tarifarios considerando toda la cadena del suministro. Pero resta la decisión política y económica de su oportunidad.

Habrá nuevos precios del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) y nuevos valores para el Transporte y la Distribución del gas.

En el caso del PIST, se inicia el período de nuevos precios (en dólares) correspondiente al invierno, que va desde mayo hasta setiembre. Pasará de U$S 2,94 por millón de BTU que rigió para el verano -octubre hasta abril- a U$S 4,50 el MBTU.

Se aplicará pleno (sin subsidio) para los usuarios residenciales N1 (de altos ingresos). Pero los precios para los usuarios N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) serán menores por efecto del subsidio. También será pleno el costo del gas para la MIPYMES y, desde ya, para el resto de los comercios e industrias.

Una novedad en este esquema lo constituye la actualización mensual en las facturas del precio del gas PIST, en base a la variación del dólar contra el peso, según cotización del BNA.

La estructura tarifaria del servicio se completa con los valores por el Transporte y por la Distribución del gas, además de la carga de impuestos nacionales, provinciales y municipales.

En el caso del Transporte, no se trata de un sólo valor sino de varios, según la distancia entre los puntos de carga y de destino del gas. También según las subzonas (regiones) y tipo y categoría de usuario.

Para el caso de la Distribución, se notará un fuerte cambio a la suba en el componente Costo Fijo, que será el único ingreso para estas compañías. Energía actualizó 500 % esta tarifa por la Distribución en abril, considerándola con fuerte retraso en relación a la variación del IPIM desde la última RTI.

La factura del servicio se integra también con el Costo Variable. Y todo en valores según las categorías de usuarios, y el tipo de suministro (demanda prioritaria Ininterrumplible -por caso la residencial-), (en Firme -según contrato con empresa usuaria), o Interrumpible.

Las tarifas por Transporte y por Distribución también serán actualizadas mensualmente en base a la aplicación de una fórmula compuesta por la variación del índice salarial (IVS) , del IPIM (precios industriales mayoristas) , y del Costo de la Construcción (ICC).

Las proporciones de cada componente para Distribución son de 49%, 36,8 % y 14,2 por ciento respectivamente.

En el caso del Transporte esos índices tienen una incidencia diferente, del 47%, 27,2 % y 25,8 por ciento respectivamente, según dispuso la Secretaría de Energía.

En lo que respecta a las facturas del servicio, seguirán siendo pasibles de un subsidio cero (N1), o subsidios parciales (N2 y N3). Mientras, Energía continúa evaluando el costo de una Canasta Básica Energética (CBE) por regiones, para cubrir una parte de tal costo considerando el nivel de ingreso de los usuarios. Es de muy compleja definición más allá de las cuestiones técnicas, pero tiene por objetivo avanzar hacia una fuerte reducción de los subsidios, en particular para los usuarios N3.

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El Gobierno postergó la actualización del Impuesto a los Combustibles

El Poder Ejecutivo Nacional publicará un Decreto en el Boletín Oficial a través del cual se diferirá 30 días la fecha en la que tendrá efecto la actualización correspondiente al Impuesto a los Combustibles. La medida implica que no habrá incremento por dicho concepto en el mes de mayo, indicó el Ministerio de Economía.

Entonces, con esta decisión el Gobierno postergó la actualización correspondiente al cuarto trimestre de 2023 de los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono que se aplica sobre los precios de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, al 1° de junio de 2024.

Economía sostiene que la medida “garantiza previsibilidad al sector”.

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Fundación YPF: Aula móvil de Energías Renovables

Fundación YPF lanzó el ciclo 2024 del aula móvil de Energías Renovables que va a recorrer distintas localidades del país a lo largo del año.

El aula móvil es un espacio lúdico educativo que busca concientizar sobre la importancia de avanzar en la transición energética hacia las energías renovables y contribuir a lograr una matriz energética más limpia y sostenible.

Fundación YPF ofrece en este espacio una propuesta educativa gratuita para todo público, con un muro interactivo de contenidos sobre la transición energética, tablets de realidad aumentada con la información de energías renovables y videojuegos sobre energías.

En el año 2023, el aula móvil recorrió 21 localidades del país y participaron más de 16.000 personas en las actividades educativas de este programa que se implementa desde el año 2017.

Sumadas a estas actividades, Fundación YPF realiza a través del aula móvil una actividad de formación docente en Transición Energética y Energías Renovables, para profesores de escuelas técnicas o institutos superiores vinculados a la energía.

En tercer lugar, se dictan talleres de formación para estudiantes y docentes del último año de escuelas técnicas que incluyen prácticas de armado y reconocimiento de componentes de equipos de energía fotovoltaica, solar térmica y un generador eólico de baja potencia.

Calendario del recorrido del aula móvil

Tierra del Fuego Río Grande 7 al 9 de mayo

Santa Cruz Caleta Olivia 16 al 18 de mayo

Rio Negro Sierra Grande 21 al 23 de mayo

Río Negro San Antonio 24 de mayo

Neuquén Cutral Co 4 al 8 de junio

Neuquén Añelo 11 al 12 de junio

Neuquén Neuquén capital 13, 14 y 15 de junio

Neuquén RDLS 26 al 29 de junio

Río Negro Cordero 2 y 3 de julio

Buenos Aires Ensenada / Berisso 6 al 9 de agosto

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Fundación Pampa Energía lanzó su programa de becas a estudiantes

La Fundación Pampa inició su Programa de Acompañamiento a las Trayectorias Educativas 2024, que incluye un apoyo económico, seguimiento con tutores y diversas acciones formativas para acercar a los estudiantes al mundo profesional. Está destinado a jóvenes de diferentes localidades de las provincias de Neuquén, Salta, Mendoza, Santa Fe y Buenos Aires, de escuelas técnicas o carreras profesionales afines al sector energético.

Acompañará a más de 1.100 estudiantes secundarios y universitarios de las localidades donde la compañía realiza sus operaciones.

El director de la Fundación Pampa, Pablo Díaz, dijo que: “En los últimos años otorgamos y renovamos más de 11.000 becas. Saber que acompañamos a miles de jóvenes en sus estudios y desarrollo profesional, nos provoca siempre una inmensa alegría”. Y agregó: “La educación es la herramienta más poderosa para el crecimiento de las comunidades porque brinda oportunidades y permite transformar realidades”.

En este sentido, Edith Castellón, una de las becarias que egresó el año pasado, cuenta que: “Si tuviera que describir al programa de becas en una oración sería que formamos una familia. La Fundación nos asigna una tutora y compartimos instancias donde vemos como los compañeros van haciendo su trayectoria y creciendo. Se van formando lazos que son los que trascienden”.

Esta iniciativa forma parte de un plan integral de educación y empleabilidad que se propone acompañar a jóvenes en situación de vulnerabilidad y fortalecer las instituciones educativas. Desde 2017 la Fundación implementa programas de formación en temas de gestión, eficiencia energética, energías renovables y ciencias, entre otros, que alcanzaron a más de 14.000 directivos y docentes.

Además, a partir de la realización de prácticas formativas junto a colaboradores y voluntarios de la compañía, se facilita el acercamiento de los estudiantes al mundo laboral, con el objetivo de brindar herramientas y oportunidades de desarrollo profesional.

Actualmente el 93 % de los egresados universitarios se encuentra trabajando, 106 tuvieron experiencias laborales dentro de Pampa y otras empresas del grupo y más de 2.100 estudiantes realizaron prácticas profesionalizantes.

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Naturgy: Consumo responsable y seguro del gas

Con la llegada de los primeros fríos, todos podemos lograr un consumo responsable y seguro del gas natural en nuestros hogares.

El gas natural es un recurso natural no renovable que desempeña un papel fundamental en la vida diaria de las personas y en la economía de un país.

Es por ello que dada la llegada de los primeros fríos y en el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”, Naturgy ha establecido una serie de recomendaciones con el objetivo de promover el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural.

En primer lugar, es fundamental fomentar el uso responsable del gas natural. Esto implica que todos tomemos conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo. Para ello, es importante realizar un uso racional del gas en los hogares, empresas e industrias, evitando dejar los aparatos encendidos innecesariamente y realizando un mantenimiento adecuado de los equipos para evitar fugas.

Además, en nuestro portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua.

Por esto, Naturgy invita a poner en práctica las sugerencias para realizar un uso responsable de nuestra energía:

Para Calefacción

Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente y a una temperatura razonable (18° C aprox.). Las estufas y los radiadores no deben ser tapados ni con cortinas ni con muebles. De esta manera se evitan accidentes y se mejora el aprovechamiento calórico.

Utilizar el termostato para regular la temperatura adecuada en los ambientes. No abra la ventana para bajar la temperatura.

Reducir las filtraciones de aire en puertas y ventanas usando burletes y simultáneamente controlar que haya una ventilación correcta.

Usar ropa abrigada dentro de la casa.

Para Cocción

Nunca usar las hornallas y/o el horno para calefaccionar los ambientes.

Usar el horno con moderación (el gasto de gas de 1 horno equivale al de 3 hornallas chicas).

Cocinar con la olla tapada y reducir la llama cuando se llegue al punto de hervor.

Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes y manténgalos tapados. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente y si está destapado se pierde temperatura.

Cuando alcance el punto de ebullición, disminuya la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apáguela.

Para Agua Caliente

Utilizar el agua caliente sólo cuando sea necesaria, y calentarla a temperatura suficiente. No derrochar agua ni gas que son recursos limitados.

Si tiene calefón, regular la temperatura del agua con la perilla o botonera. Evite mezclar el agua caliente con el agua fría. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.

Usar la ducha con flor en buen estado y que disperse bien el agua.

Si tiene termotanque, regular su temperatura y aislar térmicamente el artefacto cuando está colocado fuera de la vivienda.

Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.

El Piloto

Mantener el piloto encendido sólo cuando se usan los artefactos.

Si cambia de calefón o termotanque, elegir siempre los más eficientes: los Clase A.

Acerca de Naturgy

Desde el año 1992, Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes en 30 municipios de la zona norte y oeste del conurbano bonaerense, zonas que abastecen la mayor área industrial del país. Es la segunda distribuidora de gas de la Argentina por volumen de ventas, con más de 1.630.000 clientes residenciales, 47.515 comerciales y 1.219 industrias, 394 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.389 kilómetros.

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

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YPF Luz y Cementos Avellaneda construirán un parque eólico en Olavarría

YPF Luz y Cementos Avellaneda anunciaron el inicio de la construcción del Parque Eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría, Provincia de Buenos Aires, a 10 kilómetros de la ciudad.

El parque tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW y estará emplazado dentro del predio de Cementos Avellaneda y en terrenos de terceros linderos a la planta, sobre una superficie de 450 hectáreas. Contará con 9 aerogeneradores de última generación, con tecnología Nordex Delta de 7MW de potencia por aerogenerador. El parque tendrá un factor de capacidad estimado de 47 por ciento.

Además, generará 260.487 MWh/año de energía renovable, que es equivalente a las necesidades energéticas de unos 72.000 hogares, evitando la emisión de más de 119.824 toneladas de CO2 al año. La puesta en marcha se prevé para el primer trimestre de 2026.

YPF Luz tendrá a su cargo la construcción del parque, con una inversión de U$S 80 millones. Con este nuevo proyecto suma 715 MW renovables (497 MW en operación y 218 MW en construcción), reafirmando su liderazgo en la provisión de energía renovable para las industrias, se indicó.

El proyecto tiene dos instalaciones diferenciadas. Por un lado, 4 aerogeneradores con un total de 28 MW de capacidad instalada estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía de los otros 5 aerogeneradores, de una capacidad instalada de 35 MW, se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Para Cementos Avellaneda, el desarrollo de este parque es parte de su compromiso con el cuidado del medio ambiente y de su estrategia para reducir la huella de carbono impulsando la transición energética. Tiene como objetivo el autoabastecimiento de aproximadamente 47 % de la demanda eléctrica de su planta en Olavarría, a partir de la generación de energías renovables por un plazo de hasta 25 años.

Además, se logrará el aprovechamiento e integración de sitios que actualmente se encuentran en proceso de rehabilitación, luego del desarrollo de actividades mineras.

“La concreción de este proyecto y el inicio de la construcción del parque eólico representan para nosotros el cumplimiento de un nuevo hito en nuestra agenda de sostenibilidad. Significa un gran avance para conseguir la descarbonización de nuestro proceso productivo, a la vez que refuerza la confianza y el compromiso de nuestros accionistas con nuestro país. Este proyecto hubiese sido imposible sin el aporte profesional y humano de todo el equipo de YPF Luz y Cementos Avellaneda”, expreso José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó que “Este parque es el resultado de un sueño conjunto, que pudo concretarse a partir de una colaboración estrecha y productiva con nuestro cliente. Nos enorgullece ser el socio elegido por Cementos Avellaneda para concretar este hito tan importante en la historia de la sustentabilidad de la compañía”.

“Con este nuevo proyecto iniciamos una nueva década de crecimiento y reafirmamos nuestro compromiso con la transición energética, en línea con nuestro propósito de impulsar desde Argentina la evolución de la energía para el bienestar de las personas”, agregó Mandarano.

Características del Parque Eólico Cementos Avellaneda

Generará 63MW de potencia de fuente renovable:
o Energía equivalente a más 72.000 hogares.
o Ahorro de 119.824 toneladas de CO2 al año.

9 aerogeneradores

Superficie: 450 hectáreas

Factor de capacidad: 47.2%

Energía Generada: 260.487 MWh/año

Inversión: más de U$S 80 millones

Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra
Características de los Aerogeneradores

Tecnología: Nordex Delta

Capacidad instalada: 7MW cada uno

Alto de torre: 119 metros

Largo de palas: 81 metros

Altura total: 200 metros

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MetroGAS renovó Directorio y Tomás Córdoba continuará como presidente

La Asamblea General Ordinaria de Accionistas de MatroGAS S.A. designó las autoridades para el corriente ejercicio y el Directorio de la Sociedad decidió mantener a Tomás Córdoba como presidente de la empresa, quien además ejerce el cargo de director general.

Como vicepresidenta de la compañía, se aprobó la continuidad de Paola Garbi.

El Directorio de la Sociedad quedó conformado de la siguiente manera: Presidente, Tomás Córdoba; vicepresidenta, Paola Garbi; directores y directoras titulares: Florencia Tiscornia, Carla Forciniti, Valeria Soifer, Marco Bramer, Santiago Fidalgo, Javier Arana, Patricio Da Re, Carlos Bastos y Nicolas Eliaschev.

Directores y directoras suplentes: Gustavo Di Luzio, Nicolás Mesa, Pablo Ernesto Anderson, Silvina Larrecharte, Carlos Alberto San Juan, María Sol Podestá, Fernando Gómez Zanou y Laura Cecchini.

Tomás Córdoba es abogado por la Universidad de Buenos Aires (UBA), experto en finanzas, se perfeccionó en el IAE Business School de la Universidad Austral y en la Universidad Torcuato Di Tella.

Ingresó a MetroGAS como director de Administración y Finanzas (CFO) en noviembre de 2020, y lideró diversos procesos de refinanciación tendientes a mejorar el perfil financiero de la empresa.

En septiembre de 2022 fue nombrado director general (CEO) y en diciembre de 2023 fue designado presidente hasta la celebración de esta última Asamblea. Con anterioridad se había desempeñado en posiciones directivas y gerenciales en compañías de energía de la
Argentina y previamente como asociado del estudio Marval, O’Farrel & Mairal.

El resultado de la reunión fue informado a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Acerca de MetroGAS

Constituída en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de clientes que posee (2.250.000 aproximadamente) es la tercera distribuidora del continente sudamericano.

Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

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La capacidad global de la eólica marina supera los 67 GW

El Foro Mundial de la Energía Eólica Marina (WFO, por sus siglas en inglés), en su último informe publicó que la energía eólica marina sumó 9.8GW en 2023 lo que elevó la capacidad operativa total a 67.4 GW.

CHINA LIDERA CON 31.5 GW

Según el informe, China continúa siendo el líder indiscutible en el sector de la energía eólica marina. Con 31.5 GW de capacidad instalada, el país asiático representa casi el 47% de la capacidad global. Este dominio refleja la inversión masiva y el compromiso de China con la energía renovable como parte de su estrategia de desarrollo sostenible.

CRECE EN EUROPA

El organismo también enfatizó en el reporte que Europa ha demostrado un crecimiento significativo en el sector de la energía eólica marina. Francia, en particular, duplicó su capacidad a 978 MW con el exitoso proyecto Saint-Brieuc. Además, Noruega inauguró Hywind Tampen, el parque eólico marino flotante más grande del mundo, con una capacidad de 88 MW. Estos desarrollos subrayan el compromiso de Europa con la expansión de la energía eólica marina.

PERSPECTIVAS
A pesar del crecimiento y los avances, el informe demostró que el 2023 también presentó desafíos significativos para la industria. Aumentos de costos, problemas en la cadena de suministro y retrasos en proyectos fueron algunas de las dificultades enfrentadas.

Según el informe, se espera que en 2024 se adjudiquen más de 70 GW de capacidad de arrendamiento, lo que supone un aumento del 67% respecto a 2023. Esta capacidad procederá de una combinación de mercados tradicionales y nuevos, como Australia (al menos 9,2 GW), India (4,6 GW) y Portugal (3,5 GW). También se prevé que Estados Unidos adjudique al menos 16,8 GW de capacidad, de los cuales casi 2,7 GW procederán de instalaciones eólicas flotantes situadas frente a la costa de Oregón.

Las grandes compañías han sido pieza fundamental en la suma para alcanzar estos hitos. La empresa Siemens Gamesa lideró en contratos de turbinas con el 33% del total, seguido por Vestas y Ming Yang. Además, el avance de turbinas de mayor capacidad, como las de 16 MW instaladas en China, muestra la evolución tecnológica y la capacidad de adaptación del sector.
 

En el segundo semestre de 2023, el sector de la energía eólica marina experimentó cambios estructurales.

El informe resaltó el crecimiento global de la energía eólica marina, que se aceleró ligeramente en 2023 en comparación con 2022, con Asia y Europa liderando las nuevas adiciones de capacidad. Este crecimiento refleja la creciente aceptación y adopción de la energía eólica marina a nivel mundial.

Además, respecto a los principales mercados, China sigue siendo el principal mercado con 5 GW de nueva capacidad en 2023. Los Países Bajos completaron dos importantes parques eólicos marinos y las turbinas eólicas marinas flotantes tuvieron éxito en Noruega, China y España, mostrando la diversidad y adaptabilidad del mercado global

BOOM DE CONSTRUCCION

Los datos también reflejan que la construcción de energía eólica marina en China se disparó con 6.3 GW en construcción. El Reino Unido, Taiwán y Corea del Sur también tienen proyectos destacados en marcha, reflejando una inversión global en infraestructura eólica marina.

A pesar de los desafíos enfrentados en 2023, la energía eólica marina continúa creciendo y evolucionando como una fuente vital de energía renovable a nivel global. Con nuevos mercados emergentes, avances tecnológicos y un compromiso renovado, la energía eólica marina está en camino de desempeñar un papel crucial en la transición hacia un futuro más sostenible.

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Economía propuso pagar con bonos U$S 600 MM a productoras de gas y generadoras eléctricas

El ministro de Economía, Luis Caputo, encabezó (el jueves 25/4) un encuentro en el Palacio de Hacienda con directivos de las empresas productoras de gas y de las generadoras de energía eléctrica a quienes presentó una propuesta para saldar parte de la deuda estatal por transacciones impagas de la CAMMESA correspondientes a diciembre y enero últimos, por alrededor de 600 millones de dólares de valor nominal.

Un comunicado de Economía describió que “el ministro recordó que el gobierno del Presidente Javier Milei se hizo cargo con fondos del ejercicio 2024 de las transacciones impagas de CAMMESA de octubre y noviembre 2023, correspondientes en su totalidad a la administración de Alberto Fernández”.

“Dado el esfuerzo presupuestario ya realizado para cancelar múltiples deudas del gobierno anterior, se presentó hoy una propuesta para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de 600 MM de valor nominal”, se informó.

Además, se les comunicó que “a partir de febrero, los flujos están siendo normalizados”.

“Mediante la resolución de las deudas generadas por la política energética de la administración previa y la normalización del flujo, el Gobierno Nacional confía en que el sector pueda enfocarse, con estabilidad y previsibilidad, en mejorar el servicio para los usuarios”, señaló el Ministerio, sin dar más detalles de la propuesta realizada a los empresarios.

La deuda total por las transacciones del primer trimestre ronda los 1.200 millones de dólares.

También participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía, Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan American Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

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ADEERA informó sobre la menor demanda eléctrica de marzo. Bajó 14,8 % i.a.

El consumo de energía eléctrica en marzo a nivel nacional tuvo una baja de 14,81 % respecto al mismo mes del 2023, indicó el informe mensual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).

La entidad empresaria sostuvo que tal descenso de demanda “puede explicarse (parcialmente) en base a la incidencia del (menor) consumo de energía a nivel residencial, con la temperatura como factor preponderante”.

El mes de marzo último “fue menos caluroso comparado con el mismo mes del año anterior. La temperatura media de GBA, donde se concentra el 34.38 % de la demanda, fue de 23,3°C, lo que implica 3,8° menos que la registrada el año anterior” en esa zona geográfica.

Asimismo, según estimaciones realizadas por las Distribuidoras, corregida la demanda por temperatura, la reducción se ubica en un 4 % en el GBA.

El informe no alude a otros factores que incidieron en la fuerte baja de la demanda.

Si señala que “las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante marzo fueron Santa Cruz, con 20,61 %; Formosa, con 9 %; y Mendoza con una suba de 6,87 por ciento. Los menores niveles de crecimiento se registraron en Entre Ríos, Santa Fe y CABA-GBA”.

El reporte completo se puede consultar en la sección de Informes técnicos de la web de Adeera.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país.

Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.

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Enarsa-Petrobras: Memorandum de Entendimiento

Energía Argentina y Petrobras suscribieron en Río de Janeiro un Memorandum de Entendimiento (MOU) por un plazo de tres años, con diferentes propósitos.

El referido MOU le permitirá a ENARSA solucionar el abastecimiento de gas del NOA mientras se finalizan las obras recientemente licitadas de reversión del Gasoducto Norte, y
a su vez posibilitará el intercambio de información, identificación y estudio de viabilidad de las diferentes alternativas, acciones y mecanismos de mediano y largo plazo para cooperación y complementariedad energética entre ambas compañías, se indicó.

En ocasión de la firma, el Presidente de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones, recalcó la importancia que reviste este acuerdo en la coyuntura que enfrenta el
abastecimiento de gas en la región NOA durante la transición que posibilite el abasto desde los yacimientos de Vaca Muerta. Desde Petrobras se destacó “el valor estratégico que significa la integración regional y de países hermanos”.

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Offshore: Arranca en mayo la perforación del Pozo Argerich (CAN-100)

En el transcurso del mes de mayo se iniciarán las tareas de perforación ultraprofunda del “Pozo Argerich 1”, en el off shore del Mar Argentino, a unos 310 kilómetros de la costa bonaerense a la altura de Mar del Plata.

Se trata del Bloque CAN-100 (15 mil km2), a cargo del consorcio integrado por YPF (35%), Equinor (35%) y Shell (30%). La noruega Equinor estará a cargo de la operación, y a tal efecto ingresó a aguas territoriales argentinas (el martes 23/4) el buque Valaris DS-17, que estuvo trabajando en Brasil.

Fuentes allegadas al consorcio indicaron a E&N que ya están dispuestas las instalaciones en continente (Mar del Plata) que servirán de apoyo logístico durante la operación mar adentro del buque perforador. Dos barcos (HOS Remington y Caledonia) y también helicópteros atenderán las necesidades de aprovisionamiento y de servicios mientras se desarrollan los trabajos. Hacen hincapié en la generación de empleos que ello significa en la zona.

El proyecto tiene a YPF (de mayoría accionaria estatal) como impulsora clave para determinar si la calidad y volumen de los hallazgos de hidrocarburos a extraer coincide con los sondeos (sísmica 2D y 3D) realizados en esta formación geológica. Estimaciones preliminares dan cuenta de una posible producción inicial de hasta 250 mil barriles diarios.

Existe fuerte expectativa con los posibles resultados también por la asociación geográfica y geológica que los especialistas hacen con la plataforma marina a la altura de Namibia (Africa), donde se han registrado grandes descubrimientos de hidrocarburos (Total Energies).

Una vez realizada la perforación y extraída la muestra (los trabajos demandarían hasta dos meses), el pozo se cierra hasta que concluyan los estudios. Si se confirmaran las previsiones acerca de la calidad del reservorio se realizarán pozos complementarios (serían no menos de tres) que permitirán delimitar el área a explotar.

En la etapa siguiente, deberán ejecutarse fuertes inversiones por parte del consorcio en la perforación de pozos productores, que estarán conectados a la plataforma desde el cual se cargará el crudo en los barcos, para su exportación. Es decir que no habrá ninguna conexión física entre el área de producción y el continente.

Se estima en diez años el período a transcurrir para la perforación de la serie de pozos productores (calculados en alrededor de 20) hasta sacar el primer barril de crudo.
YPF tiene adjudicados otros bloques en la zona aledaña al CAN-100 (CAN-108, CAN-114).

También resultó adjudicataria de un bloque offshore para la exploración de hidrocarburos en la plataforma marítima de Uruguay. Se considera que la zona tendría continuidad geológica con la Cuenca Argentina Norte.

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ADIGAS describió que las distribuidoras invertirán $ 74.110 millones hasta fin de año

Las compañías distribuidoras domiciliarias de gas natural por redes presentaron sus respectivos planes de inversión para los ocho meses que restan de 2024 en el mantenimiento y mejora del servicio, requisito planteado por resolución de la Secretaría de Energía y el Enargas al momento de aprobar nuevos cuadros tarifarios para el sector. Entre todas suman 74.110 millones de pesos.

Nucleadas en la asociación ADIGAS las empresas señalaron que “las inversiones, que permitirán mejorar la infraestructura de la red gasífera, en materia de confiabilidad y la seguridad, se podrán materializar como consecuencia de la reciente actualización tarifaria”.

Un comunicado de la entidad empresaria destacó que “las obras, posibles gracias a la actualización tarifaria puesta en vigencia el pasado día 3 de abril, constituyen una muy significativa inyección de recursos destinada a mejorar la infraestructura gasífera, priorizando la seguridad de la red, su confiabilidad y la calidad de servicio”.

Y destacó que “de esta manera, el aumento tarifario tiene su correlato en la recuperación de las inversiones, sustancialmente disminuidos durante los años de congelamiento tarifario”.

Las inversiones varían según la dimensión, la cantidad de instalaciones y de clientes de cada Compañía, se explicó, detallando que Metrogas destinará $ 19.590 millones; Grupo Naturgy (BAN y Gasnor): $ 18.950 millones; Grupo Camuzzi (Gas Pampeana y Gas del Sur): $ 17.930 millones, Grupo Ecogas (Distribuidoras del Centro y Cuyana): $ 11.540 millones; Litoral Gas: $ 4.930 millones; y Gasnea: $ 1.170 millones.

Al respecto, se describió que “entre las principales obras planificadas destacan la renovación de ramales y gasoductos, la renovación de redes y servicios, el mantenimiento de los niveles óptimos de protección catódica de las cañerías, la innovación tecnológica destinada a mejorar la atención a los clientes y la adquisición de medidores para la incorporación de nuevos usuarios del servicio público”.

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YLB perdió US$ 61 millones por mala gestión

El gobierno de Bolivia presentó hace unos días una denuncia penal contra diez exfuncionarios de la estatal Yacimientos de Litio Bolivianos (YLB) y una empresa, por un contrato para la construcción de 18 piscinas industriales que están “inoperables” y que causó un daño económico de 61 millones de dólares.

Las maniobras fueron realizadas durante la administración del ex presidente Evo Morales quien ahora demandará penalmente a los ex funcionarios que ejercían cargos durante su gestión.

La acción legal señala que los acusados incurrieron en delitos de contratos lesivos al Estado, incumplimiento de deberes, conducta antieconómica e incumplimiento de contrato, en el periodo 2013-2017, cuando YLB era aún la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos.

Morales dijo que el Gobierno de Arce, que también es de su partido Movimiento al Socialismo (MAS), apostó por la tecnología EDL para sustituir las piscinas evaporíticas que se impulsaron en su gestión, pero que al menos dos de esos convenios “se han caído”, sin mencionar cuáles.

En 2023, Bolivia firmó acuerdos para la aplicación de la tecnología de extracción directa de litio (EDL) con las compañías chinas CATL BRUNP & MOC (CBC) y Citic Guoan además de la rusa Uranium One Group, para el diseño y construcción de plantas de carbonato de litio, ademas suscribió otro con la india Altimin para desarrollar tecnología en la fabricación de baterías de ion litio.
Ya pasaron cuatro años y medio, recién se da cuenta que las piscinas estaban mal hechas, abandonadas, no pues”, recriminó Morales.

También cuestionó que si el estado de las piscinas era tal como se dice, el Gobierno de Arce “debía mostrar” esa situación en su primer año de gestión y no ahora.
Como no hay nada (resultados en los proyectos de EDL) están retornando a las piscinas”, sostuvo

El Gobierno de Bolivia lanzó en enero una segunda convocatoria internacional para el aprovechamiento de los recursos evaporíticos, litio y otros minerales, en siete de sus salares y para captar proyectos mediante la tecnología EDL.
El mes pasado, se informó que 38 empresas de Europa, China, Rusia y Argentina, además de varias alianzas multinacionales presentaron sus postulaciones para invertir en la industria del litio.

Los sitios para el desarrollo de estos proyectos son los salares de Uyuni (el más grande del mundo con 12.000 kilómetros cuadrados de superficie), Coipasa, Pastos Grandes, Cañapa, Capina, Chiguana y Empexa, situados en los departamentos occidentales de Potosí y Oruro.

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Informe CEA: la industria eólica global instaló 117 GW de capacidad en 2023

A pesar de un entorno político y macroeconómico turbulento a nivel mundial, la industria eólica está entrando en una nueva era de crecimiento impulsado por una mayor ambición política, manifestada en la histórica adopción en la COP28 del objetivo de triplicar las energías renovables para 2030.

El informe de GWEC presentado esta semana, destaca el creciente auge de la energía eólica en todo el mundo. En 2023, se instalaron 117 GW (106 GW correspondientes a eólica terrestre y 10.8 GW de eólica marina), lo que supone un incremento del 50 % respecto a 2022.

Globalmente, la capacidad acumulada de energía eólica superó por primera vez la marca de 1 TW, llegando a 1.021 GW después de un aumento del 13 % durante el año. Los cinco principales mercados impulsando este crecimiento fueron China, Estados Unidos, Brasil, Alemania e India.

China, en particular, estableció un récord impresionante con 75 GW de nuevas instalaciones, representando casi el 65 % del total mundial. El crecimiento en China contribuyó a un año sin precedentes para la región de Asia-Pacífico, que vio un aumento anual del 106 %. América Latina también registró un crecimiento récord, con un aumento del 21 %, liderado por Brasil, que instaló 4.8 GW y se posicionó como el tercer mayor mercado a nivel global.

Además, la región de África y Oriente Medio experimentó un crecimiento significativo en sus instalaciones eólicas, aumentando 182 % respecto a 2022.

Además, GWEC ha aumentado su pronóstico de crecimiento para el período 2024-2030 a 1.210 GW, 10% más que las estimaciones anteriores. Este ajuste responde a la implementación de políticas industriales nacionales en las principales economías, el impulso creciente de la energía eólica marina y el prometedor desarrollo en mercados emergentes y economías en desarrollo.

A pesar de los logros recientes, la industria eólica necesita triplicar aproximadamente su tasa de crecimiento anual, pasando de los 117 GW instalados en 2023 a al menos 320 GW anuales en 2030 para alcanzar los objetivos establecidos en la COP28 y mantener el calentamiento global por debajo de 1.5 grados Celsius.

El Global Wind Report proporciona una hoja de ruta para lograr estos objetivos. GWEC insta a políticos, inversores y comunidades a colaborar en aspectos clave como la inversión, las cadenas de suministro, la infraestructura del sistema y el consenso público para crear las condiciones necesarias que permitan un crecimiento exponencial de la energía eólica de cara al 2030 y más allá.

Ben Backwell, CEO de GWEC, expresó su optimismo y orgullo por el reciente crecimiento récord del sector, pero enfatizó que queda mucho por hacer para que políticos, la industria y otras partes interesadas impulsen un crecimiento tres veces mayor que el actual, necesario para alcanzar la neutralidad de carbono.

Aunque el crecimiento ha sido significativo, se concentra principalmente en unos pocos países como China, EE.UU., Brasil y Alemania. Es crucial que más países eliminen las barreras regulatorias y mejoren los marcos de mercado para incrementar la capacidad eólica”, señaló Backwell.

Además, destacó la importancia de superar los desafíos actuales como los obstáculos en la planificación, las largas esperas en las conexiones a red y las subastas mal diseñadas. La industria eólica, como tecnología clave para la transición energética, necesita que los legisladores se centren en abordar estos retos para permitir un desarrollo y ejecución de proyectos más rápidos y eficientes.

Backwell concluyó enfatizando la necesidad de una mayor colaboración internacional para promover un entorno empresarial favorable y cadenas de suministro eficientes que aceleren el crecimiento de la energía eólica y renovable en línea con los objetivos climáticos globales.

Desde la CEA, el Gerente General de la Cámara, Héctor Ruiz Moreno, destacó “En 2023, más del 74 % de la generación producida a partir del viento, provino de los distintos Parques Eólicos que pertenecen a los socios de la CEA”. También agregó, “Esperamos que la matriz renovable siga creciendo a nivel mundial y en nuestro país. Para ello, es primordial que la promoción de energías renovables sea una política pública en las próximas décadas”.

“Es importante contar con una articulación entre el sector público y privado que permita incentivar las inversiones y la participación de energías limpias en la matriz energética”, añadió.

Acerca de CEA

La CEA es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector renovable. A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, la CEA busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía renovable.

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MEGSA-CAMMESA: Ofertaron para mayo 24,5 MMm3/día con PPP de U$S 3,39 y de U$S 4,33

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas solicitadas por CAMMESA para la provisión de gas natural con destino a las usinas generadoras de electricidad.

La primera de ellas para el abastecimiento interrumpible de gas natural para mayo 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general. Se recibieron 22 ofertas de empresas productoras por un volumen total de 7 millones de metros cúbicos día.

Los precios promedio ponderados fueron de U$S 3,11 el Millón de BTU PIST (punto de ingreso al sistema de transporte), y de U$S 3,39 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires (con precios que oscilaron entre 2,96 y 3,67 dólares el MBTU).

De tales ofertas, 6 fueron de productores de Neuquén, 4 de Tierra del Fuego, 4 de la cuenca NorOeste, 5 de Chubut, y 3 de Santa Cruz.

El segundo concurso de precios fue para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de invierno.

En esta subasta se recibieron 11 ofertas por un volumen total de 17,5 millones de metros cúbicos día, a un precio promedio ponderado de U$S 4,33 el MBTU (en el GBA). Los precios oscilaron desde U$S 3,98 hasta U$S 4,50 el MBTU.

De éstas ofertas, 6 llegaron desde Neuquén, 3 de productores en Tierra del Fuego, 1 desde Santa Cruz, y 1 desde Chubut.

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Despidos sin causa en la EBY

Aunque no hay información oficial sobre el tema trascendió que en las últimas semanas se produjeron decenas de despidos en diversas áreas de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), que tiene por cuasi flamante Director Ejecutivo por la Argentina a Alfonso Peña, designado por el gobierno de Javier Milei en febrero último a través del decreto 180/2024, con la firma de Luis Caputo.

Allegado al presidente del PRO, Mauricio Macri, Peña encaró un recorte de personal que se desempeña en Misiones, Corrientes y en la Ciudad de Buenos Aires, en un número que rondaría 100 casos, publicó el diario El Litoral de Corrientes.

La Asociación de Personal Argentino en Yacyretá, reclama que se reviertan los despidos a los que consideran arbitrarios y carentes de motivación funcional.

La nota periodística consigna que este recorte de personal “representa aproximadamente un 15 % del total del plantel de 650 empleados en la margen argentina”.

Los telegramas de despido llegaron a empleados en la capital, en la ciudad correntina de Ituzaingó y, a quienes se desempeñaban en la Posadas, Misiones; según informó el diario.
Las desvinculaciones son de personal de planta permanente, incorporados durante las últimas tres gestiones, se indicó.

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La demanda de electricidad cayó 14,6 % i.a. en marzo y 4,1 % en el trimestre

La demanda de energía eléctrica del mes de marzo registró una baja interanual de -14,6 por ciento al totalizar 11.948,9 GWh a nivel nacional, en comparación con los 13.996,3 GWh alcanzados en el mismo mes del año 2023, que continúa siendo el de mayor consumo de la historia, seguido de enero de 2023 con 13.592,5 GWh y enero de 2024 con 13.086,9 GWh, describió la Fundación Fundelec.

En su informe periódico, se indicó además que las distribuidoras que operan en Capital Federal y GBA tuvieron una importante caída i.a. de -26,1 %. En todo el país descendieron en marzo los consumos residenciales, comerciales e industriales y en el primer trimestre del año, el descenso promedio acumulado es de -4,1 por ciento.

El informe no señala los factores que podrían estar incidiendo en esta baja de la demanda en todas las categorías de usuarios, pero cabe mencionar que en este período se estan combinando importantes subas en los costos facturados de la energía, con un menor nivel de actividad en varios rubros de la industria el comercio.

LOS DATOS DE MARZO 2024

En marzo de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 11.948,9 GWh; mientras que el año anterior había sido de 13.993,6 GWh1, por lo cual la comparación interanual evidencia un descenso de -14,6 por ciento.

Asimismo, en marzo se anotó un decrecimiento intermensual del -7 % respecto de febrero de 2024, cuando alcanzó los 12.848,1 GWh.

Además, se registró una potencia máxima de 24.053 MW el 1 de marzo de este año a las 14:48, lejos del récord histórico de 29.653 MW registrado en febrero de 2023.

En cuanto a la demanda residencial de marzo, representó el 46 % del total país con una baja de -21,9 % respecto al mismo mes del año pasado.

En tanto, la demanda comercial descendió -9,3 %, siendo 28 % del consumo total, y la demanda industrial reflejó otro 26 %, con una caída en el mes del orden del -7,5 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido marzo de 2024): 9 meses de baja (abril de 2023, -1 %; mayo, -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; y marzo de 2024, -14,6 %), y 3 meses de suba (septiembre de 2023, 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; y febrero de 2024, 7,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja de -3,1 % en el consumo de electricidad.

Además, los registros anteriores muestran que el consumo de abril de 2023 llegó a los 10.042,9 GWh; mayo 10.815,3 GWh; junio 12.069,7 GWh; julio 12.471,8 GWh; agosto 11.756,02 GWh; septiembre 10.962,2 GWh; octubre 10.453,3 GWh; noviembre 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero 12.848,05 GWh; y marzo de 2024 alcanzó los 11.948,9 GWh.

CONSUMO A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en marzo fueron 20 las provincias y/o empresas que marcaron descensos: EDEN (-25 %), EDELAP (-24 %), Santa Fe (-20 %), La Pampa y Entre Ríos(-16 %), Tucumán (-11 %), Córdoba y EDES (-9 %), EDEA (-8 %), Corrientes (-7 %), Neuquén (-6 %), Santiago del Estero y La Rioja (-5 %), Misiones y San Luis (-4 %), Catamarca (-3 %), Río Negro y Mendoza (-2 %), entre otros.

Por su parte, 7 provincias presentaron un ascenso en el consumo: Chubut (12 %), Formosa (9 %), Chaco (3 %), Jujuy y Santa Cruz (3 %), San Juan y Salta (2 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de electricidad en Capital y GBA, que demandaron 29 % del consumo total país, anotaron un descenso conjunto de -26,1 %, y los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -27,2 %, mientras que en al área a cargo de EDESUR la demanda descendió -24,7 %. En el resto del país la demanda cayó en promedio -8,4 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de marzo de 2024 fue menos caluroso en comparación con marzo de 2023. La temperatura media fue de 23.3 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 27.1 °C, y la histórica es de 21.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En marzo, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.445 GWh contra 3.314 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa del -26 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.874 MW, donde el 58 % corresponde a fuentes de origen térmico y 38 % de origen renovable.

El despacho de energía térmica descendió, por lo que el consumo de combustible para generar terminó siendo menor si se compara mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos en usinas se produjo una baja, incluído el gas natural.

Así, en marzo siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 53,18 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para satisfacer el 18,87 % de la energía demandada, las nucleares proveyeron el 8,46 % y las generadoras de fuentes alternativas (eólica y solar) el 15,10 por ciento del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 4,39 % de la demanda total cubierta.

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¿Por qué siguen aumentando los precios?

Esta es la pregunta que todos nos hacemos. Siguiendo la teoría económica básica, una caída de la demanda impulsaría (“ceteris paribus”), al menos, la detención del aumento de los precios. Cualquiera sea la causa que haya generado inflación, ésta se caracteriza por movimientos al alza pero “desordenados” de los precios. Los constantes movimientos de precios relativos son una característica común de cualquier proceso inflacionario.

Escribe Charles J. Massano *

Ahora bien, los observadores más experimentados dirán que ese desajuste en los precios relativos es lo que sigue generando aumentos de precios: al aumento de un costo sigue el intento de quien lo paga de ajustar el precio al que vende su producto. Esos movimientos incluyen a los salarios. Estos ajustes hacia arriba, se entiende, se van ralentizando a medida que se enfrentan a la “elasticidad precio” de la demanda, que es la reacción por la cual a un aumento de precios sigue una caída de la cantidad demandada de ese producto. A ello se suma el “efecto ingreso”: como los salarios suelen ser el precio que se ajusta con más lentitud, junto a algunos precios de servicios, como los que prestan trabajadores informales, los ingresos de las personas pierden poder de compra, y se reduce la demandada de bienes y servicios. Ambos movimientos colaboran con la baja de la inflación.

Pero la persistencia y magnitud del fenómeno, en el caso que nos ocupa, hacen pensar en alguna otra causa. Recuerdo que en 1990 elaboré una hipótesis sobre el fenómeno de la demanda de inventarios frente a expectativas de inflación. La idea es que las expectativas de inflación pueden llevar a retener inventarios, y esto genera un empuje adicional a los precios, por la restricción en la oferta1. Hemos palpado este fenómeno muchas veces en la historia de los procesos inflacionarios argentinos. Vale mencionar que el abaratamiento del crédito (como viene ocurriendo), puede potenciar este fenómeno.

Pero hay una cuestión adicional que quiero mencionar. Sucede que si una empresa ve aumentar sus costos y aumenta sus precios para “compensar” su pérdida de margen, en efecto, puede que vea caer sus ventas. Pero quizás no sus ingresos. Y puede que concluya que la demanda por su producto es suficientemente inelástica a su precio como para poder compensar la caída en cantidades vendidas con aumentos de precio. Si esa hipótesis, al menos en períodos cortos, se confirma, veremos que, para esos productos, los precios pueden seguir aumentando; y según se trate de un mercado que influye mucho en los demás, por ser un producto masivo o por ser parte de varias cadenas de valor, es posible que esos aumentos continúen empujando hacia arriba el proceso de acomodamiento de precios relativos. El límite vendrá dado por el efecto ingreso: la caída del ingreso real (consecuencia de la inflación y el eventual desempleo) forzará la reducción de consumo de bienes, desde los de mayor elasticidad precio hasta los de menor, y hasta que el proceso se detenga en base a una reducción de demanda generalizada. Ello marcaría el paso de una estanflación hacia una recesión: proceso de caída de ingresos, de empleo, de demanda, y al final, hasta de precios. Algo así pasó en 1998.

Los procesos descriptos pueden esquematizarse en el siguiente análisis estático: el movimiento esperado por la empresa que mencionamos era desde el punto de equilibrio α al β, cuando en realidad, el aumento de precios y la caída del ingreso real lo movieron a γ.

El riesgo es que este proceso termine rompiendo la cadena de pagos. Es el fenómeno que vivimos en 2002. Eso puede ocurrir porque algunas empresas pueden ver que los precios de sus insumos aumentan (incluyendo los servicios públicos) pero que los precios de sus productos enfrentan demandas más elásticas, con lo cual no pueden trasladar esos costos a sus precios. Si a ello le sumamos una eventual apertura de importaciones que afecte a esos rubros en particular, enfrentaríamos una eventual quiebra en empresas de ese sector, y al efecto que ello vaya a tener sobre la demanda agregada y el empleo, directa e indirectamente.

Preocupa también la actual política monetaria y el rumbo que parece adoptar.

Se está intentando detener el proceso de creación de dinero que se origina en los activos remunerados del BCRA. Ello se logra reduciendo la tasa de interés que el Central paga por esas inmovilizaciones de dinero. Ese proceso generó el achicamiento de plazos de esas inmovilizaciones, cuyo mayor volumen se inmoviliza por un día (“pases”). Ese proceso también empuja los precios de bienes al alza, ya que la reducción en la tasa real de interés aumenta la demanda de bienes frente a la expectativa de aumento de precios aún vigente (lo mismo que sucede con los inventarios).

Sin embargo, la ralentización del proceso de creación de dinero y la inflación terminan licuando el valor total de los saldos en dinero, y por lo tanto, reduce la cantidad efectiva de dinero que hay en la economía. Menos plata disponible para gastar es menos demanda de bienes y servicios.

Una eventual liquidación de inventarios (porque endeudarse es siempre caro si la expectativa de ventas es a la baja) no expandirá la cantidad de dinero disponible. A los sumo ayuda a detener la inflación y así evitar que el valor de la cantidad de dinero se siga achicando. Pero no evita la recesión. El único de esos inventarios que puede funcionar como moneda son las tenencias de divisas de las personas y las empresas, cuyos mayores montos están fuera del sistema financiero. Yo lo llamo “solución mercantilista”2. En 2002 esas tenencias no ingresaron en la economía para compensar la reducción del valor de los activos monetarios locales. Hasta se vieron eventos de trueque entre personas, frente a la ausencia de ingresos y saldos suficientes en moneda. ¿Que podría hacer que esta vez sí ocurra ese fenómeno y esas tenencias de divisas ingresen a la economía?

En 2002 los depósitos habían sido prácticamente congelados y se afectó gravemente el valor de los que estaban denominados en divisas. Hoy eso no ha ocurrido y se habla de “bimonetariedad”; no habría necesidad de liquidar las divisas en un mercado cambiario regulado, y se podría hacerlo libremente o bien, siquiera cambiar por moneda local y saldar deudas o realizar pagos en dólares o euros o lo que sea que “el mercado” acepte como monedas. Estas serían la “novedades” capaces de lograr lo que en 2002 no ocurrió. Pero la verdad es que, si bien de manera irregular, en 2002 también se podía pagar en divisas sin pasar por el mercado regulado de cambios. Y de una u otra manera, eso ha venido ocurriendo hasta nuestros días, con mecanismos que involucran la compraventa de valores que cotizan en divisas (“Contado con Liquidación” y Mercado Electrónico de Pagos -MEP).

Además, para que se “liquiden” inventarios de divisas o se los ingrese a la economía local, se necesitaría que la confianza respecto a la intangibilidad de depósitos en divisas (no se puede pensar en que las transacciones sean mayormente en efectivo) se haga evidente; y, si bien lo ocurrido en 2001-2002 no se ha repetido, tampoco parece que ese nivel de confianza haya sido definitivamente recuperado. Y también sería necesario un “blanqueo” masivo y muy barato o gratuito de tenencias de divisas fuera del sistema financiero, y que se entienda que no será afectado por contingencias futuras como, por ejemplo, aumentos en la alícuota del impuesto a los bienes personales. Y si bien se ha propuesto un blanqueo, las condiciones que enumero no se están cumpliendo.

Por último: estoy convencido (y no soy el único, obvio), que sin una profunda reforma laboral, el esperado fenómeno de “crowding-in” que sería consecuencia de la reducción del déficit fiscal, no podrá verificarse. Pero esa reforma es apenas una condición necesaria, no suficiente.

No he pretendido dar un reporte exhaustivo de la situación macro. Apenas esbozar una respuesta a la pregunta del título y agregar mis impresiones acerca de que “el remedio puede ser peor que la enfermedad”, si no se lo administra correctamente ni se consideran sus efectos “secundarios”.

*) Charles Massano se desempeña como consultor independiente, especialista en regulación de servicios públicos y negocios con energía desde 1997, para organismos regulatorios y de gobierno, y para empresas y asociaciones empresarias de América Latina (México, Chile, Perú, Bolivia, Brasil, Colombia, Guatemala, Uruguay).
Antes fue Asesor de Gabinete en la Subsecretaría de Combustibles y luego Consultor de la Secretaría de Energía; en esa instancia, colaboró en las tareas del Comité de Privatización de Gas del Estado S.E.
Fue Gerente de Desempeño y Economía del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS desde su creación en Abril de 1993 y hasta Febrero de 1997, donde condujo el primer proceso de revisión quinquenal de tarifas del servicio de gas por redes.
Entre Abril de 1997 y Marzo de 1998 colaboró con la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.
Entre 1999 y 2001 fue asesor y luego Director del Ente Regulador de los Servicios Públicos de la Provincia de Salta.
Se desempeñó como asesor del Directorio de Camuzzi Argentina SA entre 2000 y 2002.
Entre Marzo de 2002 y Noviembre de 2014 asesoró a la Secretaría de Energía del Gobierno Argentino (SE); y en ese ámbito, fue líder designado por la SS de Combustibles de la SE para el proyecto de creación del Mercado Electrónico de Gas y la Réplica de los Despachos de gas natural por cañerías, y desde la SE colaboró con la Procuración del Tesoro de la Nación en arbitrajes internacionales.

CJ Massano:  Demanda de inventarios y expectativas de inflación: una hipótesis de comportamiento empresario”, en los Anales de la Asociación Argentina de Economía Política, 1990. El Mercantilismo era el sistema de organización económica que se impuso en los absolutismos europeos del S XVI. Proponía que lo que hoy llamamos Producto Bruto se incrementaba a partir del aumento efectivo de la disponibilidad de dinero, definido como un numerario con valor intrínseco, como eran (y son) el oro y la plata. https://es.wikipedia.org/wiki/Mercantilismo

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MEGSA-ENARSA: Resultado dispar en la venta de gas para mayo

El Mercado Electrónico del Gas realizó cuatro subastas solicitadas por ENARSA para ofrecer gas natural en Firme, con los siguientes resultados:

Gas de Neuquén para Distribuidoras bajo especificaciones de la Ronda 3 del Plan Gas.Ar. Período de abastecimiento mayo 2024. Máximo volumen ofrecido en venta: 3.000.000 de metros cúbicos día – ADJUDICADO EN SU TOTALIDAD. A Precio PIST Resolución SE 41/2024 para cada Distribuidora.

Gas de Neuquén para Distribuidoras bajo especificaciones de la Ronda 2 del Plan Gas.Ar. Período de abastecimiento mayo 2024. Máximo volumen ofrecido en venta: 3.360.000 metros cúbicos día- ADJUDICADO EN SU TOTALIDAD. A Precio PIST Resolución SE 41/2024 para cada Distribuidora.

Gas de Escobar (Regasificación GNL) para Distribuidoras. Período de abastecimiento: 22/04 al 14/05/2024. Máximo volumen ofrecido en venta: 2.500.000 metros cúbicos día a U$S 12,90 el Millón de BTU. NO HUBO OFERTAS DE COMPRA – DESIERTA.

Gas de Escobar (Regasificación GNL) para Consumidores en general. Período de abastecimiento: 22/04 al 14/05/2024. Máximo volumen ofrecido en venta: 2.500.000 metros cúbicos día a U$D 12,90 el MMBTU – NO HUBO OFERTAS DE COMPRA – DESIERTA.

Es la segunda vez que resulta desierta la licitación para la compra de GNL, tanto para las Distribuidoras como para consumidores en general.

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Firmaron contratos para revertir 4 plantas compresoras del GN

Energía Argentina firmó los contratos con la empresa ESUCO para la reversión del sentido de flujo de cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte. Con la rúbrica de estos contratos se completa el último paso del proceso de licitación de las obras de Reversión de GN que estaba pendiente.

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

El acto de firma tuvo lugar en la sede de ENARSA y fue encabezado por su presidente, Juan Carlos Doncel Jones. Por Esuco participó su presidente, Ramiro Juez.

La Reversión del Gasoducto Norte se completa con la construcción del Gasoducto de
Integración Federal entre Tío Pujio y La Carlota de 122 kilómetros de extensión, además de un loop -tendido paralelo- al GN de 62 kilómetros, actualmente en ejecución.

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

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IAE Mosconi: Análisis y advertencias sobre el proyecto de Ley Bases en el área Energía

Opinión

El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) analizó el Proyecto de ley del Poder Ejecutivo Nacional de una nueva versión de la conocida como “Ley Ómnibus” circulada durante el mes de abril de 2024. La versión analizada no es la definitiva porque todavía carece de los Fundamentos que usualmente encabezan el Proyecto definitivo que el P.E. envía al Honorable Congreso.

Esta pieza es clave para comprensión de los objetivos que persigue el Proyecto y orientan el análisis y el debate por parte de quienes tienen que tratarlo, para aprobarlo, para modificarlo, o rechazarlo de forma fundada, sobre todo en el tratamiento en particular de cada artículo del Proyecto.

El proyecto analizado por el IAE se presenta en una nueva versión reducida de 279 artículos que representan poco más de un tercio de los 664 artículos del proyecto original, presentado el 27 de diciembre de 2023 que no obtuvo aprobación parlamentaria.

Aquel proyecto había tenido el 2 de febrero de 2024 aprobación de la mayoría de la Cámara con 144 votos en la votación en general; pero 4 días después el proyecto retornó a comisión por desacuerdos de los diputados en el tratamiento en particular, recordó la entidad que encabeza el ex Secretario de Energía, Jorge Lapeña.

EL PROYECTO Y LAS PARTES QUE LO COMPONEN

El proyecto ahora elaborado está dividido en tres grandes bloques temáticos:
1- El primero de ellos consta de 145 artículos dividido en 7 Títulos: Declaración de la Emergencia; Reforma del Estado que incluye: la Privatización de Empresas Publicas; Procedimiento Administrativo; Empleo Público; Contratos Vigentes y Acuerdos Transaccionales.

2- El segundo bloque temático se refiere a la energía, consta de 54 artículos divididos en 6 capítulos que incluyen las modificaciones a la ley de Hidrocarburos N° 17.319; la modificación a la ley 24.076 de Marco Regulatorio del Gas Natural; La modificación de la Ley 26.741; la unificación de los Entes Reguladores; la adecuación de la Ley 15.336 y 24.065 que en conjunto constituyen el Marco Regulatorio Eléctrico; y finalmente la legislación ambiental uniforme conforme a la Ley 27.007.

3- El tercer bloque temático incluye el Régimen de Incentivo para las grandes inversiones (RIGI) y consta de 70 artículos.

Análisis detallado y postura

PARTE 1
1) El Proyecto de Ley declara en el art.1 la “emergencia pública en materia administrativa económica, financiera y energética por el plazo de un año”.

2) El Poder Ejecutivo informará mensualmente y en forma detallada al Honorable Congreso acerca del ejercicio de las Facultades Delegadas y los resultados obtenidos.

Existe información y fundamentos para afirmar que el estado de situación del sector energético argentino al comenzar la actual gestión de gobierno desde el punto de vista técnico; económico; financiero y tarifario es sumamente compleja y de difícil resolución habida cuenta de la magnitud de los problemas diagnosticados.

El IAE Mosconi entiende que es procedente y razonable declarar la Emergencia del sector por un año. Ello significa focalizar todos los esfuerzos del Estado y del Gobierno para solucionar los problemas en forma perentoria y racional.

En este contexto de emergencia el Congreso Nacional debería ser muy estricto en el seguimiento del cumplimiento de este artículo. Y el Poder Ejecutivo respetuoso con la labor parlamentaria que es fundamental.

Es importante entonces que el Congreso sea informado mensualmente tal como se afirma en el artículo 1 sobre el ejercicio de las facultades delegadas y los resultados obtenidos; a tal efecto el Poder Ejecutivo debería nominar a un funcionario responsable.

Privatización de Empresas Públicas

El Capítulo II del Título 1 se refiere a la Privatización de Empresas Públicas. En este caso se han introducido dentro de la nómina de empresas a privatizar dos empresas energéticas: ENARSA y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA.SA).

En el primer caso se trata de una empresa estatal ampliamente deficitaria que -desde su creación en 2005- constituye un punto de direccionamiento de subsidios fiscales sin recuperación de los mismos por vía del cobro de tarifas justas y razonables.

En cuanto a la empresa NA.SA se trataría de una privatización parcial del paquete accionario conservando la mayoría estatal en el Directorio de la misma.

Al grupo de empresas energéticas a privatizar se suma Yacimientos Carboníferos Rio Turbio, una empresa que fue privatizada sin éxito en la década del 90, mediante una concesión fuertemente subvencionada que finalizó en 2004.

En este caso será necesario -antes de avanzar en este tema- proceder a revisar la factibilidad del proyecto de utilizar carbón para la generación eléctrica en Argentina en la actual etapa de Transición Energética mundial, la solvencia requerida de los futuros concesionarios y el diseño de la estructura contractual que debería evitar las actitudes oportunistas de las partes, a partir de revisión contractual permanente.

En opinión del IAE Mosconi las propuestas del PE serian aceptables –con los recaudos mencionados- siendo conveniente la información detallada de los procesos de privatización, que una vez dispuestos por el Poder Ejecutivo sean debidamente informados al Honorable Congreso.

Defensa de la Competencia

El Título VII del Proyecto de Ley está dedicado a la Defensa de la Competencia y básicamente consiste en derogar la legislación vigente en la materia: Ley 22.262 (1980); Ley 25.156 (1999) y ley 27.442 (2018), y reemplazar dichas normas por el articulado propuesto en el proyecto.

Teniendo en cuenta que los regímenes derogados por la norma propuesta no han solucionado los problemas crónicos de Argentina con la competencia desde 1980 en adelante -particularmente son visibles en el funcionamiento coordinado de algunos actores del sector energético- que permiten el ejercicio de posición dominante actuando en desmedro de los intereses de los consumidores con la complicidad de los gobiernos y del propio Estado.

Se estima conveniente dar curso a estas iniciativas; pero a su vez el Congreso debería encomendar al Poder Ejecutivo para que se aboque a la reglamentación para la aplicación de las leyes una vez que las mismas sea aprobadas, haciendo un seguimiento de la aplicación.

Las modificaciones de las leyes energéticas

El Título VIII de la Ley está dedicado a la Energía e incluye en su Capítulo I la Reforma de las Leyes 17.319, 26.741 y 24.076. Algunas de las modificaciones propuestas son relevantes y cambian los enfoques políticos históricos de nuestro país, que siempre tuvo como objetivo estratégico el logro del abastecimiento de combustibles con la utilización de los hidrocarburos producidos en el país.

Debe recordarse además que Argentina alcanzó la autosuficiencia energética –en la penúltima década del siglo pasado- por la utilización racional e intensiva del gas natural argentino descubierto por nuestra empresa YPF, en conjunto con los descubrimientos marinos de la empresa Total Austral en la Cuenca de Malvinas.

Las prescripciones y los instrumentos de la ley vigente son los que permitieron que Argentina haya alcanzado en 1988 el autoabastecimiento energético y mantenerlo por más de 30 años; lamentablemente hoy perdido, cuya recuperación debería constituir un objetivo prioritario de la Argentina en los próximos años.

. El proyecto del Poder Ejecutivo carece de un enfoque integral en el objetivo de lograr la autosuficiencia energética en base a la utilización de los combustibles producidos en Argentina: Petróleo y Gas Natural y su industrialización en el país en forma prioritaria para producir combustibles y productos petroquímicos de alto valor agregado.

El Proyecto del Poder Ejecutivo tiene un sesgo exportador de productos primarios –petróleo y gas natural – sin valor agregado y deja de lado el interés el Estado, contenido en la ley 17.319, en el suministro prioritario al Mercado Interno de combustibles.

Es muy importante poner de manifiesto que el PEN propone reformar algunas leyes del sector sin haber presentado un Plan Energético integral nacional. Propone avanzar hacia un sistema de libre comercio, interior y exterior, y confía en que esa libertad será el vector que movilizará la producción y la creación de valor agregado, que cubrirá las necesidades de hidrocarburos del país y que los hará accesibles para la población, el transporte, el comercio y la industria.

También apuesta a que el sector se convierta en una fuente importante de ingreso de divisas.

La experiencia indica que poco de esto ocurrirá de manera espontánea, ordenada y racional si no existe una Política Energética explicita; un Plan Nacional para implementarla; y un acuerdo entre la Nación y las Provincias para coordinar las acciones concurrentes para la implementación eficaz de lo normado en el art. 124 de la CN con criterios uniformes en todo el territorio nacional y en la Plataforma Económica Exclusiva.

Debe puntualizarse que “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos, que es uno de los principales objetivos que propone el PEN, tiene un significado muy amplio que debería ser explicitado previamente a la sanción de la ley, y en particular en el debate parlamentario.

Por ejemplo, debería significar que no queden hidrocarburos recuperables en el subsuelo antes de completar la transición energética, sin que hayan sido aprovechados para generar valor agregado y recursos para el bienestar de los argentinos.

Si bien quedará para el Estado y las Provincias la captura de la renta en forma de regalías, impuestos y dividendos de la empresa de mayoría estatal, existen ejemplos en otras partes del mundo en donde se han constituido fondos soberanos que pretenden prolongar el beneficio del producido por la explotación de hidrocarburos más allá del agotamiento del recurso, para usufructo de generaciones futuras.

El proyecto del PEN muestra que su objetivo es el de satisfacer las necesidades de combustibles del país, y ello significa cubrirlas indistintamente con producción nacional o con importaciones.

El IAE Mosconi advierte que no es lo mismo que el petróleo nacional prioritariamente sea industrializado en la Argentina produciendo combustibles de calidad internacional para nuestro consumo interno y para la exportación, que exportar el crudo como bien primario sin valor agregado.

En forma análoga debería interrogarse al Poder Ejecutivo acerca de cuál es su política petroquímica de largo plazo; cuál es su política de abastecimiento de producción de fertilizantes para el campo de Argentina. No es indiferente la respuesta a esta pregunta por parte del Poder Ejecutivo.

Es muy importante que el Congreso se pregunte sobre cuáles son las consecuencias de eliminar el artículo sexto original de la ley 17.319 que establece la obligatoriedad del uso de la producción nacional de hidrocarburos para el abastecimiento interno, en los períodos en que esa producción no alcance a cubrir las necesidades internas.

Será necesario que se generen condiciones de modo que vender la producción nacional en el mercado interno sea tanto o más beneficioso que exportarla. Hay que incluir en la ley, además, un mecanismo equitativo que impida que haya productores que privilegien exportaciones respecto al abastecimiento interno porque ello podría jugar en contra de nuestra empresa nacional YPF que abastece el 60 % de nuestro mercado de combustibles.

Y, a la vez, es necesario controlar y evitar que se formen cárteles, oligopolios, monopolios o abusos de posición dominante por parte de cualquier grupo o empresa del sector.

Este proyecto deja trascender también que el sector podrá convertirse en una fuente importante para la obtención de divisas genuinas a través de las exportaciones.

El gobierno y muchos actores de la industria confían en que los recursos son de gran magnitud, en particular por el aporte extraordinario del recurso no convencional. Esto, sin contar aún con una estimación propia y confiando en estudios realizados por terceros hace ya más de una década.

Al respecto y como dato positivo, en esta ley se encarga a los organismos pertinentes un estudio propio para emitir una Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo que contemple la suficiencia de recursos gasíferos en el país proyectada en el tiempo. Se debería proponer que este estudio se haga extensivo a los recursos de petróleo.

Esto permitirá evaluar por cuánto tiempo podrán ser alimentados con producción propia la demanda interna y el suministro de grandes volúmenes para exportación a largo plazo, sin caer en el riesgo de tener que importar masivamente.

Para el perfil exportador buscado, el proyecto presenta inconsistencias y ambigüedades como el caso de quitar restricciones para exportar gas natural licuado (GNL) y, por otra parte, situar a las exportaciones de gas natural y petróleo sujetos a una reglamentación por la cual, según el proyecto del PEN, por motivos técnicos o económicos que hagan a la seguridad del suministro, la Secretaría de Energía podría no autorizar las exportaciones. Introduce incertidumbres difíciles de soslayar para lograr contratos no interrumpibles de largo plazo.

Se deberían igualar las condiciones a las del GNL y estipular en la ley que las exportaciones deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo nacional, debiéndose considerar que los exportadores se hagan cargo, en caso de producirse, del sobrecosto del abastecimiento interno, conforme las formas y modalidades de la propia reglamentación.

Otro aspecto preocupante es el referido a la reconversión de concesiones convencionales a no convencionales. Constituye un privilegio para los actuales concesionarios ya que, en teoría, podrían reconvertir “toda” su área convencional en no convencional, logrando así una extensión de la concesión original. En general, se debe avanzar en una reducción del tamaño de las concesiones.

Queda establecido, según lo expresa el proyecto del PEN, que la nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos deberá tener como objetivo la Explotación No Convencional de Hidrocarburos. No obstante, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos.

Esto constituye una prórroga de hecho para los yacimientos convencionales y para los no convencionales que no hayan sido incluidos en la solicitud de reconversión. Así, no se puede aceptar ni aprobar.

El proyecto no incluye una reforma para los derechos de explotación, de forma tal que los mismos se limiten a los yacimientos (reservorios) descubiertos en la etapa de exploración.
Se agrega un nuevo artículo para tratar las autorizaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural, que es una actividad industrial diferente a la de explotación de gas y petróleo y como tal debe ser tratada.

Pero se ha propuesto que las regalías se paguen sobre la primera comercialización y en su lugar debe ser sobre la primera producción en boca de pozo.

No se ha incluido que el servicio a terceros sea al mismo precio sin discriminación de personas, y que las jurisdicciones que autoricen el uso del subsuelo puedan cobrar un canon de explotación razonable por el gas natural almacenado que no haya sido producido en su jurisdicción.

En este tema quedan muchos detalles aún para tratar en la reglamentación, en particular los relacionados con las características técnicas y los riesgos asociados a este tipo de operaciones.

En otro orden de cosas, la ley vigente establece que las regalías se pagan sobre los hidrocarburos producidos y efectivamente aprovechados. De todos modos, en esta reforma de la ley hay que indicar que no podrá deducirse como gas no aprovechado el gas que se utilice para generación eléctrica, aunque la energía sea utilizada dentro del yacimiento.

El valor porcentual de las regalías sería calculado en base a la fórmula Regalía=15 % + (X), siendo X un porcentaje que podrá ser positivo o negativo y quedará a criterio del oferente. Se cree necesario establecer que el valor mínimo de la nueva fórmula no podrá ser menor de 12 %, ya que luego podría descender si se aplicara el 5 % de reducción adicional que puede otorgar el poder concedente.

La intención de eliminar el artículo 1º de la ley 26.741 responde a su falta de correspondencia con los nuevos paradigmas del PEN.

Se cree más apropiado no eliminarlo y reemplazarlo por una declaración interés público nacional para el abastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de promover el desarrollo económico y la creación de empleo.

Finalmente, es positivo que se elabore una legislación ambiental uniforme y en conjunto con las provincias. Se cree que podrá ser homogénea en el aspecto administrativo y general en los aspectos técnicos, para posibilitar que la reglamentación incluya matices propios de las zonas geográficas donde se desarrollen las actividades.

Modificación de las Leyes de Marco regulatorio Eléctrico y Gasifero

Las modificaciones a las leyes de marco regulatorio eléctrico y gasífero no proponen cambios sustantivos en los actuales Marco Regulatorio Eléctrico (MRE), ley 24.065 y Marco Regulatorio del Gas Natural (MRGN), ley 24.076.

Sin embargo, conviene resaltar los siguientes aspectos: El artículo 198 sustituye el artículo 3 del MRGN con una redacción imprecisa: la no objeción a las autorizaciones de exportación se debería fundar en la proyección de la demanda interna, la declaración de reservas probadas, y un horizonte reservas probadas/producción a fijar por la reglamentación, que garantice el abastecimiento interno, en línea con las consideraciones de seguridad de abastecimiento interno referidos anteriormente.

La Secretaria de Energía debe responder al pedido de autorización en un plazo razonable a fijar por mecanismos reglamentarios. El mecanismo de “aprobación ficta” es muy peligroso y en el pasado llevó a cortar las exportaciones a Chile (2006) con el consiguiente conflicto diplomático y económico con el país vecino.

Por ello se sugiere que la autoridad de aplicación establezca por la vía reglamentaria parámetros de cumplimiento mínimo para la no objeción a las exportaciones, estableciendo un plazo estricto de respuesta al solicitante.

En conjunto con la ejecución de un estudio para la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo, a fin de determinar la capacidad para el abastecimiento interno, incluyendo importaciones, y para hacer frente a proyectos de exportación de GNL, establecida en el artículo 199 al crear el articulo 3bis de la ley 24.076, la secretaria de Energía debería realizar una Auditoria de Reservas P1, P2 y P3 y Recursos Contingentes, y actualizarla cada dos o tres años, a fin de tener adecuadas herramientas para autorizar exportaciones.

Las autorizaciones de exportación de gas natural por gasoductos o de GNL deben tener un plazo para el inicio de las operaciones comerciales. Estas autorizaciones, una vez concedidas se constituyen en un derecho, que puede ser cedido, vendido, lo que podría crear un bloqueo sobre las instalaciones dedicadas, sin especificar que las mismas solo pueden ser utilizadas a los fines originalmente concedidos (a la exportación), abriendo la posibilidad de transformar un proyecto industrial en un negocio financiero.

Se considera conveniente unificar, con las mismas exigencias, las autorizaciones de exportación, independientemente que estas sean por gasoducto o por GNL.

El artículo 200 sustituye el artículo 6 del MRGN aumentando el plazo del periodo adicional para la renovación de la habilitación de transporte y/o distribución de 10 a 20 años.

El ENARGAS debería auditar obligatoriamente con 18 meses de anticipación al finalizar el periodo de habilitación el cumplimiento de las obligaciones del prestador y establecer un método competitivo para una nueva habilitación, definir el periodo de la misma que no debería ser menor a 20 años, y realizar el concurso correspondiente adjudicando a la mejor oferta técnica y económica.

El prestador actual, en función de la auditoría realizada puede acogerse al derecho igualar la mejor oferta en ese concurso.

Adecuación de las Leyes 15.336 y 24.065

En su artículo 207 el proyecto faculta al Poder Ejecutivo, mientras esté vigente la emergencia dictada en el art. 1, a diseñar un nuevo Mercado Eléctrico.

La delegación al Poder Ejecutivo para la reorganización del mercado eléctrico no parece sostenible. Se requiere una nueva ley de marco regulatorio eléctrico que incluya los avances tecnológicos de los últimos 30 años, y coloque a la electricidad como el principal vector de la transición energética. Esta nueva ley de marco regulatorio tiene que ser discutida en el Congreso, e involucrar a las provincias con su adhesión.

Este capítulo debería encomendar al Poder Ejecutivo la presentación de un proyecto de ley que modifique el Marco Regulatorio Eléctrico (ley 24.065/1992), teniendo en cuenta las bases establecidas en el artículo 207 con el agregado de:

a) reorganizar profundamente la estructura del mercado eléctrico mayorista, devolviendo a CAMMESA las funciones originales de Operador Encargado del Despacho y las transacciones económicas.

b) crear la Cámara de Comercialización Eléctrica (CCE) a cargo de las operaciones del mercado spot y el mercado de contratos.

c) asignar al nuevo Ente Regulador de la Electricidad y el Gas Natural la responsabilidad de organizar las subastas para la expansión de la generación y el transporte en alta tensión.

d) asignar la responsabilidad a la Subsecretaria de Planeamiento y Transición Energética, recientemente creada, la ejecución del plan de expansión del mercado eléctrico a 10 años, actualizado todos los años, considerando los compromisos de descarbonización asumidos por la Argentina en sus Contribuciones Nacionales Determinadas (NDC, por sus siglas en ingles).

e) promover las inversiones en energías renovables no convencionales y no emisoras de gases de efecto invernadero con el objetivo de lograr en el 2050 la neutralidad carbono del sector eléctrico (incluyendo la generación distribuida con fuentes renovables).

f) Crear un ente residual de la actual CAMMESA encargado de auditar, administrar y liquidar hasta la finalización de los plazos previstos las obligaciones adquiridas en materia de contratos de energía, combustibles, gas natural y activos operativos y financieros, desligado de la operación del OED y bajo jurisdicción de la Jefatura de Gabinete de Ministros.

El sector eléctrico es el principal vector de la transición energética y su penetración en la estructura de consumo final es una condición ineludible para el cumplimiento de los compromisos internacionales de nuestro país en el proceso de descarbonización mundial.

La estructura de los Marcos Regulatorios de la década de 1990 está desactualizada y no refleja la evolución tecnológica ni las herramientas necesarias para promover inversiones de las nuevas herramientas existentes para la producción, transmisión y distribución de la energía eléctrica y para la organización industrial de las nuevas empresas prestadoras de estos servicios, como así también la participación descentralizada creciente de productores consumidores residenciales con medios de generación renovable para su consumo propio y para inyección de excedentes en las redes.

La nueva configuración tecnológica, empresaria y económica del sector eléctrico requiere una moderna legislación que debe ser aprobada por todas las jurisdicciones de nuestro país federal en el Congreso de la Nación para que refleje los consensos existentes y permita diseñar un sector eléctrico capaz de alcanzar la neutralidad carbono en los próximos 30 años.

La Unificación de los Entes Reguladores ENARGAS y ENRE

El proyecto prevé la unificación de los Entes Reguladores lo que resulta un hecho positivo que puede redundar en una mejor aplicación de la normativa regulatoria y una reducción de costos administrativos significativa.

Esta propuesta coincide con la que desde el documento de Lineamientos de Política Energética realizó el IAE antes de las elecciones, por lo que se respalda esta iniciativa y se recomienda hacer un seguimiento de su efectivo cumplimiento.

Para ello, en este capítulo se recomienda incorporar un plazo para la unificación de los Entes que podría ser de 180 días a partir de la aprobación de la ley. Así como está redactado el plazo queda librado a la buena voluntad de quien se ocupe de este tema en el Ejecutivo.

En ese plazo la Secretaria de Energía debería presentar al Congreso una propuesta de estructura, misiones y funciones del nuevo Ente, teniendo en cuenta para ello las mejores prácticas internacionales al respecto.

RIGI: régimen de promoción de “grandes” inversiones

El RIGI es un conjunto normativo que establece un amplio régimen promocional de inversiones, que se desarrolla en 69 artículos (26 % del articulado se dedica a este régimen).

El concepto de “grande” se refiere a proyectos que superen los U$S 200 millones. A su vez, hay beneficios adicionales para los así llamados proyectos de exportación estratégica que son aquellos que cumplen un doble requisito: superan los US$ 1.000 de inversión y tienen como finalidad la exportación con destino a nuevos mercados.

De manera sintética, el RIGI cubre tres temas principales: el alcance y definición de las actividades promocionadas, los beneficios -principalmente impositivos- que otorga el RIGI, el régimen cambiario que gozarán los proyectos promovidos.

En opinión del IAE Mosconi, el régimen propuesto debería contener en forma explícita en los Fundamentos del Proyecto de Ley los objetivos precisos de qué proyectos se quieren promover, ofreciendo respaldo técnico solido respecto al beneficio social (externalidad) asociada a la inversión.

Asimismo, el régimen debería contemplar:

Un mecanismo de información transparente respecto a los proyectos e invitar a propuestas alternativas, lo cual permitiría la evaluación de las propuestas a promocionar.

La evaluación del impacto fiscal de cada proyecto (gasto tributario asociado) y establecer cupos promocionales en la Ley de presupuesto, de manera de controlar el gasto tributario.

Unificar los beneficios, nada justifica los beneficios diferenciales a aquellos proyectos de “exportación estratégica”.

Debemos mencionar que en una versión anterior del RIGI, había una explícita orientación exportadora, que en esta versión desaparece y por lo tanto los proyectos promovidos podrán volcar parte de su producción en el mercado interno.

Dado que el RIGI está abierto a todas las actividades, los proyectos promovidos pueden acumular una ventaja significativa frente a las empresas existentes. Esto derivaría, muy probablemente, en concentraciones de mercado.

Teniendo en consideración este punto, cabe insistir en poner acento en la producción exportable. Esto exige, además, verificar la compatibilidad promocional del RIGI con la normativa OMC de subsidios a las exportaciones.

Instituto Argentina de la Energía “Gral. Mosconi”
17 de abril de 2024

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Primera soldadura de caños en la reversión del Gasoducto Norte

La primera soldadura de caños correspondiente a la Reversión del Gasoducto Norte se realizó en la localidad cordobesa de La Carlota, donde se inicia la traza de una de las obras principales del proyecto.

Enarsa comunicó que este trabajo se llevó adelante mediante un sistema semiautomático en el kilómetro 0 del denominado Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, un ducto de 122 kilómetros de extensión con caños de 36 pulgadas de diámetro, que permite vincular el Gasoducto Centro Oeste con el Gasoducto Norte.

El proyecto se completa con una ampliación (loop) de 62 kilómetros y el cambio de sentido de flujo del gas de 4 plantas compresoras.

Asimismo, ya se encuentran en funcionamiento los obradores y campamentos de Etruria, Ticino y Ucacha, donde también se acopian los caños.

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización está prevista para fines de agosto del corriente año, permitirá llevar el gas natural generado en la formación geológica no convencional Vaca Muerta, en Neuquén, hasta Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán, para sustituir el gas que proviene de Bolivia, y abastecer a hogares e industrias, y permitir el desarrollo a escala de nuevas actividades como la minería del litio.

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Marín: “Hay más de 60 empresas interesadas en el Proyecto Andes”

El presidente de YPF, Horacio Marín, confirmó que hay más de 60 empresas interesadas en el Proyecto Andes, lanzado para ofertar en el mercado internacional una serie de áreas convencionales maduras actualmente operadas por la compañía, y procurar entonces “la optimización de su portafolio de áreas convencionales”.

Marín participó del foro Vaca Muerta Insights que reunió, en Neuquén, a principales referentes de la industria.

Allí refirió que esta semana se inició la difusión del proceso que implica el desaarrollo del Proyecto Andes y destacó que se realizará “con transparencia para los diferentes clusters” que comprenden las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Tierra del Fuego.

Serán unas 50 áreas que podrían ser de interés para empresas de menor escala que YPF. Se procurará que el proceso de venta de estos campos maduros culmine hacia setiembre próximo.

“Es muy potente lo que estamos haciendo en YPF con este proceso y lo estamos haciendo no solo para la empresa sino para toda la industria y para la Argentina”, dijo.

Además, Marín confirmó una inversión total de 5.400 millones de dólares en Vaca Muerta y reiteró que “vine a YPF para que el país exporte por 30.000 millones de dólares (en hidrocarburos) en 2030”.

En este sentido, aseguró “el primero de julio de 2026 se terminará el cuello de botella para la exportación de crudo, a partir de la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Sur”.

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YPF oficializa el “Proyecto Andes” y expondrá el proceso ante mercados internacionales

La energética de mayoría accionaria estatal YPF lanzó el “Proyecto Andes” por el cual dejará de operar una serie de áreas convencionales maduras que serán ofrecidas a potenciales interesados, y con ello “avanzar en la búsqueda de optimización de su portafolio de áreas convencionales, en el marco del plan aprobado por el Directorio el 29 de febrero de este año”, comunicó la empresa que tiene por Presidente y CEO a Horacio Marín.

Al respecto, se indicó que “los principales directivos de la compañía participarán en foros internacionales para dar a conocer las alternativas de este proceso”, que esperan concretar en los próximos meses.

YPF avanzará en un proceso de cesión del 100 % de su participación en ciertos grupos de concesiones de explotación convencional. Un primer listado definido por la compañía comprende a unas 50 áreas.

En ese marco, esta semana, Maximiliano Westen, vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, participará de un encuentro en la Embajada de Canadá con la Cámara de Comercio argentino – canadiense. También, viajará a la ciudad de Houston, donde disertará ante empresarios del sector en una jornada coordinada junto al IAPG Houston y al Consulado argentino el 18 de abril.

Luego, partirá a Calgary, capital de la ciudad Alberta, en Canadá, donde participará de un encuentro organizado por el Foro de Energía canadiense, CGEF, el viernes 19.

La compañía designó al Banco Santander como encargado de la gestión de este proceso de ofrecimiento de las áreas. “Para lograr un mejor resultado, las áreas convencionales se agruparon en diferentes clusters que comprenden las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Tierra del Fuego”, se indicó.

También se describió que “YPF mantiene un diálogo abierto con todos los actores involucrados, en especial con los gobernadores y sindicatos, buscando las mejores alternativas para garantizar los puestos de trabajo durante la transición y contribuir al desarrollo local, ya que esta decisión dinamiza a la industria en su conjunto porque incorpora nuevos actores al desarrollo de estas áreas”.

A su vez, se explica tal decisión señalando que “YPF optimizará su inversión al concentrase en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas, y sean más acordes a su escala”.

“Este es uno de los pilares del nuevo Plan Estratégico de YPF que busca cuadriplicar el valor de la compañía en los próximos 4 años”.

La nueva estrategia, bautizada “Plan 4×4”, busca transformar a YPF en una compañía de energía de “clase mundial”, y aspira a transformar al país en un gran exportador de hidrocarburos para el año 2030″.

Cabe referir que en el arranque del gobierno que encabeza Javier Milei se anunció el objetivo de privatizar las acciones que poseen el Estado nacional y las provincias petroleras desde 2012, representativas del 51 % del paquete total.

Por esos días el propio Milei remarcó que ello ocurriría luego de atravesar un proceso de “puesta en valor” de la Compañía. Poco después fue designado al frente de YPF Horacio Marín, de extensa trayectoria en Tecpetrol (del grupo Techint), quien anunció el Plan Estratégico diseñado para los próximos 4 años.

Pocas semanas después del anuncio de Milei, YPF integró el listado de empresas detallado en el proyecto de “Ley Omnibus” que el gobierno envió al Congreso de la Nación.

En el contexto de ésa instancia legislativa en la que el proyecto no fue aprobado, la privatización de la mayoría accionaria estatal de YPF (iniciativa cuestionada por las provincias productoras de hidrocarburos) fue sacada del listado.

Ahora que el gobierno vuelve a impulsar un proyecto de ley similar (reducido en artículos y temas contenidos, conservando los más urgentes) YPF no figura entre las empresas que se pretende privatizar…. Al menos por ahora.

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Mondino en Brasil: Remontar la cuesta hacia la integración energética y comercial

Por Santiago Magrone

En el marco de una visita oficial de tres días a Brasil, la canciller de Argentina, Diana Mondino, esta desarrollando una serie de reuniones con funcionarios del gobierno que encabeza Luiz Inacio Da Silva, en procura de mejorar el relacionamiento bilateral, afectado por las declaraciones políticas y personales disruptivas del presidente Javier Milei hacia su similar brasileño.

En este contexto, un comunicado de la Cancillería refirió, entre otros temas, que “la jefa de la diplomacia argentina y su par brasileño, Mauro Vieira, conversaron sobre “la gran complementariedad que existe entre los recursos gasíferos de los dos países y las necesidades de los sectores productivos de Brasil”. “En ese sentido, destacaron la importancia de las discusiones en desarrollo entre el Ministerio de Minas y Energía de Brasil y el Ministerio de Economía argentino, en un contexto de agotamiento de las reservas gasíferas regionales”.

Mas acá del alambicado lenguaje protocolar, se analizó entonces la integración energética bilateral entre los dos principales miembros del Mercosur por su histórico relacionamiento comercial, y en particular, la viabilidad de la provisión de gas natural producido en Vaca Muerta (NQN) a principales destinos de consumo en el sur de Brasil, y hasta San Pablo.

Se trata de retomar proyectos que fueron planteados durante el gobierno de Alberto Fernández, y que cobraron cuerpo con la construcción del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner en su Etapa I (Tratayén – Salliqueló) , restando su continuidad con la Etapa 2 hasta Santa Fe, para la provisión interna, y también para empalmar con otro ducto en dirección al sur de Brasil (Río grande Do Sul). Incluso se consideró el financiamiento parcial con fondos de BNDES.

Este proyecto fue aletargado por la Administración Milei, que en todo caso considera que la realización del GPNK Etapa 2 debe ser con capitales privados, a diferencia de lo que ocurrió con la Etapa I del gasoducto (que incluyó U$D 500 millones aportados por tenedores de grandes fortunas).

Por otra parte, también se había considerado durante el anterior gobierno la exportación de gas de Vaca Muerta a Bolivia, y desde allí a Brasil, utilizando el gasoducto por el cual Bolivia le provee su gas natural hasta San Pablo. La merma de las reservas gasíferas bolivianas explican las potenciales exportaciones del gas de Vaca Muerta a esos destinos, a partir de la reversión en curso del Gasoducto Norte argentino.

Según trascendió, el canciller Vieira enfatizó en la importancia de Vaca Muerta, y en finalizar el gasoducto Néstor Kirchner para empezar a proveer gas a Brasil.

En este orden, Mondino realizó declaraciones señalando que “el tema energético es de gran complejidad. Se está avanzando en varios frentes. Tenemos cada vez mejores resultados en Vaca Muerta”. “Hay varios temas avanzando en estudio por medio de gasoductos, y las inversiones no van a ser públicas, sino privadas”.

La funcionaria argentina se reunió además con el vicepresidente de Brasil, Geraldo Alckmin, quien también remarcó la importancia del Gasoducto (GPNK) “para ampliar la oferta de gas natural para abastecer a las industrias brasileñas”, y destacó la importancia de las inversiones en infraestructura de gasoductos”, que Brasil podría aportar.

Mondino, en tanto, señaló que “todo esto es de interés mutuo. La producción está en Argentina y la necesidad está en Brasil. La producción satisface nuestras necesidades (de exportar) y las de Brasil. Entonces hay un alineamiento de intereses”, afirmó.

El comunicado de Cancillería hizo mención además que “en el campo de los usos pacíficos de la energía y tecnología nucleares Mondino y Vieira destacaron la relación bilateral estratégica que mantienen ambos países, con el papel central de la Agencia Brasileño-Argentina de Contabilidad y Control de Materiales Nucleares (ABACC), que garantiza la confianza en materia de salvaguardias y es una institución bilateral única en el mundo y de reconocimiento internacional”.

Asimismo, la Ministro resaltó el carácter estratégico de la relación comercial, en tanto las ventas argentinas de bienes y servicios a Brasil se caracterizan por tener un alto valor agregado -comparadas con los envíos al resto del mundo- y expresó el interés de nuestro país en firmar, a la brevedad posible, el Memorándum de Entendimiento para la creación de la “Comisión Binacional de Comercio, Inversiones y Relaciones Económicas” propuesto por la Argentina en marzo pasado”.

“El principal mensaje que quiero transmitir es la certeza de la centralidad y relevancia que tiene Brasil para Argentina”, dijo Mondino al iniciar su discurso en Itamaraty.

Pero, según trascendió, la Canciller tuvo que responder sobre las intenciones de Javier Milei, quien el viernes último en una reunión con el dueño de la red social X, Elon Musk, dijo que podría ayudarlo en la disputa con el gobierno de Lula Da Silva y con la justicia brasileña.

La posibilidad de un encuentro Milei-Da Silva esta más que verde.

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YPF: Nuevo récord de procesamiento en Luján de Cuyo

El Complejo Industrial Luján de Cuyo de YPF registró en marzo de 2024 un nuevo récord de procesamiento al alcanzar los 594.312 m3 de crudo, superando en 5,7 % el anterior registro máximo de diciembre del 2023.

“La introducción de un nuevo modelo operativo que incluye a distintas áreas de YPF agilizó la toma de decisiones y permitió incrementar los volúmenes procesados, indicó la Compañía”.

Y destacó que entre los factores que empujaron el crecimiento se puede mencionar la mayor recepción de crudo desde la Cuenca Neuquina gracias a la puesta en marcha de las primeras etapas de los proyectos de potenciación del oleoducto Puesto Hernández-Luján de Cuyo y el Vaca Muerta Norte.

También influyó la entrada en operación de la primera fase de obras de adecuación del Complejo para procesamiento de shale-oil, se indicó.

Este hito en los niveles de procesamiento de la refinería de Lujan de Cuyo es un aporte que contribuye para la evacuación de la mayor producción de crudo que registra YPF en Vaca Muerta.

El Complejo Industrial Luján de Cuyo (Mendoza), tiene una capacidad de procesamiento de 19.500 M3 de crudo por día, lo que representa más del 35 % del total de YPF.

Abastece de combustibles a 14 provincias, principalmente ubicadas en la zona centro-norte del país y parte de la zona este.

En sus instalaciones se refina el 24,1 % del gasoil y el 19,9 % de las naftas que YPF comercializa en el país.

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Tucuman apuesta a la mayor producción de etanol

El gobernador de Tucumán, Osvaldo Jaldo, sostuvo que “la actividad sucroalcoholera es una actividad que genera recursos y divisas para la provincia. Tenemos que apostar a crecer, tenemos que apostar a producir más en este país”.

Jaldo participó de la inauguración oficial de la Zafra 2024 en un acto realizado en el Ingenio La Florida, operado por la Compañía Azucarera Los Balcanes.

Su presidente, Jorge Rocchia Ferro, hizo hincapié en que “queremos una zafra azucarera nacional de más de un millón de hectáreas”, y en lo que respecta a su empresa describió que “estamos ampliando la destilería de etanol para llevarla un millón de litros. Estamos aumentando la producción de la molienda, en un mes estaríamos inaugurando la obra cogeneración”.

La vicepresidenta de la compañía, Catalina Lonac, sostuvo que “hace más de 30 años que estamos apostando al alcohol y siendo coherentes”. “No se puede hablar de electromovilidad en un país que tiene toda la capacidad instalada para hacer el etanol necesario, para hacer nuestras mezclas al 15 % y más, y en un futuro muy próximo llegar al 25 % o 27 % y motores flex”.

Lonac agregó que “seguimos apostando al alcohol, porque una apuesta de esta envergadura no es cortoplacista, el objetivo grande es cambiar la matriz energética de nuestro país, y eso tiene que hacerse a través del etanol, porque es una energía limpia y renovable”.

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¡TotalEnergies cumple 100 años!

TotalEnergies, presente en 130 países de todo el mundo, se complace y enorgullece en celebrar el 100° aniversario de la creación de la compañía. Estos 100 años de historia de TotalEnergies cuentan la historia del mundo y la energía, desde la década de 1920 hasta la actualidad.

UNA DECISION AUDAZ Y VISIONARIA

El 28 de marzo de 1924 se fundó la Compagnie Française des Pétroles en Francia, un país sin petróleo. Este movimiento audaz y visionario marcó el comienzo de una saga de un siglo. Para asegurar el suministro energético de Francia, nuestra compañía viajaría a los cuatro rincones del mundo, adaptándose y creciendo a lo largo del siglo y sus múltiples convulsiones tecnológicas y geopolíticas.

PIONEROS DESDE HACE 100 AÑOS

A diferencia de nuestros competidores de la época, no teníamos acceso a los recursos locales. Es por eso que construimos nuestra ventaja competitiva en la expansión internacional y la destreza técnica. Estos dos factores han dado forma a nuestro espíritu pionero y a nuestro viaje hasta el día de hoy. A lo largo de los años, hemos ampliado continuamente los límites, tanto técnicos como geográficos, al tiempo que nos adaptamos a las necesidades cambiantes y a las expectativas de los clientes. Es así como acompañamos el notable progreso y desarrollo que tuvo lugar en la sociedad moderna durante el siglo XX. También adquirimos conocimientos y experiencia adicionales al asociarnos con Petrofina y Elf-Aquitaine, y más recientemente con Maersk Oil, Saft o Direct Energie.

EL CAMINO HACIA UNA EMPRESA MULTIENERGIA

Si bien el petróleo fue la energía del siglo XX, el gas natural y la energía descarbonizada son fundamentales para el sistema energético del mañana. El gas natural es necesario para la transición energética, como soporte del auge de las renovables intermitentes y como sustituto del carbón, que emite el doble de CO2 en la generación de energía. TotalEnergies es actualmente el tercer actor mundial en gas natural licuado (GNL). Y en electricidad, somos uno de los desarrolladores de energía solar y eólica más dinámicos del mundo. La electricidad es el corazón de la descarbonización y el siglo XXI será claramente eléctrico.

IMPULSANDO LA TRANSICION ENERGETICA

Desde 2020, estamos implementando estrategia de transición anclada en dos pilares: hidrocarburos (incluido el GNL) y electricidad. Tenemos la ambición de lograr con éxito nuestra transición y apoyar a nuestros clientes con la suya. Nuestro desafío es suministrar al mundo la energía asequible necesaria para su desarrollo y, al mismo tiempo, reducir las emisiones. Esa es la transición “justa, ordenada y equitativa” que pide la COP28. Aprovechando el espíritu pionero que nos guía, continuaremos ajustándonos y adaptándonos según sea necesario para ser parte de la historia de la energía durante otros 100 años.

ACERCA DE TOTALENERGIES EN ARGENTINA

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 130 países que cuenta con más más de 100.000 colaboradores.
En Argentina, TotalEnergies desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias en Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares (más de 300 MW), y además se desarrolla en la comercialización de lubricantes.

@totalenergies.com @TotalEnergies TotalEnergies TotalEnergies TotalEnergies

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Alemania retrasa la construcción de red de gasoductos de hidrógeno de 9.700 kilómetros hasta 2037 por falta de financiación

Alemania pospuso hasta 2037 la finalización de la construcción de una red de hidrogenoductos de 9.700 kilómetros, porque no pudo resolver la estructura financiera del proyecto. Esto implica que inicialmente se había planeado construir la red de tuberías de hidrógeno antes de 2037, pero debido a cuestiones financieras, se ha retrasado hasta esa fecha. Los germanos no han definido aún cómo se financiará y gestionará el proyecto en términos de costos, inversiones, y posiblemente cómo se distribuirán los gastos entre los diversos interesados.

El ambicioso plan de Alemania para una red de gasoductos de hidrógeno por valor de 20.000 millones de euros (uno 21.500 millones de dólares) estaba planificada para operar en 2032 pero ahora deberá esperar hasta 2037, informó la semana pasada Hydrogeninsight.

La cuestión no es exclusivamente entre privados sino que es eminentemente política, porque el retraso fue acordado por los tres partidos de la coalición del país a pesar de que tiene como objetivo aliviar la carga financiera de los operadores y dar tiempo para que aumente la producción de hidrógeno verde.

Inicialmente, el vicecanciller y ministro de Economía, Robert Habeck, del Partido Verde, pretendía que se completara para 2032. Sin embargo, los legisladores de los socialdemócratas (SPD) y los demócratas libres (FDP) argumentaron que el retraso beneficiaría tanto a los operadores como al sector del hidrógeno verde. Diseñada para transportar hidrógeno (H2) producido localmente e importado a centros industriales, la red de gasoductos de 9.700 kilómetros será construida por empresas privadas que recuperarán los costos a través de tarifas de red.

El gobierno garantizará una rentabilidad sobre el capital antes de impuestos de aproximadamente el 6,7%. Un elemento clave del acuerdo es un mecanismo de riesgo compartido. En el improbable caso de que la red no satisfaga la demanda de los usuarios, los operadores asumirán el 24% de los costos y el gobierno cubrirá el resto.

Sin embargo, las quiebras de operadores individuales no afectarán financieramente a otros operadores de redes. El financiamiento para la construcción se gestionará a través de una “cuenta de amortización” establecida por el gobierno, y los operadores reembolsarán gradualmente los costos hasta 2055. El marco acordado se incorporará a la tercera enmienda de la Ley de la Industria Energética y podría ser aprobado por el parlamento la próxima semana.

“Este proceso parlamentario refuerza la seguridad de las inversiones para el despliegue de la red de hidrógeno y al mismo tiempo mitiga los riesgos de insolvencia”, afirmó Nina Scheer, portavoz de clima y energía del grupo parlamentario del SPD. “El modelo de cuenta de amortización permite una carga financiera más manejable”.

Los representantes de los tres partidos de la coalición elogiaron el acuerdo. Los legisladores destacaron una mayor seguridad de las inversiones, una reducción de la burocracia y el potencial de Alemania para convertirse en líder en el sector del hidrógeno.

La asociación alemana de servicios públicos (VKU) reconoció el acuerdo como un paso positivo y enfatizó la importancia de la seguridad financiera para todas las partes interesadas. Sin embargo, advirtió que el éxito del acuerdo depende de atraer decisiones de inversión reales basadas en los términos descritos. “Independientemente de cómo sea el acuerdo, la financiación debe ser suficiente para las inversiones en la red central [de hidrógeno]”, añadió.

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“Si los mercados europeos se convencen de que los rusos están ganando esta guerra, el efecto en los precios de la energía será dramático”.

Un aumento espectacular de los precios de la energía en Europa es inevitable si la destrucción rusa de la infraestructura energética ucraniana continúa sin cesar, advirtió Andriy Kobolyev el ex director ejecutivo de la compañía petrolera estatal de Ucrania quien pidió más armas luego de que Rusia destruyera una de las centrales eléctricas más grandes de Ucrania.

Andriy Kobolyev, ex director de Naftogas en 2014, fue nombrado líder mundial de “Top 40 menores de 40 años) por Fortune en reconocimiento a sus éxitos de reforma anticorrupción

Los dichos pertenecen a Andriy Kobolyev, ex director de Naftogaz, en una entrevista con el diario inglés The Guardian: “Rusia está tratando de librar una guerra energética global y Ucrania es parte de esa guerra y si los mercados perciben que Rusia está ganando esa guerra, las consecuencias serán muy graves. grave. Veremos un aumento de los precios en todo el mundo”.

Dijo que no tendría sentido celebrar más conferencias sobre la reconstrucción de Ucrania hasta que Ucrania reciba armas para salvar su infraestructura energética de la ola de ataques de drones Shahed y bombas guiadas de fabricación iraní. “No habrá ninguna economía ucraniana que reconstruir”, afirmó.

La semana pasada, un ataque masivo con misiles y drones destruyó una de las centrales eléctricas más grandes de Ucrania y dañó otras, como parte de una renovada campaña rusa dirigida a la infraestructura energética.

La planta de Trypilska, que era el mayor proveedor de energía para las regiones de Kiev, Cherkasy y Zhytomyr, fue atacada en numerosas ocasiones, destruyendo el transformador, las turbinas y los generadores y dejando la planta en llamas.

Kobolyev, uno de los especialistas en energía de Ucrania y director ejecutivo de Naftogaz durante siete años hasta 2021, ha estado luchando contra acusaciones de corrupción en Ucrania que, según él, tienen motivaciones políticas.

Dijo que el impacto de los ataques rusos sobre los precios de la energía sería doble: un aumento potencial de la demanda ucraniana de gas y electricidad en Europa , y una respuesta general del mercado a la probabilidad de que Vladimir Putin gane la guerra en Ucrania. “Si los mercados energéticos europeos empiezan a creer que los rusos están ganando esta guerra, tendrá un efecto negativo dramático en los precios de la energía”.

Muchos países europeos han tomado medidas para aumentar su capacidad de importar gas a través de buques cisterna de gas natural licuado desde 2022, por lo que los analistas dijeron que el continente no era tan vulnerable a la guerra en Ucrania como lo era al comienzo de la invasión a gran escala de Rusia.

Pero una reciente huelga en las instalaciones de almacenamiento de gas de Ucrania en el oeste del país provocó un aumento significativo en los precios del gas en Europa porque estas instalaciones todavía están operativas y todavía son utilizadas por los comerciantes de gas europeos. Si las instalaciones estuvieran bajo control ruso –o fueran destruidas por completo– entonces los comerciantes enfrentarían un panorama de oferta más ajustado.

Kobolyev también dijo que el daño infligido a la red energética de Ucrania fue mucho más extenso que los ataques rusos en el invierno de 2022-23. Dijo: “Parece que los rusos han aumentado la intensidad y disminuido el número de objetivos que intentan alcanzar. Al ser más intensivo y más centrado, ha provocado daños mayores”.

A diferencia del primer invierno de ataques, cuando Rusia atacó la red de distribución eléctrica de Ucrania, los ataques recientes han intentado destruir la capacidad de generación a gran escala, especialmente la capacidad de gas y carbón utilizada cuando la demanda supera la carga base.

El ejecutivo advirtió: “Vamos a ver apagones extensos; esa es la realidad y se debe a que no tenemos acceso a defensas aéreas ni a aviones de combate para combatir sus drones bombas”.

Dijo también que no revelaría el alcance total de los daños ya que son clasificados militarmente, “pero actualmente nos enfrentamos a una crisis mucho mayor que la que tuvo Ucrania hace un año. El problema es tan crítico para nuestra economía que necesita soluciones ahora mismo”.

“Las soluciones son dobles. En primer lugar, debería haber un suministro inmediato de componentes de defensa aérea y municiones para proteger el sistema. En segundo lugar, necesitamos desarrollar un nuevo sistema de generación distribuida y protegida en todo el país, que debería reemplazar la generación de equilibrio destruida. “

“Así que ahora es el momento de crear una generación verde más pequeña, diversificada o distribuida en Ucrania, porque no queda otra opción. Muchas de estas estaciones deberán protegerse con búnkeres de hormigón. Requerirá un nuevo modus operandi para Occidente porque requerirá inversión ahora, preferiblemente a través de una agencia que recaude dinero para invertir ahora en tiempos de guerra a pesar de los riesgos de ataques militares”.

Desestimó las críticas de Estados Unidos a los ataques de Ucrania a la infraestructura energética rusa. “A aquellos que se atreven a decir que Ucrania está utilizando drones para atacar infraestructuras energéticas en territorio ruso, les respondería que se está librando una guerra energética”.

Kobolyev está luchando contra las acusaciones de que se pagó a sí mismo una bonificación superior al máximo legal permitido para un empleado de una empresa estatal. Dijo que el bono fue acordado con el consejo de supervisión después de ganar un enorme laudo arbitral de 4.600 millones de dólares contra Gazprom. La justicia le quitó la tobillera, pero se vio obligado pagar una gran suma para la fianza en espera del juicio.

Algunas importaciones relativamente pequeñas de electricidad desde Europa están ayudando a cubrir el déficit de Ucrania porque la demanda es baja durante la primavera.

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El GAPP expresa su preocupacion ante beneficios arancelarios previstos en el RIGI

En el marco del ingreso al Congreso de una nueva versión de la denominada “Ley de Bases”, desde el GAPP – Grupo Argentino de Proveedores Petroleros – se expresó en distintos ámbitos y bloques legislativos la inquietud por la desprotección del entramado productivo local en algunos artículos del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) ante las asimetrías industriales estructurales existentes.

En este sentido, el nuevo proyecto no incluye cambios respecto de la versión original y mantiene como beneficiarios del régimen a otros sectores a la actividad petrolera, minera y energía entre otras. El mismo contempla la desgravación arancelaria para bienes y equipos que compiten directamente con la producción nacional. En este sentido, el Grupo alertó a los distintos bloques legislativos sobre el potencial impacto que tiene esta medida sobre la industria de la cadena de valor de petróleo, minería y energía; un sector que implica más de 37 mil puestos de trabajo directos, más de U$D 230 millones en exportaciones y U$D 310 millones en inversiones durante el 2023.

El GAPP, como entidad industrial referente, vela por los intereses de las PyMEs del entramado productivo nacional, y promueve espacios de diálogo que impulsen el desarrollo de las mismas, fomentando la innovación tecnológica y empleos de alto valor agregado como propuesta de solución a los desafíos macroeconómicos actuales.

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Si el petróleo desapareciera…

Por Haitham Al Ghais *

Si el petróleo desapareciera mañana, no habría más combustible para aviones, gasolina o diésel. Los automóviles, ómnibus, camiones, camionetas y colectivos con motores de combustión interna quedarían varados. Los aviones propulsados por combustible de aviación no podrían volar. El transporte de carga y de pasajeros por ferrocarril impulsado por diésel se detendría. Las personas no podrían ir al trabajo; los niños no podrían ir a la escuela. La industria naviera, que transporta tanto carga como pasajeros, se vería devastada.

No tendría sentido llamar a los servicios de emergencia. La mayoría de las ambulancias, camiones de bomberos, patrulleros, helicópteros de rescate y otros vehículos de emergencia estarían inmovilizados. La mayoría de los teléfonos y computadoras también desaparecerían, ya que sus componentes de plástico derivan del petróleo, por lo que de todas formas sería difícil encontrar una forma de comunicarse con los servicios de emergencia.

El sector de la construcción se detendría, ya que los vehículos impulsados por diésel quedarían varados: excavadoras, topadoras, camiones volcadores, grúas, mezcladoras de cemento, compactadoras y cargadoras permanecerían inmóviles. No se podrían construir nuevas viviendas o edificios ni recibir trabajos de mantenimiento vital.

Si el petróleo desapareciera mañana, los productos derivados del petróleo también desaparecerían. Esto impactaría en la producción de vehículos eléctricos (VE). Además de la interrupción de las cadenas de suministro, la estructura de las baterías de iones de litio se vería afectada. Una batería de iones de litio tiene cuatro partes: un ánodo, un cátodo, un electrolito y un separador. Los separadores son membranas microporosas fabricadas típicamente con polietileno o polipropileno, productos derivados del petróleo. El caucho sintético derivado del petróleo utilizado en neumáticos de automóviles y bicicletas dejaría de existir.

Si el petróleo desapareciera mañana, la producción de alimentos se vería devastada. Muchos de los vehículos necesarios en la agricultura, como tractores, segadoras, cosechadoras, empacadoras, pulverizadores y sembradoras, dejarían de funcionar. Los envases de alimentos necesarios para el almacenamiento y la conservación no estarían disponibles. La coquización del petróleo, un subproducto en la refinación del petróleo, se utiliza como materia prima en la fabricación de fertilizantes sintéticos, que son importantes para aumentar los rendimientos de los cultivos. Probablemente se producirían escaseces de alimentos y sus impactos derivados.

Si el petróleo desapareciera mañana, sería catastrófico para los servicios de salud en todas partes. El personal carecería de movilidad y los suministros esenciales quedarían varados. Más allá del transporte, el petróleo es una materia prima esencial para los productos farmacéuticos, plásticos y suministros médicos.

Guantes de látex, tubos médicos, jeringas médicas, adhesivos, algunas vendas, desinfectantes, desinfectantes de manos, agentes de limpieza, prótesis, válvulas cardíacas artificiales, máscaras de reanimación, estetoscopios, escáneres de resonancia magnética, plumas de insulina, bolsas de infusión, envases de medicamentos, mascarillas faciales y equipo de protección personal están en gran medida derivados de productos derivados del petróleo. El equipo utilizado en la investigación médica, como microscopios, tubos de ensayo y anteojos, generalmente contiene componentes derivados del petróleo.

La síntesis química que crea la aspirina comienza con el benceno, que se deriva del petróleo. El benceno se convierte en fenol, que a su vez se convierte en ácido salicílico. Este último se transforma en ácido acetilsalicílico, conocido mundialmente como aspirina.

Es difícil concebir un hospital moderno sin esta gama de productos esenciales derivados del petróleo.

Si el petróleo desapareciera mañana, la industria de las energías renovables se vería afectada. La fibra de vidrio, resina o plástico necesarios para la construcción de la mayoría de los aerogeneradores desaparecerían. El etileno utilizado en la producción de paneles solares desaparecería. La mayoría de los vehículos de minería, como camiones grandes, plataformas de perforación rotativas y perforadoras de roca, necesarios para extraer los minerales críticos sobre los cuales depende la producción de plantas fotovoltaicas solares, parques eólicos y VE, quedarían inmovilizados.

Si el petróleo desapareciera mañana, los hogares se transformarían hasta quedar irreconocibles.

Existe la posibilidad de que los tejados no sean eficientes, por ejemplo, si el asfalto  fuera un producto clave para la impermeabilización. Otros materiales utilizados en el aislamiento de viviendas desaparecerían. Si dependiera del combustible de calefacción para mantenerse caliente, eso desaparecería. El suelo de linóleo y los azulejos se verían afectados. Pintar las paredes sería un desafío. Es probable que los muebles, almohadas, alfombras, cortinas, platos, tazas y sartenes antiadherentes también estén fabricados con productos derivados del petróleo.

Sería un desafío mantener la limpieza o mantener limpios los hogares, si el petróleo desapareciera mañana. Los detergentes para la ropa y los platos suelen derivarse de productos derivados del petróleo. El jabón, la pasta dental, la crema para manos, el desodorante, el champú, la crema de afeitar, los anteojos, las lentes de contacto, los peines, los cepillos; todos normalmente contienen productos derivados del petróleo.

Sería un desafío llegar a cualquier lugar, ya que el asfalto que pavimenta las carreteras y aceras desaparecería.

Si el petróleo desapareciera mañana, se perderían millones de empleos. Los ingresos fiscales se agotarían. La producción industrial se contraería. El crecimiento económico se revertiría. La situación de los más afectados por el costo del combustible empeoraría.

Ni siquiera esta es la lista completa de todo lo que se vería afectado en un escenario tan impensable.

Sin embargo, a pesar de estas realidades, hay llamados que dicen ‘Simplemente detengan el petróleo’, ‘Manténganlo en el suelo’ o ‘no inviertan en nuevos proyectos de petróleo y gas’.

Por supuesto, todos queremos ver reducidas las emisiones de gases de efecto invernadero. La OPEP cree que las soluciones tecnológicas y las mejoras en la eficiencia pueden desempeñar un papel vital. La industria petrolera ya es proactiva en este sentido.

Debemos ser cautelosos de poner en peligro el presente en nombre de salvar el futuro. Es importante que todos comprendamos plenamente los inmensos beneficios que el petróleo y los productos derivados del petróleo continúan brindando a las personas y naciones de todo el mundo.

* Secretario General de la OPEP

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Las nuevas tarifas residenciales de gas natural en el AMBA

por Santiago Urbiztondo *

Desde este mes rigen nuevas tarifas de gas natural en todo el país, que incluyen el mayor costo del gas natural post-devaluación y nuevos valores transitorios de los márgenes de transporte y distribución, fuertemente retrasados en términos reales respecto de valores razonables (como los del período 2018- 19). En lo que respecta a los usuarios residenciales del AMBA, si bien se trata de subas muy importantes (en promedio del 343%), se mantienen los subsidios fiscales a los usuarios de bajos ingresos y al consumo inframarginal de los usuarios de ingresos medios, al tiempo que se acentúan las distorsiones a favor de los usuarios con bajo consumo y en contra de los usuarios de altos consumos (cualesquiera sean sus ingresos), que podrían llegar incluso a provocar subsidios cruzados que están prohibidos por la legislación vigente.

Aunque no existe mucho espacio para el gradualismo en la normalización tarifaria, el shock ha sido tal vez extremo (al menos así será en breve, al eliminar el subsidio al PIST para los usuarios de ingresos medios y bajos cuando se implemente la nueva tarifa social), pero, peor que eso, sin estar orientado correctamente respecto de la estructura de precios que conducirá a una etapa de despolitización de las tarifas de los servicios públicos y su recuperación para sustentar un ordenamiento eficiente del sector y de las decisiones de consumo e inversión en el futuro. Es, así, una decisión valiente y riesgosa, que también contiene una oportunidad perdida.

El 3 de abril, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó los nuevos cuadros tarifarios para el servicio de gas natural por redes en todo el país, ya vigentes en este mes. Las nuevas tarifas incorporan aumentos del precio del gas natural –Precio de Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, PIST– dispuestos por la Secretaría de Energía (SE) pocos días antes y también nuevos valores para remunerar las actividades de transporte y distribución (T&D) de gas natural siguiendo lo discutido en la Audiencia Pública de los días 8 y 9 de enero pasados. Esta es la segunda decisión regulatoria directa sobre las tarifas de energía por parte del nuevo gobierno nacional en el contexto de la emergencia energética sancionada en el DNU 70 del 16 de diciembre 2023, y junto con la resolución del ENRE 102/24 examinada en el número pasado de Indicadores de Coyuntura1 y el anuncio de adopción de un nuevo criterio para la definición de una tarifa social según lo discutido en la Audiencia Pública del 29 de febrero y de la realización de una revisión tarifaria integral (RTI) a completarse al cabo de los próximos 12 meses, definen la impronta regulatoria de la nueva administración respecto de la normalización de los servicios públicos de electricidad y gas natural, seriamente afectados por la pésima política regulatoria del gobierno anterior.

En esta nota presento una evaluación preliminar de la Resolución ENARGAS 120/24 respecto de las tarifas residenciales del servicio en el AMBA (en particular, considerando el área servida por Metrogas), tomando como referencia las estimaciones y propuestas cuantitativas y cualitativas contenidas en un estudio reciente de FIEL.2

 

Sintéticamente, en FIEL (2023) llevamos a cabo un ejercicio de “normalización tarifaria” paralos usuarios residenciales del servicio eléctrico y de gas natural en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde en cada servicio proponemos adoptar una única tarifa eléctrica residencial “en dos partes” (T2P) en la cual se eliminen todos los subsidios vigentes (esto es, los subsidios fiscales al precio mayorista de la energía que pagan los usuarios de ingresos medios y bajos en todo el país; los subsidios econó- micos que surgen por márgenes de T&D insuficientes para cubrir los costos eficientes de esas actividades reguladas en el AMBA; y los subsidios cruzados y las distorsiones en las señales de precios contenidos en la estructura tarifaria donde los cargos fijos y variables no reflejan respectivamente los costos fijos y variables de la actividad de T&D para atender a cada usuario residencial), e incorporar una nueva tarifa social (TS) consistente en la devolución de una suma fija a los usuarios de bajos ingresos (definidos inicialmente, dada la segmentación tarifaria vigente, por los usuarios actualmente incluidos en el Grupo N2). En la T2P estimada en FIEL (2023), la eliminación de subsidios cruzados y distorsiones de precios relativos se obtiene requiriendo que ese cargo fijo –único para todos los usuarios residenciales antes de la tarifa social– permita obtener ingresos tarifarios equivalentes al 70% del costo total de T&D (denominando VAD&T).

La actualización de los valores estimados en FIEL (correspon- dientes a nov-23) hasta abril 2024 puede hacerse (en térmi- nos aproximados) aplicando un ajuste del 140% a los valores nominales de esa T2P (teniendo en cuenta que la devaluación oficial en los 4 meses del período nov-23–mar-24 rondó el 145% y la inflación mayorista presumiblemente –suponiendo 10% en marzo– habrá también rondado 145%, mientras que la inflación minorista se habrá aproximado al 120%). La T2P del servicio residencial de gas natural resultante para el mes de abril 2024 (llamada más adelante “T2P FIEL”, usada como referencia para el análisis en esta nota) incluye así un cargo fijo de 14.144 $/mes y un cargo variable de 179,4 $/m3 (que, dado el PIST de 33,1 $/m3 vigente en nov-23 también incrementado en 140%, arroja un margen variable de T&D igual a 99,9 $/m3), con una tarifa social (para el servicio de gas natural solamente) consistente en un descuento de 14.400 $/ mes para todos los usuarios del Grupo N2. De esta manera, el Cuadro 1 muestra los montos erogados (facturas) mensuales, antes de impuestos, para los consumos mensuales (promedio anuales) representativos dentro de cada sub-categoría tari- faria residencial y para los usuarios dentro de cada uno de los grupos de ingresos N1 (altos), N2 (bajos) y N3 (medios) introducidos en septiembre de 2022 por el gobierno anterior, que fueron estimados en FIEL (2023) y son re-expresadas a valores de abril 2024. Como síntesis de la dispersión de los montos a ser erogados mensualmente por distintos usuarios residenciales, se observa que un usuario de bajos recursos con tarifa social (TS) y bajo consumo debería pagar con la T2P FIEL solamente 3.200 $/mes (más impuestos), mientras que otro usuario de ingreso y consumo altos unos 78.000 $/mes.

Los niveles de las facturas promedio de los usuarios en cada grupo de ingresos difieren por la distinta composición de cada grupo según niveles de ingreso (el consumo de los usuarios del Grupo N1 es, en promedio, mayor al del resto, mientras que ocurre lo opuesto con los usuarios del Grupo N3, razón por la cual la factura promedio de los primeros es la mayor (casi 39.000 $/mes) y la de los primeros la menor (casi 20.000 $/mes, sin contar la tarifa social que recibirían los usuarios del Grupo N2).

Las nuevas tarifas residenciales dispuestas por la Resolución ENARGAS 120/24

Las tarifas residenciales de gas natural aprobadas por la Res. ENARGAS 120/24 para los usuarios de Metrogas S.A. se resumen en el Cuadro 2, considerando cada una de las sub-categorías R1 a R34 y cada grupo de ingresos, según los valores vigentes hasta marzo y los nuevos valores que rigen desde abril. En esta exposición se distinguen los cargos fijos y variables incluidos en las tarifas de cada categoría, indicando además el margen de transporte y el PIST incluidos en cada caso para así estimar el margen conjunto de transporte y distribución (T&D) y las tarifas resultantes (sin impuestos) para niveles de consumo típicos dentro de cada sub-categoría. La síntesis de la dispersión de los montos a ser erogados mensualmente por distintos usuarios residenciales arroja valores mayores que los resultantes de la T2P FIEL: un usuario de bajos recursos y bajo consumo pagará mensualmente (como promedio durante el año) unos $ 4.640, mientras que otro usuario de ingreso y consumo altos unos $ 97.000 (más impuestos en ambos casos).

Análisis de la nueva estructura tarifaria para los usuarios residenciales en el AMBA

Una primera interpretación de los datos contenidos en el Cuadro 2 surge de considerar los indicadores incluidos en el panel inferior. Allí pueden observarse, en primer lugar, los valores máximos y mínimos de cada componente tarifario (con fines puramente descriptivos), y adicionalmente dos ratios relevantes:

entre los valores aplicables a los usuarios de muy alto con-sumo (R34) y los aplicables a los usuarios de muy bajo consumo (R1), ambos del grupo de ingresos N1, y

entre los valores promedio de los dos grupos de usuarios de ingreso extremos (N2 vs N1).

Sobre el primer ratio, se observa que la dispersión de cargos fijos según niveles de consumo aumentó fuertemente (dicho ratio pasó de 4,5 a 17,1), por lo cual, pese al correcto avance hacia la homogeneización de los cargos y márgenes de transporte y distribución (T&D), se produce un aumento en el ratio entre las tarifas finales (desde 14,3 hasta 17,9, contrario a la reducción de ese ratio que correspondería a la adopción de una única T2P aplicable a los usuarios residenciales cualquiera fuera su nivel de consumo –que, observando el Cuadro 1 donde se incluye la T2P computada en FIEL (2023), llevaría dicho ratio a sólo 4,4). Se trata de una distorsión relativamente más leve que la existente en el caso del servicio eléctrico provisto en el AMBA (donde el cargo fijo va de 800 $/mes a 29.000 $/mes aproximadamente según el nivel de consumo residencial), pero resulta llamativo y lamentable que se haya producido ahora, cuando se esgrime la intención de eliminar distorsiones tarifarias de distinto tipo acumuladas durante las últimas 2 décadas de populismo regulatorio.

Sobre el segundo ratio, vale resaltar que bajo la nueva resolución del ENARGAS los cargos fijos no dependen del grupo de ingresos al que pertenece cada usuario, mientras que los cargos variables sí lo hacen, aunque ello ocurre fundamentalmente porque el PIST que se carga a la tarifa en cada grupo de ingresos es muy distinto (los usuarios en el Grupo N2 pagan el 27% del valor del PIST que pagan los usuarios en el Grupo N1), siendo los márgenes de T&D mucho menos diferenciados (los usuarios del Grupo N2 pagan sólo 7% menos que los usuarios del Grupo N1).

La presentación de los cambios porcentuales de cada componente tarifario, en el Cuadro 3, permite hacer distintas observaciones adicionales.

En primer término, se destaca el aumento superior al 1.000% del cargo fijo aplicado a los usuarios residenciales de muy alto consumo (R34). Dicho incremento, en realidad fue todavía mayor para los usuarios de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires (CABA), ya que los valores consignados en los Cuadros 2 y 3 contienen un promedio de los valores aplicados a usuarios en CABA y Provincia de Buenos Aires (PBA), los cuales prácticamente no tenían diferencias hasta aquí pero sufrieron una fuerte diferenciación –en el caso de los usuarios R34– a partir de abril: los 40,8 mil $/mes consignados en el Cuadro 2 promedian 52,7 mil $/mes en CABA y 27,8 mil $/ mes en PBA. Al respecto, esta novedosa diferenciación entre las tarifas de Metrogas aplicables en CABA y PBA difícilmente pueda explicarse por diferencias de costos (en todo caso, la menor densidad poblacional en PBA conllevaría costos fijos atribuibles a cada usuario mayores allí que en CABA, y por ende cargos fijos mayores en PBA que en CABA, al revés de lo decidido por el ENARGAS; tal vez esta diferenciación busque aplicar un cargo fijo muy alto a los consorcios de departamentos, con altos consumos comunes y bajos consumos individuales, más extendidos en CABA que en PBA, pero en tal caso tal diferenciación debería basarse en la cantidad de unidades habitacionales conectadas al servicio en cada consorcio –a partir de la cual existen algunos costos fijos específicos a cada usuario adicionales al costo fijo común– y no de esta manera).

Además, está la cuestión del excesivo nivel de este cargo (para los usuarios R34): 53 mil pesos de cargo fijo para los usuarios R34 en CABA (o 40,7 mil $/mes en promedio para CABA y AMBA), es un valor excepcionalmente elevado, que excede plenamente los valores comparables en cualquier comparación internacional y también el valor de dicho cargo fijo correspondiente a una única T2P como la estimada en FIEL (2023) donde se supuso que el 70% del costo de transporte y distribución es fijo y por lo tanto debe recuperarse por medio del cargo fijo –en esa estimación, con valores actualizados hasta abril 2024, se obtuvo un valor de 14,1 mil $/mes, poco más del 25% del valor aplicado a los usuarios R34 en CABA.

Si bien esta fuerte diferenciación en los cargos fijos (por nivel de consumo y por ubicación geográfica en CABA y PBA) por sí sola no alcanza para demostrar la existencia de subsidios cruzados (porque los costos fijos son en gran medida comunes o compartidos para la atención de muchos usuarios en una misma zona geográfica, de forma tal que hay un amplio margen para que algunos usuarios paguen una porción mucho mayor que otros de dichos costos fijos comunes sin que ello lleve a pagar precios superiores al “costo solitario” o inferiores al “costo incremental” tal como es necesario técnicamente para la existencia de subsidios cruzados), se trata de una discriminación que no tiene mayor sentido económico: la diferenciación de cargos fijos por nivel de consumo podría ser parte de un “menú de tarifas en dos partes”, donde se combinen cargos fijos crecientes asociados a cargos variables decrecientes a medida que aumenta el consumo, de forma tal que la tarifa relevante es una envolvente inferior que contiene descuentos por cantidad.

Sin embargo, ello no es así en este caso, donde los cargos variables se han homogeneizado para los distintos niveles de consumo dentro de cada grupo de ingresos (mejor que antes, donde también eran crecientes con el nivel de consumo).

Tal diferenciación también sería correcta como parte del diseño de una tarifa social (como la que hemos propuesto en FIEL (2023) y de hecho planea poner en práctica la Secretaría de Energía en los próximos meses –con una complejidad mayor para diferenciar las deducciones del cargo fijo según la composición familiar, la ubicación geográfica y los ingresos de cada familia–), pero en tal caso la diferenciación de cargos fijos respondería a diferencias de ingresos de los usuarios y no de sus niveles de consumo.

El Gráfico 1 es útil para complementar este análisis. Como se mencionó antes, la Resolución ENARGAS 120/24 no incluye, siquiera parcialmente, un avance hacia la disposición de una T2P única, eficiente, no discriminatoria y (presumible su propia atención individual más una porción del costo fijo común para abastecer a todos los usuarios del área servida, de modo tal que los usuarios de muy altos consumos no están pagando más allá del costo total atribuible a su propio servicio), prohibido por la Ley 24.076 que regula el funcionamiento del sector de gas natural desde el año 1992, igualmente representa una distorsión que no tiene ningún fundamento razonable dado que la diferenciación de los cargos fijos y de los márgenes de T&D se hace aquí por nivel de consumo y no –como debería hacerse– por nivel de ingreso. (Nótese que para el promedio de los usuarios N1, la T2P FIEL aplicable en abr-24 arroja un valor mayor al de la Resolución ENARGAS 120/24 producto de que, como se señaló antes, ENARGAS pudo haber aplicado indicadores de inflación distintos e inferiores al IPIM o considerado cambios en los costos efectivos del servicio hasta la realización de la revisión tarifaria integral prevista dentro de los próximos 12 meses que podrían explicar tal diferencia).

En segundo lugar, corresponde notar que el aumento del PIST según el grupo de ingresos está en línea con la devaluación del peso (es levemente mayor), pero también que su aplicación para los usuarios de menores ingresos –cuyo PIST reconocido en la tarifa subió 149% y no 173% como lo hizo para los del grupo de altos ingresos (N1)– conduce a una leve profundización real o relativa del subsidio (hasta marzo, el PIST pagado por los usuarios N2 era el 29% del pagado por los usuarios N1, mientras que desde abril es sólo el 27%).

Al momento de reemplazar este subsidio aplicado al PIST por la tarifa social que incluirá la asistencia para que el gasto energético de una canasta básica (de gas y electricidad) no supere el 10% del ingreso familiar, como se propone hacer la Secretaría de Energía en breve, seguramente habrá usuarios de bajos ingresos que se verán afectados de distinta manera: aquéllos con bajos niveles de consumo (pese a una composición familiar más amplia y en zonas geográficas menos templadas), seguramente percibirán una reducción tarifaria pese al mayor PIST, ocurriendo lo opuesto con los usuarios de altos niveles de consumo a quienes se les definan canastas básicas menos generosas. Cabe esperar, de todas formas que, para los usuarios subsidiados considerados en conjunto, la aplicación de la nueva tarifa social en los próximos meses provocará una pérdida neta de subsidios (obviamente ello será así para los del Grupo N3 con ingresos medios, que en principio no recibirán ninguna tarifa social), y por lo tanto que habrá un aumento adicional en las tarifas residenciales promedio observadas (el cual, presumiblemente, llevaría el aumento acumulado hasta un nivel similar al estimado en el Gráfico 1 con la T2P propuesta en FIEL (2023)).

En tercer lugar, el aumento del margen de transporte, del 692%, luce claramente muy alto, aunque de todas maneras es levemente menor al aumento estimado para eliminar el retraso tarifario real desde 2018 (en noviembre 2023 en FIEL lo estimamos en 321%, por lo cual su actualización aplicando una indexación del 140% hasta abril 2024 llevaría a una recomposición del 900% –(1+321%)*(1+140%)-1). En términos reales, y considerando sólo el período desde su última actualización previa (mayo 2023), con una inflación mayorista acumulada en torno al 290% entre may-23 y mar-24, el aumento real del margen de transporte desde entonces es de “sólo” 100%. En cualquier caso, utilizando distintos indicadores de inflación de costos (y la información provista por las empresas reguladas que ENARGAS debió examinar previo a la Resolución 120/24) es perfectamente posible que el aumento dispuesto se aproxime al que elimina el retraso tarifario real en este segmento del mercado (denominado “subsidio económico” desde las empresas prestadoras hacia los usuarios) de forma plena y de una única vez (por caso, si se considerase la actualización hasta febrero 2024 y se tomara en cuenta la inflación minorista, la actualización aplicada por ENARGAS complementaría la que estimamos en FIEL hasta noviembre 2023), pero ello no ha sido así considerando el transporte y la distribución en conjunto (cuyo aumento promedio ronda el 350%). También cabe notar que aunque la Resolución 120/24 prevé que el PIST incorporado en las tarifas residenciales varíe estacionalmente (correspondiendo un aumento entre mayo y septiembre 2024, cuando la utilización de gas importado desde Bolivia y el GNL encarece el costo medio y marginal del consumo doméstico), los cargos de transporte (medidos en $ por m3 transportado) presumiblemente no serán redefinidos estacionalmente (lo cual debería hacerse para que el costo de la ampliación de la red de transporte recaiga en la demanda pico –durante el invierno– que lo motiva).

En cuarto lugar, al tiempo que las tarifas residenciales aumentan entre 220% y 525% según quiénes sean los usuarios alcanzados (las subas más altas son para los usuarios del Grupo N2 por la mayor incidencia de la suba de márgenes de T&D), para los usuarios del Grupo N1 las subas rondan el 300% (excepto para R1, 220%), y aunque deberían haber sido mayores para los usuarios de bajos niveles de consumo, ocurrió lo opuesto. Ello es problemático porque esta decisión de diseño tarifario no se corresponde con la búsqueda de reflejar los costos e inducir decisiones de consumo e inversión eficientes, y deja lugar a modificaciones futuras que tampoco podrían tener una lógica clara y predecible; por ejemplo, considerando la creciente competencia entre el gas natural y la electricidad como fuente energética en cada hogar (en particular en el contexto de nuevos desarrollos de energía distribuida cuyo despliegue podría ser importante si los precios de la energía comienzan a reflejar correctamente su costo y si baja el costo de capital suficientemente), las nuevas tarifas dispuestas por el ENARGAS provocarán que algunos de sus usuarios de alto consumo de gas decidan desconectarse y reemplazar su servicio por el eléctrico (y mucho más en el caso de las nuevas construcciones que todavía no realizaron la instalación de la red de gas, obviamente), pero ello no será eficiente si es el resultado de que el cargo fijo que éstos enfrentan es exorbitante y excede largamente el costo fijo que será evitado por Metrogas luego de que tales usuarios abandonen su red (situación ante la cual el resto de los usuarios de la red de gas natural deberán enfrentar –en un menor número– los mayores costos unitarios, o bien la regulación deberá corregirse para mejor –con una estructura tarifaria más eficiente– o para peor –poniendo trabas artificiales a la competencia entre distintas formas de provisión de energía).

En síntesis, el ENARGAS acaba de aplicar un aumento muy fuerte de tarifas, en particular aumentando los márgenes de T&D por medio de subas en los cargos fijos y variables de las tarifas residenciales, sin un criterio económico razonable en pos de tender a una estructura tarifaria que refleje mejor la estructura de costos fijos y variables del servicio (y la incidencia sobre ellos de cada usuario residencial): si bien los cargos fijos subieron en promedio más que los márgenes variables de T&D (680% vs. 349%), la dispersión de los cargos fijos por nivel de consumo aumentó en vez de disminuir o ser eliminada. Por ello, pese a la decisión del gobierno y el ENARGAS de avanzar en la normalización de una situación tarifaria y regulatoria fuertemente deteriorada durante el gobierno anterior, sin esquivar los costos políticos que tal sinceramiento podrá acarrear, la Resolución ENARGAS 120/24 representa también la pérdida de una oportunidad para hacer una reforma tarifaria mejor concebida.

Conclusión

Las nuevas tarifas del servicio de gas natural aplicables a los usuarios residenciales del AMBA motivan un análisis muy similar al presentado al examinar las nuevas tarifas del servicio eléctrico vigentes desde febrero pasado: más allá reconocer la complejidad y las dificultades en términos políticos y sociales de enfrentar y resolver las distorsiones heredadas por la actual administración, y también de ponderar el coraje con el cual rápidamente se ha iniciado un proceso de normalización tarifaria que en términos generales luce correctamente orientado (con medidas de emergencia y transitorias para atacar rápidamente los elementos insostenibles de dicha herencia, y al mismo tiempo preparar el terreno y avanzar en las tareas técnicas necesarias para completar la normalización al cabo del primer año de gobierno), el nuevo diseño tarifario para el servicio residencial de gas natural contiene un problema importante: no se ha avanzado hacia la eliminación de distorsiones en la estructura de las tarifas, e incluso se han restablecido y magnificado discriminaciones sin sentido económico que presumiblemente representan nuevos subsidios cruzados, que además de ilegales son inconducentes a una organización eficiente de este mercado en el mediano y largo plazos.

Otros elementos en esta resolución, no examinados aquí (como la revisión mensual del PIST para trasladar a las tarifas las variaciones del tipo de cambio, y actualización por inflación y cambios exógenos en los costos del servicio desde mayo según un indicador que contempla un promedio ponderado de la inflación mayorista (36,8%), la variación del costo de la construcción (14,2%) y la variación de los salarios promedio del sector privado registrado (49%), hasta tanto se realice la revisión tarifaria integral), lucen razonables en el contexto macroeconómico inflacionario e inestable actual, más allá de detalles opinables.

Frente al fuerte retraso tarifario heredado de la administración anterior, el gobierno nacional claramente eligió realizar un ajuste tarifario de shock, el cual en materia de gas natural y electricidad será completado –previo a la realización de una revisión integral al cabo de 12 meses– al implementar la tarifa social resultante de asegurar que el consumo de una canasta básica de consumo energético no supere el 10% del ingreso familiar (lo cual implicará distintos niveles de subsidios fiscales a ser otorgados a distintos usuarios, en conjunto menores y sin vínculo con el consumo efectivo de cada uno de ellos). Al completarse esta “normalización transitoria”, en conjunto con otras “normalizaciones” que han impactado fuertemente en el poder adquisitivo de la población (por la devaluación del peso, la liberalización de precios reprimidos, etc.), podrá verificarse el grado de solidez jurídica, política y social que tienen estas nuevas tarifas de energía.

En lo personal, mi inclinación técnica ha sido a favor de la adopción de una normalización también de shock, tendiente a eliminar rápidamente todos los subsidios incorporados en las tarifas de energía durante las últimas dos décadas (excepto por una nueva tarifa social con un descuento de suma fija sobre la tarifa final), aunque ello igualmente significaba completar el ajuste pleno del nivel y estructura de las tarifas (anunciado desde el principio) al cabo del primer año de gobierno. Mi discrepancia saliente con esta normalización decidida por medio de las resoluciones del ENRE 102/24 y ENARGAS 120/24 es respecto del diseño de la estructura tarifaria, manteniendo y acentuando una discriminación en los cargos fijos para usuarios con distintos niveles de consumo que deja la puerta abierta para futuras decisiones reñidas con una buena práctica regulatoria y por lo tanto no conducen hacia una rápida y fuerte reducción del costo de capital a ser computado en las futuras inversiones en este sector, condenando así a los usuarios a tener que pagar costos mayores que los alcanzables con una regulación más predecible y eficiente.

*Economista de FIEL

Publicado originalmente en “Indicadores de Coyuntura” No 662, abril de 2024

Urbiztondo, S.: “Resolución ENRE 102/2024: Las nuevas tarifas eléctricas residenciales en el AMBA”, Indicadores de Coyuntura # 661, Marzo 2024. Navajas, F., S. Urbiztondo y J.P. Brichetti: “Lineamientos para una reforma regulatoria en energía a partir de diciembre 2023: gas natural y electricidad”, Documento de Trabajo No 131, FIEL, Diciembre 2023. Ver también Urbiztondo, S.: “Correcciones tarifarias pendientes en el sector energético: una primera aproximación”, Indicadores de Coyuntura # 652, Junio 2023.

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100 primeros días de política energética libertaria

¿Qué propusieron? ¿Qué concretaron? ¿Qué podrían llegar a hacer?

Escenarios Energéticos 2024, la publicación trimestral que editan Mauricio Roitman y Luciano Caratori realiza un ejercicio teórico y plantean escenarios de corto plazo, con foco en 2024, para los sectores de gas y energía eléctrica de Argentina. Los autores advierten que no se trata de pronósticos ni predicciones,  sino de escenarios eventuales resultantes de la combinación de diferentes supuestos de demanda, oferta, precios y productividad, es decir de proyecciones de lo que podría ocurrir dependienndo de combinaciones de supuestos y valores posibles de algunas variables exógenas de relevancia.

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Milicic comenzó su primera experiencia en Paraguay

La empresa argentina de construcciones y servicios inició las tareas de
movimientos de suelos para el proyecto Paracel, en Paraguay, la obra de mayor
inversión privada en la historia del país.

Se trata de la construcción de una Planta Industrial de pasta celulosa en la
región de Concepción, a 430 km de Asunción.

Trabajar en un proyecto de semejante envergadura como Paracel nos habilita
a expandirnos a nuevos mercados fuera de Argentina y continuar con el
proceso de internacionalización, tal como lo hicimos en Uruguay y lo estamos
haciendo en Perú”,
expresó Federico Liquitay, jefe de Proyecto de Milicic.

Se ha comenzado con un contrato de trabajos iniciales, denominado Alternativa
7, de un año de duración, y previo a la ejecución de los trabajos del contrato
principal. Dentro del alcance se encuentra la ejecución de movimientos de
suelos de diferentes áreas que incluyen 1.200.000 m2 de limpieza del terreno,
900.000 m3 de excavación y 600.000 m3 de relleno correspondientes a las
obras de infraestructura de la futura planta.

Finalizados estos trabajos, se dará comienzo al contrato principal de
movimientos de suelos e infraestructura de toda la planta, a través del
consorcio Milicic-Tocsa-Ecomipa. “Existe una muy buena coordinación con la
UTE. Tienen un amplio conocimiento de proveedores, subcontratistas e
información local para el desarrollo de las actividades de forma sostenible”,

agregó Liquitay.

Paracel proyecta una producción anual de 1.8 millones de toneladas de
celulosa blanqueada de alta calidad, cumpliendo los más altos estándares de
sustentabilidad, de forma responsable con la sociedad y el medioambiente.
“Trabajamos con altos estándares de cuidado del medioambiente, con un fuerte
compromiso de conservación de flora y fauna, reforestación, etc.”,
señaló
Liquitay.

El proyecto emplea en esta etapa 130 colaboradores directos e indirectos de la
UTE Milicic-Tocsa-Ecomipa. Además, el consorcio trabaja con 70 equipos para
estas actividades, de los cuales 25 son provistos por Milicic.

ACERCA DE MILICIC

Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de
experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los
principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000
empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los
desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.

Más información: www.milicic.com.ar

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Piden garantías de remediación del pasivo ambiental antes que YPF venda Areas Maduras

En defensa de los intereses de la provincia del Neuquén ante la posible venta de áreas maduras por parte de YPF, Darío Martínez, ex secretario de Energía de la Nación y actual diputado provincial de Neuquén (UP), presentó dos proyectos de ley que exigen garantías de remediación del pasivo ambiental, así como la participación de empresas locales en la explotación futura de esos recursos.

Según Martínez, YPF debe asumir la responsabilidad ambiental y económica antes de proceder con la venta de estas áreas. En sus declaraciones, expresó: “YPF no puede desentenderse de los pasivos ambientales, de las Pymes y de los trabajadores neuquinos”.

Una de las propuestas legislativas presentadas por Martínez exige que “YPF garantice la remediación del daño ambiental causado por la explotación en estas áreas antes de concretar cualquier operación de venta”.

En cuanto a la segunda ley propuesta, Martínez plantea “promover la participación de las Pymes neuquinas en la explotación de estas áreas, considerándolas como una oportunidad para el crecimiento económico local”. “La explotación de Áreas Maduras puede ser una excelente oportunidad para nuestras Pymes y nuestros trabajadores”, afirmó el diputado.

Martínez enfatizó la importancia de proteger los intereses de la provincia y sus habitantes frente a los objetivos comerciales de YPF. “Para defender estos intereses de todos los Neuquinos, para darle una herramienta al gobernador, y para tener una relación franca con YPF es que presentamos estos dos proyectos de Ley”, declaró.

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YPF Full espera superar las 1.000 tiendas en todo el país

. FULL es la tienda de conveniencia de YPF. Para este año, la compañía espera sumar 120 tiendas a su red, superando las 1.000 Full en todo el país. En el 2023 se incorporaron 137 nuevas tiendas, con un 70 % de ellas con nueva imagen.

Entre los servicios que se destacan por la aceptación de los clientes está la APP YPF que logró una alta penetración como medio de pago electrónico con 7.2 millones de transacciones en el 2023, una penetración promedio del 12,6 % en el último trimestre y un ticket promedio un 40 % mayor que el ticket de tienda.

Las tiendas de conveniencia se volvieron un competidor en el rubro gastronómico con las principales cadenas del país. En este contexto, YPF FULL se posicionó como el principal jugador del mercado de café, con más de 34 millones de cafés vendidos, un promedio mensual de 2.800.000 cafés.

Además, se posicionó en el segundo lugar en el mercado del fast food. También, suma productos y variedad de servicios para sus lientes. Con una marca propia, FULL ya presentó en el mercado los MIX de frutos secos y del bosque, alfajores, galletitas de limón y café molido entre otros.

El desafío no es solo seguir creciendo sino sostener la calidad de los servicios en toda la red. Por esa razón, para FULL es muy importante contar con procesos estandarizados de operación que garanticen una misma experiencia por medio de una capacitación constante. Desde YPF vamos a acompañar a los clientes que eligen sus productos diariamente.

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MEGSA-ENARSA: Otra subasta desierta por el GNL regasificado

Como estaba programado, el Mercado Electrónico del Gas realizó el miércoles 10 la Subasta solicitada por ENARSA para la venta de cargamentos de GNL recientemente adquiridos, que serán regasificados, con destino a Consumidores en General (Centrales Térmicas, Industrias, Comercializadores).

Tal como ocurrió en una licitación similar del martes 9 para cubrir la demanda prioritaria de las Distribuidoras, el MEGSA informó que también resultó DESIERTA.

Por tal razón el volumen en venta para esta segunda Subasta fue de 2.500.000 metros cúbicos/día, se indicó.

Para el GNL regasificado ofrecido por ENARSA se estableció un precio mínimo de venta de 12,90 U$S el MMBTU, que contempla el costo de dichos envíos (U$S 9,90), más los costos operativos asociados (transporte y regasificación).

Ante estos resultados, se espera conocer cual será el criterio a seguir por parte de la Secretaría de Energía, que procura que las empresas privadas paguen directamente este insumo que ENARSA importa para cubrir la mayor demanda de gas en la época invernal.

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ARPEL-Naturgás: YPF y su plan en la transición

El CFO de YPF, Federico Barroetaveña, manifestó acerca de la transición energética que “el gran desafío de las empresas petroleras es reinventarse”. “Estamos focalizando las inversiones en la parte más importante de YPF, que es Vaca Muerta y, en este sentido, tenemos la mayor eficiencia productiva y las mejores rentabilidades”, manifestó.

En el marco de la Semana Arpel-Naturgas, que se desarrolla en Cartagena de Indias, Colombia, Barroetaveña describió que “El plan de YPF consiste en incrementar 65 % la producción de shale oil, un activo de Vaca Muerta que representa las segundas reservas de shale gas del mundo y las cuartas de shale oil”.

“La magnitud y eficiencia que tiene Vaca Muerta, brinda una oportunidad única para Argentina para posicionarse como un exportador de magnitud en gas y petróleo”, aseveró.

Cabe referir que en el contexto del desarrollo del Plan 4×4, YPF se desprenderá de áreas convencionales maduras en cuanto a su producción. En este sentido, avanzará en los próximos meses con un proceso de cesión del 100 % de su participación en ciertos grupos de concesiones de explotación convencional.

Por otra parte, el Ejecutivo de YPF aseguró que, en el contexto de la transición la empresa fundó YPF Luz dedicada al desarrollo de proyectos de energía eólica y solar, que ya aporta el 10 % de la electricidad de Argentina. “Ahí tenemos mucha oportunidad de crecimiento”como empresa, manifestó Barroetaveña.

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Pemex volverá a restringir exportaciones de crudo en mayo

Continuando con su política de recortes, Pemex prevé disminuir sus ventas al exterior de unos 330.000 (bpd) en mayo. Esta medida representa un tercio menos de suministro a clientes en Estados Unidos, Europa y Asia . El plan sigue a la retirada de 436.000 bpd de crudos Maya, Istmo y Olmeca este mes, ordenada por la petrolera a su brazo comercial PMI Comercio Internacional porque necesita suministrar más a sus refinerías nacionales, ya que apunta a la autosuficiencia energética.

Pemex no tiene otra opción que aplicar recortes mensuales a las exportaciones después de que su producción de crudo en febrero cayera al nivel más bajo en 45 años y las refinerías del país, incluida una nueva instalación en el puerto de Dos Bocas, comenzaran a recibir más crudo.

Se espera que sólo Dos Bocas necesite una media de unos 179.000 bpd de crudo este año, según cifras oficiales. Actualmente, Pemex procesa la mitad de su producción diaria de crudo, que se sitúa en una media de 1,8 millones de barriles, según una reciente actualización del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador.

El Ministerio de Energía de México espera que el procesamiento interno aumente a un promedio de 1,04 millones de bpd este año desde 713.300 bpd en 2023, dejando menos barriles disponibles para las exportaciones en el resto del año.

Esperan que los recortes de mayo sean entre 10 y 14 millones de barriles (en total). Aunque los recortes son significativos y se espera que se apliquen mensualmente a partir de abril, el brazo comercial de Pemex no ha declarado fuerza mayor sobre los contratos de suministro, dijeron las fuentes, que son comerciantes.

La mayoría de los contratos incluyen cláusulas para asignar volúmenes mensuales de crudos específicos en función de la disponibilidad, añadieron las fuentes. Los volúmenes se acuerdan a mediados de mes.

La Secretaría de Energía de México prevé que el ritmo de procesamiento de petróleo aumente a 1,04 millones de barriles diarios este año, lo que, basándose en las cifras de exportación de 2023, sugiere que México bien podría tener que dejar de exportar crudo en su totalidad. Pero esto depende de que la refinería de Dos Bocas se ponga en marcha de acuerdo con los planes del gobierno, lo que no está garantizado

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Hallazgo de petróleo de Petrobras podría rendir 14.000 millones de barriles

Petrobras descubrió hidrocarburos en la cuenca marina Potiguar, en el extremo sur de la prometedora región conocida como Margen Ecuatorial. La explotación puede rendir 14.000 millones de barriles de petróleo.

El yacimiento fue descubierto por el pozo exploratorio Anhangá en el bloque POT-M-762-R15, un área marina frente al litoral del nordeste brasileño en la que Petrobras tiene la concesión para explorar y explotar individualmente con un 100% de participación.

Se trata del segundo hallazgo de acumulaciones de hidrocarburos en la cuenca Potiguar tras haber descubierto este mismo año un yacimiento en otro pozo, de otra concesión, a unos 24 kilómetros de Anhangá.

El pozo Anhangá está situado próximo a la frontera entre los estados de Ceará y Río Grande do Norte, a unos 190 kilómetros de la ciudad de Fortaleza y unos 250 kilómetros de la ciudad de Natal, en un área en que la profundidad del agua alcanza 2.196 metros en el Margen Ecuatorial brasileño.

El Margen Ecuatorial es un amplio horizonte de explotación en el océano Atlántico, frente a la costa norte de Brasil, en el que la petrolera calcula que existen enormes reservas de hidrocarburos dados los enormes hallazgos hechos en la misma región por Guyana y Surinam.

Pero el área considerada como más prometedora es la región norte del Margen Ecuatorial, frente a la desembocadura del río Amazonas, cuya posible explotación genera una amplia polémica en Brasil debido a su vulnerabilidad ambiental y social.

El volumen de reservas previsto en esa región es siete veces superior al calculado en la cuenca Potiguar.
Según Petrobras las actividades exploratorias en el Margen Ecuatorial representan otro paso en el compromiso de reponer sus reservas y desarrollar nuevas fronteras exploratorias que garanticen atender la demanda global de energía durante la transición energética.

El plan quinquenal de Petrobras prevé inversiones por 7.500 millones de dólares en exploración, de los que 3.100 millones de dólares en el Margen Ecuatorial, en donde la empresa planea perforar al menos 16 pozos hasta 2028

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MEGSA-ENARSA: Licitación desierta para venta de GNL regasificado a Distribuidoras

El Mercado Electrónico del Gas realizó el martes 9/4 la Subasta solicitada por ENARSA para la venta a Distribuidoras de cargamentos de GNL recientemente adquiridos y regasificados. El MEGSA informó que dicha subasta resultó DESIERTA.

“Por tal razón el volumen en venta para la Subasta para CONSUMIDORES EN GENERAL a realizarse el miércoles 10/04 a las 11 será de 2.500.000 metros cúbicos/día”, se indicó.
Cabe referir que para el GNL regasificado ofrecido por ENARSA se estableció un precio mínimo de ventade 12,90 U$S el MMBTU, que contempla el costo de dichos envíos más los costos operativos asociados.

El lunes 9/4 se realizó entonces la subasta destinada a la Demanda Prioritaria (Distribuidoras), y el martes 10/4 se realizará la subasta destinada a Otros Consumidores en General (Centrales térmicas, Industrias, Comercializadores). Se trata de contratos en condición Firme, en U$S /MMBTU.

Las subastas anunciadas corresponden a la primera remesa, que se prevé ingrese a Escobar el 20 de abril, indicó el MEGSA. El Período de abastecimiento es 22/04 al 14/05.

La modalidad es en sobre cerrado (los compradores no ven las ofertas de los otros oferentes), por volúmenes de compra en múltiplos de 250.000 metros cúbicos día.

La asignación de volúmenes de este gas es según ordenamiento de ofertas de compra por precios de mayor al menor hasta agotar el volumen en venta. De ser necesario se aplicará prorrateo.

Los Agentes de MEGSA participan directamente. Quienes no lo sean deberán hacerse representar por uno que cumpla dicha condición, se indicó.

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Genneia proveerá energía renovable a Bayer en sus plantas de Pilar

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de Bayer

Bayer es una empresa multinacional con competencias clave en los ámbitos biocientíficos de la salud y la alimentación. Con sus productos y servicios, la empresa aspira a ser útil a la humanidad y proteger el medio ambiente contribuyendo a encontrar solución a los principales desafíos que plantean el envejecimiento y el crecimiento constantes de la población mundial.

En el año fiscal 2023, el Grupo empleó aproximadamente a 100.000 personas y tuvo ventas por 47.6 mil millones de euros. Los gastos en I+D antes de partidas especiales totalizaron 5.8 mil millones de euros.

Acerca de Genneia

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024.

Entre sus tres parques solares, Genneia cuenta además con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

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Biden podría levantar las restricciones a la venta de GNL

Los mercados esperan con impaciencia una decisión de la Casa Blanca que podría hacer que se levante la prohibición de nuevos proyectos de exportación de GNL mientras que Joe Biden busca la aprobación republicana para un amplio paquete de ayuda a Ucrania, según un cable de la agencia Reuters.

Reuters informó que la Casa Blanca estaba considerando revertir su decisión de finales de enero de pausar nuevos proyectos de exportación de GNL, y dos fuentes anónimas de la Casa Blanca dijeron que levantar la prohibición podría ser recompensado con la aprobación del Congreso para nueva ayuda a Ucrania en su conflicto con Rusia.

La posibilidad de tal compensación se sugirió durante una entrevista del domingo transmitida por Fox News con el presidente republicano de la Cámara de Representantes de Estados Unidos, Mike Johnson, quien indicó que sería más probable que el Partido Republicano apoyara a Ucrania en caso de una reversión del acuerdo.

“PAUSA” DEL PROYECTO DE GNL.

Queremos tener exportaciones de gas natural que ayuden a desfinanciar el esfuerzo bélico de (el presidente ruso) Vladimir Putin allí”, dijo Johnson a Fox News.

La administración Biden detuvo la aprobación de permisos para nuevos proyectos de exportación de GNL en enero, citando incertidumbre sobre las perspectivas del suministro estadounidense a partir de finales de la década de 2020 en adelante. El año pasado, Estados Unidos superó a Qatar y se convirtió en el mayor exportador de GNL del mundo. Ahora, Qatar está intensificando la inversión y el desarrollo, apuntando a un aumento del 85% en su capacidad de exportación de GNL para 2030, mientras busca dominar el mercado. A principios de este año, Qatar dijo que estaba agregando otro importante proyecto de expansión de GNL a sus dos proyectos en curso, y ahora continúa con el proyecto North Field West, después de perforar pozos de evaluación en el campo de gas natural más grande del mundo, el North Field que comparte con Irán. y encontrar “enormes cantidades adicionales de gas” en el campo. El domingo, QatarEnergy dijo que había firmado acuerdos de fletamento por tiempo a largo plazo (TCP) con cuatro armadores internacionales para la operación de 19 nuevos buques de GNL de tamaño convencional, lo que eleva el total de buques fletados a largo plazo para exportaciones de GNL a 104.

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Arpel en Cartagena de Indias, oportunidades para una transición justa

“Que se respete a cada país de nuestra región su derecho a elegir su propio rumbo y ritmo de transición, en función de su punto de partida en cuanto a matriz energética y desarrollo socioeconómico”, planteó Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel), en la inauguración de la Semana Arpel-Naturgas, que inició hoy y se extenderá hasta el 12 de abril en Cartagena de Indias, Colombia.

Durante cinco días, expertos internacionales en temas energéticos, altos ejecutivos de las principales empresas de petróleo y gas de la región, y autoridades gubernamentales y regulatorias de distintos países, tienen la oportunidad de dialogar sobre los temas que rigen la sostenibilidad de la industria de petróleo y gas, durante y post transiciones energéticas.

En ese marco, la primera jornada fue de amplio análisis enfocado en encontrar respuestas de cómo la región va a encaminar el proceso de transición energética, en un contexto donde el 34% de los hogares aún utilizan leña o carbón.

Alcanzar la transición no supone poner en riesgo la seguridad energética”, dijo Alejandro Stipanicic, Presidente del Directorio de Arpel, quien recomendó “no tomar recetas que vienen de otros lados”, y que se deben utilizar todos los recursos disponibles con modelos flexibles y adaptables.

La discusión sobre la transición energética aún está en proceso de maduración en la región latinoamericana y del Caribe, empujada principalmente por las disposiciones del Acuerdo de París y los avances tecnológicos.

Luz Stella Murgas, Presidenta de Naturgas, reflexionó acerca del reto que significa para la región el avanzar en el propósito. “Juntos podemos lograr una verdadera transición energética justa”, aseguró, a tiempo de recomendar la necesidad de que “América Latina necesita ser constante para asegurar una transición que llegue a los hogares”.

“Hagamos una transición energética a la latinoamericana”, complementó Frank Pearl, Presidente Ejecutivo de la ACP, al apuntar que este proceso no es solamente energético, sino también económico y social.

VISION GLOBAL Y CONTEXTO LATINOAMEIRCANO

“Cada país tiene una historia única, recursos y oportunidades y un mix energético diferente”, analizó Rebecca Gaghen, Jefa de División para Europa, Medio Oriente, África y América Latina de la International Energy Agency (IEA), en una presentación magistral en la que planteó que “la producción de petróleo seguirá creciendo en la región” con Guyana y Brasil a la cabeza, en un continente que representa sólo el 5% de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Sin embargo, la transición energética en América Latina enfrenta muchos desafíos, que también ocurren en otras regiones del planeta, sostuvo la especialista durante su exposición, en la que, entre otras cosas, planteó que “el mundo todavía enfrenta graves vulnerabilidades en materia de seguridad energética, pero también tiene más herramientas que nunca para cambiar las perspectivas de la energía global”.

En ese sentido, la IEA considera que el petróleo y el carbón tendrán un peak de demanda alrededor de 2030 para después comenzar a descender, impulsado por las diferentes fuentes alternativas.

El enorme auge de tecnologías de energía limpia, como los vehículos eléctricos y la energía solar fotovoltaica, combinado con un reequilibrio de la economía de China hacia un modelo de desarrollo más limpio, cambia la trayectoria del sistema energético mundial”, aseguró.

En una visión optimista sobre las perspectivas regionales, dijo que el desarrollo de las energías renovables en América Latina y el Caribe ha reducido la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles y “ha fortalecido la seguridad energética, y la región ahora está bien posicionada para prosperar a medida que el mundo avanza hacia una era de energía limpia”.

En ese marco, expresó que la transición energética para América Latina y el Caribe, representan sobre todo una oportunidad para contar con energía limpia, incluyente y asequible, y así también, la posibilidad de generación de 1 millón de empleos y contribuir a la economía formal.

En el evento se habló sobre las perspectivas respecto a las transiciones energéticas justas en la región y de la necesidad de combatir el cambio climático, cerrar las brechas de pobreza energética y de desigualdad social.

Nuestra región posee una combinación energética única, con oportunidades significativas en el ámbito del gas natural y las energías renovables”, planteó Raquel Campos, Gerente de Descarbonización de Petrobras.

Por su parte, David Riaño, Vicepresidente de Soluciones de Bajas Emisiones de Ecopetrol, analizó tres oportunidades que brinda el reto de la transición: riqueza energética, crecimiento regional y cooperación entre países.

A su turno, Santiago Ferro, Gerente de Transición Energética de ANCAP, la empresa petrolera estatal de Uruguay, afirmó que “no debemos subestimar el desafío que significa la transición energética” en un contexto en que la matriz regional está dominada en un 80% por combustibles fósiles. “La transición debe ser responsable, complementarse e incluso competir”, planteó.

Mike Howard, Presidente del Directorio Global del Consejo Mundial de Energía (WEC), concluyó que “lo más importante es tener una discusión constructiva acerca de la transición energética”.

DESCARBONIZACION DEL TRANSPORTE

La primera jornada de la Semana Arpel-Naturgas 2024, tuvo como cierre un panel especializado en el análisis de la descarbonización en el transporte con la participación de representantes del sector de la aviación, el transporte terrestre y marítimo, del área de refinación y del GNL.

Los panelistas coincidieron en la necesidad de establecer una hoja de ruta a mediano y largo plazo en materia de descarbonización, poniendo énfasis en los aspectos técnico-financieros, regulatorios y sobre todo en la eficiencia. “La transición debe ser lo más eficiente posible”, planteó Alejandro Vago, Director de Refinación de Raízen.

Asimismo, un consenso percibido fue que el gas natural es el combustible de transición, debido a su disponibilidad y a su menor grado de emisiones en el transporte.

En tanto, en el sector de la aviación, los desafíos son aún mayores, dado que el cambio de matriz energética significa también “cambiar la manera de volar, cambiar la infraestructura e incluso las pistas de aterrizaje”, manifestó Guilherme Goulart, de IATA Colombia.

La Semana Arpel-Naturgas 2024, continua este martes 9 con cinco paneles y dos presentaciones magistrales en el Centro de Convenciones Cartagena de Indias, Colombia, en el marco de su temática central “Impulsando transiciones energéticas justas para América Latina y el Caribe”.

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Se oficializó el nuevo organigrama del gobierno nacional

.- El gobierno nacional concretó y oficializó, a través del Decreto 293/2024, la reestructuración del organigrama original referido a su Administración, destacandose ahora el fuerte incremento de facultades para el ministerio de Economía, a cargo de Luis Caputo.

Esto, como consecuencia de la eliminación del ministerio de Infraestructura dispuesta hace un par de meses y la salida del gabinete de gobierno del entonces cuasi flamante ministro Guillermo Ferraro. Se decidió directamente eliminar ése ministerio y distribuir aquellas áreas y funciones en otras carteras.

Así, Caputo resulta asumiendo la responsabilidad de gestionar más áreas claves:

. Se trata de las Secretarías Legal y Administrativa, de Finanzas, de Energía, de Minería, de Planeamiento para el Desarrollo Productivo y de Economía, de Industria y Comercio, de Bioeconomía (exAgricultura), Desarrollo Territorial, Hábitat y Vivienda, de Obras Públicas, de Transporte y de Concesiones.

Según el nuevo organigrama, la Secretaría de Energía (a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo) tiene bajo su órbita a las Subsecretarías de Energía Eléctrica; de Combustibles Líquidos; de Combustibles Gaseosos; y de Transición y Planeamiento Energético.

La Secretaría de Minería gestionará las Subsecretarías de Desarrollo Minero; y de Política Minera.

En lo específico del área energética, desde Economía se han definido los objetivos de:

Intervenir en la elaboración y ejecución de la política energética nacional.

Entender en los planes, programas y proyectos del área de su competencia y en su gestión presupuestaria, contable y financiera.

Intervenir en la elaboración y fiscalización del régimen de combustibles y entender en los procedimientos de fijación de sus precios, cuando así corresponda, acorde con las pautas respectivas.

Intervenir en la elaboración de las políticas y normas regulatorias de los servicios públicos del área energética, en la supervisión de los organismos y entes de control de los concesionarios de obra y de servicios públicos, así como en la elaboración de normas regulatorias de las licencias o concesiones de servicios públicos aplicables a los regímenes federales en materia energética, en coordinación con las áreas de la Administración Pública Nacional con competencia en la materia.

Ejercer las funciones de Autoridad de Aplicación de las leyes que regulan el ejercicio de las actividades en materia energética.

Entender en los mecanismos de fijación de las tarifas de los servicios públicos del área energética en relación con los subsidios destinados a los usuarios finales, como así también en la elaboración de estructuras arancelarias en materia de energía.

Entender en el diseño y ejecución de la política de reembolsos y reintegros a la exportación de energía.

Ejercer las atribuciones otorgadas a los órganos del ESTADO NACIONAL en la Ley N° 27.007.

Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria, conforme las pautas y lineamientos impartidos por la Jefatura de Gabinete de Ministros.

Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria, conforme las pautas y lineamientos impartidos por la Jefatura de Gabinete de Ministros.

Promover la aplicación de la política sectorial fomentando la explotación racional de los recursos naturales y la preservación del ambiente.

Entender en el diseño y la ejecución de la política de relevamiento, conservación, recuperación, defensa y desarrollo de los recursos naturales en el área de energía.

Intervenir en la promoción de la utilización de nuevas fuentes de energía y la incorporación de oferta hidroeléctrica convencional.

Asistir al Ministro en la elaboración de las políticas, planes y programas sobre energías renovables, eficiencia energética, electromovilidad, biocombustibles, hidrógeno, transición energética, minerales asociados con la transición y nuevas tecnologías bajas en carbono, y promover el dictado y/o la modificación de la normativa aplicable a esas materias.

Participar, en el ámbito de su competencia, en la planificación de las políticas, planes y programas tendientes a reducir la contaminación ambiental y al cumplimiento de las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) comprometidas por el país.

Entender en la definición de la política nuclear, en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, y en particular lo relacionado con la generación de energía nucleoeléctrica.

Participar en la negociación y celebración de los acuerdos de cooperación e integración internacionales e inter-jurisdiccionales en materia energética en los que la Nación sea parte, y supervisar su ejecución.

Propiciar y celebrar convenios con entidades públicas y privadas, y participar en las negociaciones con organismos nacionales e internacionales en materia de energía.

Ejercer la representación del ESTADO NACIONAL en el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE).

Asistir al Ministerio en la investigación y el desarrollo tecnológico en las distintas áreas del sector de la energía.

Ejercer el control tutelar del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), y de la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Asistir al Ministro en el control tutelar de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

Desde la SUBSECRETARIA DE ENERGIA ELÉCTRICA se gestionará con los objetivos de :

Participar en la elaboración de las políticas del sector e intervenir en la definición de la política nacional en materia de producción de energía eléctrica y en la elaboración de la política nacional en materia de desarrollo y expansión de infraestructura de transporte y distribución de energía eléctrica.

Elaborar la normativa correspondiente para el cumplimiento de los planes y las políticas del sector, para asegurar el abastecimiento sostenible de energía eléctrica de la República Argentina.

Participar, en el ámbito de su competencia, en los procesos de planificación de la integración energética regional, en lo relativo a la infraestructura requerida y en la coordinación de los despachos de energía entre los países intervinientes.

Definir y promover proyectos de infraestructura energética y de generación de energía eléctrica, en el ámbito de competencia de la Secretaría.

Dirigir la elaboración de los planes de incorporación de oferta y expansión de la infraestructura de transporte y distribución que sirvan de insumos para la planificación y toma de decisiones estratégicas sobre el sector.

Efectuar el seguimiento del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para el cumplimiento del marco regulatorio eléctrico y mantener la normativa técnica actualizada conforme a las normas IRAM-IEC.

Proponer los criterios de regulación del transporte de energía eléctrica, y los criterios, procedimientos y financiamiento de la expansión del sistema de trasmisión de energía eléctrica.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir en la definición de la política nuclear, en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear y, en particular, lo relacionado con la generación de energía nucleoeléctrica.

Intervenir en la planificación y el seguimiento de los proyectos de inversión pública y privada en el sector nucleoeléctrico y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.

Intervenir en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia de no proliferación de armas nucleares, salvaguardias nucleares, seguridad física nuclear y otros compromisos internacionales en materia nuclear.

Asistir en las cuestiones vinculadas a la demanda y oferta de energía eléctrica mayorista y a la importación y exportación de energía eléctrica.

Asistir a la Secretaría en la formulación de la política tarifaria en los servicios públicos de transporte y distribución de electricidad.

Administrar una base actualizada de información sobre los recursos hídricos no aprovechados en materia eléctrica y del estado de avance de los proyectos previstos.

Coordinar el funcionamiento del Consejo Federal de Energía Eléctrica y ejercer su presidencia suplente.

Participar en la definición de las modalidades para incentivar la inversión que permita incorporar nueva oferta de energía renovable en cumplimiento de las metas legales nacionales y/o acuerdos internacionales celebrados.

Participar en la elaboración de las propuestas normativas específicas vinculadas con las distintas etapas de la industria eléctrica, evaluar su impacto ambiental -en coordinación con las áreas competentes- y promocionar programas conducentes al desarrollo de las nuevas fuentes renovables vinculadas al uso racional de la energía eléctrica.

Participar en la elaboración, coordinación, ejecución y monitoreo de los proyectos vinculados con el desarrollo de generación autónoma renovable de energía eléctrica en poblaciones dispersas o alejadas de las redes de distribución de energía.

Asistir a la Secretaría en la coordinación de las relaciones con el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y con la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Intervenir en la ejecución del Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la producción de energía eléctrica establecido por la Ley N° 26.190 y sus modificatorias y complementarias, y del Régimen de Fomento a la Generación Distribuída de Energía Renovable integrada a la red eléctrica pública, establecido por la Ley N° 27.424 y sus modificaciones.

Participar en el Fondo Fiduciario Federal de Infraestructura Regional, creado por la Ley Nº 24.855, en coordinación con otras áreas del Ministerio con competencia en la materia.

Asistir en lo relacionado al diseño, la elaboración e implementación de un plan estratégico nacional sustentable de la energía nuclear, en el marco de la matriz energética nacional.

Intervenir en la coordinación de acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y los objetivos establecidos por la Ley Nº 24.804 y sus normas modificatorias, complementarias y reglamentarias, con excepción de las que establecen funciones regulatorias.

Controlar el funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo políticas que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema e incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado, cuando corresponda.
También desde Energía, la subsecretaría de Combustibles Líquidos se fijó como objetivos:

Intervenir en la elaboración de políticas sectoriales inherentes al desarrollo y control de las actividades de exploración, producción, almacenamiento, transporte, industrialización, despacho y comercialización de combustibles líquidos, en el marco de una producción racional y sustentable de los recursos, en coordinación con las provincias.

Elaborar propuestas para la modificación y actualización de normativas técnicas o regulatorias, que promuevan las actividades de la cadena de valor de los combustibles líquidos.

Coordinar, en el ámbito de su competencia, con las áreas correspondientes el otorgamiento de permisos de exploración, concesiones de explotación, y autorizaciones de producción, transporte y expendio de combustibles líquidos.

Ejercer las funciones de control respecto de la seguridad de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y otros combustibles líquidos, así como las instalaciones de elaboración, transformación, almacenamiento, despacho, expendio y transporte.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir a la Secretaría en todo lo relacionado con la industria de los hidrocarburos y combustibles líquidos, y en materia de integración energética regional.

Asistir a la Secretaría en la promoción y supervisión de la explotación racional de los recursos hidrocarburíferos y la preservación del ambiente en todas las etapas, de la industria petrolera y otros combustibles líquidos.

Intervenir, en el ámbito de su competencia, en la recepción y el análisis de las auditorías de reservas de hidrocarburos en todo el país.

Elaborar propuestas para la regulación del almacenaje y el transporte de petróleo crudo y subproductos y controlar el cumplimiento del marco regulatorio vigente.

Fiscalizar, en el ámbito de su competencia, el régimen de canon, superficiarios y expedición de servidumbres, así como las obligaciones de permisionarios y concesionarios en materia de pago de regalías.

Implementar programas y proponer normativa en materia de especificaciones de combustibles líquidos y biocombustibles, refinación y comercialización de petróleo crudo y derivados, y realizar la caracterización técnica pertinente.

Registrar y controlar a las empresas elaboradoras y comercializadoras de combustibles líquidos.

Definir las modalidades de operación y contratación dentro del ámbito de su competencia y los procedimientos para la autorización de importación y exportación de hidrocarburos y otros combustibles líquidos, cualquiera sea su origen.

Ejercer el poder de policía en materia de seguridad y comercialización de gas licuado de petróleo a granel y fraccionado.

Coordinar, con los organismos correspondientes en la materia, acciones tendientes a evitar la evasión del impuesto sobre los combustibles líquidos y el gas natural.

Desde la flamante SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES GASEOSOS los objetivos planteados por Energía (y Economía) son:

Intervenir en la elaboración de políticas sectoriales inherentes al desarrollo de las actividades de exploración, producción, almacenamiento, transporte, industrialización, despacho y comercialización de gas natural, gas licuado de petróleo (GLP), gas natural licuado (GNL) y demás combustibles gaseosos, en el marco de una producción racional y sustentable de los recursos, en coordinación con las provincias.

Elaborar propuestas para la modificación y actualización de normativas técnicas o regulatorias, que promuevan las actividades de la cadena de valor de los distintos combustibles gaseosos.

Coordinar con las áreas correspondientes, el otorgamiento de permisos de exploración, concesiones de explotación, autorizaciones de producción, transporte y expendio de combustibles gaseosos, en el ámbito de su competencia.

Implementar los controles necesarios para resguardar la seguridad pública y la seguridad energética, en el ámbito de su competencia.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir a la Secretaría en todo lo relacionado con la industria de los hidrocarburos y combustibles gaseosos, como así también en materia de integración energética regional.

Asistir a la Secretaría en la promoción y supervisión de la explotación racional de los recursos hidrocarburíferos y la preservación del ambiente en todas las etapas de la industria de los combustibles gaseosos.

Intervenir, en el ámbito de su competencia, en la recepción y el análisis de las auditorías de reservas de hidrocarburos en todo el país.

Elaborar propuestas para la regulación del almacenaje y el transporte de combustibles gaseosos y controlar el cumplimiento del marco regulatorio vigente.

Fiscalizar el régimen de canon, superficiarios y expedición de servidumbres, así como las obligaciones de permisionarios y concesionarios en materia de pago de regalías, en materia de su competencia.

Implementar programas y proponer normativa en materia de especificaciones de combustibles y biocombustibles gaseosos, y realizar la caracterización técnica pertinente.

Registrar y controlar a las empresas elaboradoras y comercializadoras de combustibles gaseosos.

Definir las modalidades de operación y contratación dentro del ámbito de su competencia y los procedimientos para la autorización de importación y exportación de hidrocarburos y otros combustibles gaseosos, cualquiera sea su origen.

Asistir a la Secretaría en el ejercicio de sus atribuciones de Autoridad de Aplicación del marco regulatorio del gas y del régimen jurídico de los hidrocarburos y otros combustibles gaseosos -cualquiera sea su origen- e intervenir en las acciones de control y fiscalización de las diversas actividades involucradas.

Intervenir en la formulación de la política tarifaria en los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural.

Asistir a la Secretaría en la coordinación de las relaciones con el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).

Para la Subsecretaría de TRANSICIÓN Y PLANEAMIENTO ENERGÉTICO la S.E. describió como objetivos

Asistir y representar a la Secretaría en temas relativos a transición y planeamiento energético, en los ámbitos que corresponda.

Entender en la caracterización técnica y económica de los recursos energéticos del país.

Asistir a la Secretaría, en el ámbito de su competencia, en la coordinación con instituciones y organismos competentes, instrumentos y regulaciones que permitan la transición hacia una economía baja en carbono, para asegurar el cumplimiento de los compromisos del país en el marco del Acuerdo de París.

Proponer a la Secretaría, en el ámbito de su competencia, medidas y regulaciones tendientes a reducir la contaminación, estableciendo límites de derechos de emisión de cumplimiento obligatorio para todos los sujetos del sector público y privado, en articulación con las áreas con competencia en la materia.

Proponer e implementar, en el ámbito de su competencia, procedimientos de asignación de derechos de emisión gratuitos a cada sector y subsector de la economía, para el cumplimiento de las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) comprometidas por el país.

Proponer la implementación, en el ámbito de su competencia, de un plan de monitoreo global basado en los datos del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, y elaborar e implementar un mercado de transacciones de derechos de emisión y su plataforma de registro, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Definir las condiciones y los instrumentos para facilitar a las empresas privadas, al sector público y a otros organismos, el cumplimiento de los límites de derechos de emisión de Gases de Efecto Invernadero, y en particular la transición a las pequeñas y medianas empresas (PYMES), en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Implementar, en el ámbito de sus competencias, acciones que permitan el acceso al financiamiento climático y elaborar procedimientos para definir medidas elegibles de mitigación y/o de adaptación, a fin de cumplir las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero, en coordinación con las áreas de la Administración Pública Nacional con competencia en la materia.

Asesorar a la Secretaría en los temas relacionados con energías renovables, eficiencia energética, electromovilidad, biocombustibles, hidrógeno, transición energética, minerales asociados con la transición y nuevas tecnologías bajas en carbono.

Intervenir en la recolección de datos del sector energético y en la elaboración del Balance Energético Nacional (BEN) y el Balance de Energía Útil (BEU).

Desarrollar escenarios energéticos de demanda y de oferta y proponer planes y cursos de acción a seguir.

Entender en las cuestiones vinculadas con tecnologías bajas en carbono, y proponer mecanismos para facilitar su implementación.

Proponer, en el ámbito de su competencia, medidas de eficiencia energética y energías renovables en instalaciones de la Administración Pública Nacional, que permitan bajar emisiones de la flota pública para no superar el límite de derechos de emisión asignados, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Dirigir el diseño de programas de información pertinente, capacitaciones, campañas de difusión, concientización y sensibilización en temas de transición hacia una economía baja en carbono, en el ámbito de su competencia.

Elaborar, en el ámbito de su competencia, propuestas para la adaptación del sector energético a los escenarios climáticos futuros y entender en temas de vulnerabilidad del sector energético frente a la afectación del ambiente analizando impactos en la oferta y la demanda.

Asesorar a la Secretaría en el desarrollo de la planificación energética y de los marcos regulatorios en aquellos aspectos concernientes a la transición energética, y monitorear las relaciones entre los diferentes actores y operadores del sistema, facilitando información acerca de las condiciones de demanda, oferta, transmisión y distribución de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo.

Asistir a la Secretaría en materia de planeamiento energético, en el análisis de la asignación de subsidios de servicios públicos en materia energética y los escenarios de estructuras arancelarias en materia de energía.

Promover, desarrollar, implementar, evaluar y monitorear programas y alternativas regulatorias de ahorro y uso eficiente de los recursos energéticos, tanto en la oferta de fuentes primarias como en las etapas de transformación, transporte y distribución de energía y en los distintos sectores de consumo.

Entender en el desarrollo y la actualización del Sistema Unificado de Información Energética de la REPÚBLICA ARGENTINA.

Gestionar la información de las obras de infraestructura energética, tanto de las áreas centralizadas como descentralizadas actuantes en la órbita de la Secretaría.

Promover la investigación e impulsar programas y proyectos tecnológicos para el desarrollo de nuevas fuentes renovables y el uso eficiente de los recursos energéticos.

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CECHA y la eliminación de la Tasa Vial en municipios

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA) destacó en un comunicado la decisión de tres municipios de dejar sin efecto el cobro de una Tasa Vial a través del precio de los combustibles al consumidor final. Puntualizó al respecto:

1) Celebramos que los municipios de Morón, Esteban Echeverría y Tres de Febrero, en el ámbito de la provincia de Buenos Aires, donde tiene actuación nuestra FECRA, hayan escuchado el reclamo de los vecinos y de nuestras instituciones al eliminar la llamada “tasa vial”.

2) CECHA manifiesta su más enérgico repudio al mantenimiento y proliferación de la tasa vial en otros municipios del conurbano bonaerense y de nuestro país. Dicha tasa se incorpora como porcentaje o suma fija por cada unidad de compra tanto para combustibles líquidos como para GNC.

3) La avidez recaudatoria de estos municipios genera una tasa impropia e inconstitucional, a través de una doble imposición tributaria, lo que produce un incremento en el valor de los combustibles. Esto es en perjuicio de los intereses de los vecinos de sus propias comunas.

4) Seguimos trabajando junto con varias ONG de diversas jurisdicciones para adoptar cuanta acción o gestión administrativa, judicial y/o institucional y así erradicar esta conducta que perjudica cada vez a más argentinos y a nuestros negocios.

CONSEJO DIRECTIVA DE CECHA

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MEGSA-ENARSA: Subastas de GNL regasificado. Precio mínimo U$D 12,90

ENARSA ofrecerá al mercado interno gas natural proveniente de la regasificación de los cargamentos de GNL recientemente adquiridos, a un precio mínimo de venta que contempla el costo de dichos envíos más los costos operativos asociados (12,90 USD/MMBTU).

Las subastas anunciadas para el 9 y 10 de abril corresponden a la primera remesa, que se prevé ingrese a Escobar el 20 de abril, indicó el Mercado Electrónico del Gas, MEGSA. El Período de abastecimiento es 22/04 a 14/05.

El lunes 9/4 se realiza la subasta destinada a la Demanda Prioritaria (Distribuidoras). El martes 10/4 se realizará la subasta destinada a Otros Consumidores en General (Centrales térmicas, Industrias, Comercializadores).

Se trata de contratos en condición Firme, en moneda USD/MMBTU, con un Precio mínimo: 12,90 USD/MMBTU.

La modalidad es en sobre cerrado (los compradores no ven las ofertas de los otros oferentes), por volúmenes de compra en múltiplos de 250.000 metros cúbicos día.

La asignación de volúmenes de este gas es según ordenamiento de ofertas de compra por precios de mayor al menor hasta agotar el volumen en venta. De ser necesario se aplicará prorrateo.

Los Agentes de MEGSA participan directamente. Quienes no lo sean deberán hacerse representar por uno que cumpla dicha condición, se indicó.

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Las reservas probadas de petróleo en Brasil crecieron 7% en 2023

En 2023 se registró un aumento del 6,98% en las reservas probadas de petróleo , respecto al 2022. También hubo un aumento del 3,81% en el volumen relativo a la suma de las reservas probadas y probables y del 2,26% en el suma de probado, probable y posible .

Los datos provienen del Boletín Anual de Recursos y Reservas (BAR) de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), de reciente publicación. El BAR proporciona información consolidada sobre las reservas brasileñas de petróleo y gas natural declaradas en 2023. La publicación presenta datos de reservas por unidad de la Federación, la proporción de reservas probadas, posibles y probables por cuenca, la producción acumulada por cuenca y estado y la fracción recuperada (total acumulado producción dividida por el volumen de recursos existentes, es decir, el volumen total de petróleo en los yacimientos) por cuenca.

Las empresas contratadas para la exploración y producción en Brasil declararon 15.894 millones de barriles de petróleo de reservas probadas; 22.779 millones de barriles de reservas probadas + probables; y 27.531 millones de barriles de reservas probadas + probables + posibles.

Así, la tasa de reposición de reservas probadas de petróleo (TIR 2023/2022) fue del 183,54%, representando alrededor de 2.278 millones de barriles en nuevas reservas. El índice de reposición de reservas indica la relación entre el volumen apropiado y el volumen producido en el período considerado.

En el caso del gas natural, se declararon 517.077 millones de metros cúbicos de reservas 1P, 640.979 millones de m³ de reservas 2P y 704.694 millones de m³ de reservas 3P, lo que corresponde a un aumento en números absolutos del 27,12%, 23,79% y 25,35% respectivamente, en comparación con hasta el año 2022.

Las variaciones ocurridas en el volumen de las reservas brasileñas de petróleo y gas natural se deben a la producción realizada durante el año, reservas adicionales derivadas de nuevos proyectos de desarrollo, declaraciones de comercialidad y revisión de las reservas del campo por diferentes factores técnicos y económicos.

Las reservas probadas corresponden a la cantidad de petróleo o gas natural que el análisis de datos de geociencias e ingeniería indica con razonable certeza como comercialmente recuperable, en la fecha de referencia del Boletín Anual de Recursos y Reservas. Cuando se utilizan métodos probabilísticos, la probabilidad de que la cantidad recuperada sea igual o mayor que la estimación debe ser al menos del 90%.

En las reservas probables, la probabilidad de que la cantidad recuperada sea igual o mayor que la suma de las reservas probadas y probables estimadas debe ser de al menos el 50%. En el caso de reservas posibles, la probabilidad de que la cantidad recuperada sea mayor o igual a la suma de las estimaciones de reservas probadas, probables y posibles deberá ser de al menos el 10%.

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Generación fotovoltaica, el tesoro oculto de la Argentina

Por motivos económicos, financieros, tecnológicos, ambientales, operativos y de diversificación de riesgo en Argentina es necesario incrementar la participación de la generación solar fotovoltaica

Luis Alberto Giussani *

El mercado eléctrico es diferente de cualquier otro mercado, y lo es por dos motivos.
El principal es que la energía eléctrica no se puede almacenar, por lo tanto, se debe generar a cada instante lo mismo que se demanda.

El segundo motivo, es que no existe ningún otro bien que pueda ser producido, a costos competitivos, por medio de tantas tecnologías diferentes.

Seis razones explican por qué estas características son clave para la configuración de un sistema eléctrico que genere al mínimo costo, y las razones económicas, financieras, tecnológicas, ambientales, operativas y de diversificación de riesgos por las que en Argentina es necesario incrementar la participación de la generación solar fotovoltaica.

Las seis razones

Primero; la competitividad económica de la energía solar hoy está debidamente comprobada. El siguiente gráfico refleja el levelized cost of energy (LCOE)1 en donde se observa la abrupta caída de los costos de la energía solar fotovoltaica (y también de otras fuentes), al punto que han caído por debajo de los costos de las fuentes fósiles.

El gráfico se interpreta de la siguiente manera: el límite superior de las barras indica el costo del 5% de las instalaciones más caras y el límite inferior indica el 5% más económico, mientras que el punto con valores señala el promedio ponderado por potencia instalada. Por otra parte, la franja en gris muestra el rango de costos de la generación fósil.

Figura 1 – Costo en US$/KWh

Fuente IRENA

Por lo tanto, en 2022 el costo ponderado por potencia instalada de la energía solar fue de 0,049 USD/KWh. Este es un costo casi 10 veces inferior al del año 2010.

Segundo: el aspecto financiero es un factor clave para un país como Argentina, con alto costo del capital y con restricciones externas al financiamiento. En el aspecto financiero la energía solar presenta dos ventajas: i) la puesta en marcha de los proyectos solares requiere tan sólo de meses, en contraste con proyectos de largo plazo como los hidroeléctricos o nucleares.

Esto permite la rápida recuperación de la inversión y evita la acumulación de deudas en proyectos que se encuentran en fase de construcción; y ii) es posible conseguir líneas de financiamiento externo específicas destinadas a la generación renovable.
Tercero: la generación fotovoltaica de electricidad es una tecnología madura, probada tanto a nivel mundial como en el país.

En la producción de paneles solares ha habido una gran evolución (y abaratamiento), al punto que hoy existen colectores bifaciales, los que también generan electricidad en la cara posterior del panel a partir de la luz reflejada en la tierra y la incidencia de la luz difusa. Gracias al recurso solar disponible en el noroeste del país, el factor de capacidad (equivalente al porcentaje de tiempo que se genera a máxima potencia) de los parques locales alcanza al 29,5%.

Este valor duplica a la media mundial que es de 13,5% para el total de parques en funcionamiento y del 16,9% para los parques de más reciente inauguración, los que contarían con mejor tecnología o estarían en locaciones más propicias que los más antiguos.
Cuarto: está cada vez más clara la necesidad de reducir las emisiones de CO2. Contar con una matriz de generación eléctrica más limpia es una de las formas más simples y económicas de lograrlo. La generación eléctrica en Argentina es relativamente limpia comparada a la media mundial, pero podría serlo mucho más. Las estadísticas del año 2023 muestran los niveles de emisiones de CO2 de la generación eléctrica en Argentina debido al uso de los distintos combustibles y a las eficiencias de los equipos despachados.

Tabla 1 – Emisiones en toneladas CO2/MWh

Elaboración propia sobre datos de CAMMESA

Se puede observar que, gracias a la generación renovable (hidroeléctrica incluida) y también a la generación nuclear, las emisiones promedio del país son 51% menores a las emisiones promedio de la generación térmica fósil. Sin embargo, como analizaremos más adelante, mediante el incremento de la generación solar se podría remplazar una cantidad considerable del consumo de los combustibles utilizados para cubrir el pico de demanda, como es el gasoil y el fuel oil.

Quinto: la operación o administración de la red presenta una serie de complejidades. Como se mencionó antes, en cada momento se debe generar la cantidad de energía que la demanda requiere. Por lo tanto, en cada momento se debe optar qué unidad “despachar” o dicho de otra manera que unidades deben generar electricidad y cuáles no.

Describiéndolo de manera simple, el orden de despacho sería: i) las renovales no gestionables o sea la eólica y la solar, ya que si no se las despacha la energía que generan se perdería; ii) las hidroeléctricas de pasada, o sea las centrales hidroeléctricas cuyos embalses no tienen la capacidad de retener porcentajes significativos del caudal del río, y iii) el resto de las centrales en un orden de prioridad desde las unidades generadoras con menor costo marginal a las de mayor, lo cual sería primero las centrales nucleares (cuyos costos son principalmente fijos y no variables), los ciclos combinados, las hidroeléctricas de punta y dependiendo de las necesidades las turbinas de gas, de vapor o los motores diésel.

Además de los costos resultan clave las características propias de la tecnología y las plantas. Por ejemplo, las centrales nucleares tardan días en alcanzar su máxima potencia, mientras que las hidroeléctricas de punta la pueden alcanzar en minuto

En el gráfico se puede observar cómo fue cubierta la demanda de energía del día lunes 13 de marzo de 2023, día récord de consumo tanto de energía como de potencia 2 3 .

Figura 2 – Cubrimiento de la demanda récord

Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA

En el gráfico se puede observar las distintas fuentes que abastecieron la demanda, desde la línea de origen figuran, la generación nuclear, las hidroeléctricas de pasada, las centrales de ciclo combinado y turbo vapor, la energía eléctrica importada, la generación mediante turbinas de gas y motores diésel, la hidroeléctrica de embalse (o de punta), la generación eólica y la generación solar.

La forma de la curva horaria de demanda es un factor clave, ya que antiguamente, en Argentina, los picos máximos demanda se observaban durante una fría noche de invierno, mientras que hoy, debido a la irrupción de los equipos de aire acondicionado, el pico de demanda se observa durante un caluroso día de verano 4 .

Debido a estas características de la demanda la energía solar brinda una doble correlación: una correlación estacional, ya que durante el verano es mayor la generación que en invierno, y por sobre todo una correlación horaria, ya que cuando se produce el pico diario de demanda la generación fotovoltaica está operativa.

Tabla 2 – Pico de demanda anual por área

Elaboración propia en base a CAMMESA

En el cuadro se pueden observar las características del pico de demanda durante los últimos cuatro años. Se resalta si se trata de un pico anual invernal o estival y diario o nocturno.

En naranja está resaltado el pico diurno-estival, en verde nocturno-estival y en celeste nocturno-invernal. Por ejemplo, para el año 2023, se puede observar que tanto a nivel país, como para 20 de las 22 áreas5, el pico es diurno-estival, mientras que para Chubut el pico anual fue nocturno-estival y para la provincia de Santa Cruz el pico fue nocturno-invernal.

La curva de demanda con pico diurno estival y la temporalidad de la generación solar explican que la generación solar sea la fuente renovable con mayor correlación con la demanda, sólo superada por la de las grandes centrales hidroeléctricas.

Tabla 3 – Correlación demanda

Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA

La correlación entre la generación solar y la demanda es aún mayor durante los meses de verano. También es conveniente mencionar que la correlación demanda-generación fotovoltaica para algunas de las provincias con gran potencial solar, como La Rioja, Mendoza o San Juan es superior al promedio nacional.

Figura 3 – Correlación mensual demanda – generación fotovoltaica

Esta característica, sumada al pico diurno estival que presentan las provincias del noroeste y Cuyo, posibilitaría la construcción de parques solares dimensionados de acuerdo a la demanda local o regional, evitando la necesidad de invertir en instalaciones de elevación y reducción de tensión, así como de tendidos de alta tensión.
Sexto: el diseño de un sistema robusto de generación, transporte y distribución implica la minimización de los riesgos de falla.

Tabla 4 – Porcentaje de la potencia instalada por fuente6

Debido a la importancia del riesgo, se puede trazar cierto paralelismo al diseño de una cartera de inversiones. En una cartera de inversiones, está demostrada la conveniencia de la diversificación de la cartera o, como se decía, no hay que poner todos los huevos en la misma canasta. De manera similar, en un sistema eléctrico rara vez la “solución de esquina”, como se denomina al caso en el que un bien es totalmente preferido a otro, resulta ser la óptima.

Existen muchos ejemplos internacionales en los que el exceso de inversión en una tecnología lleva a riesgos en el sistema, como por ejemplo el caso de Brasil ante las sequías.

En Argentina, como observaremos a continuación, al compararnos con los países vecinos la canasta de nuestro parque generador, llamada matriz, aún está pobremente representada por las fuentes renovables.
Si bien cada país cuenta con diferentes recursos, la participación tanto menor de las fuentes renovables que tiene nuestro país es un indicador de la necesidad de ampliarlo. En el siguiente cuadro se refleja el porcentaje de la potencia instalada por fuente de generación.

En el cuadro se observa que tanto en Brasil como en Uruguay la participación de la potencia solar instalada es el doble que en la Argentina, y en Chile es ocho veces mayor. Analizando al resto de los renovables observamos que para la energía eólica la participación de la potencia instalada tanto en Brasil como en Chile es 50% mayor, y que en Uruguay es más de tres veces mayor que en Argentina.

También es notable que la participación de los biocombustibles en la potencia eléctrica instalada sea 20 veces mayor en Brasil o en Uruguay de lo que representan en Argentina.

En conclusión; debido a la baja en los costos de la generación solar fotovoltaica, las ventajas financieras que ofrece tanto por los plazos de ejecución como por las líneas específicas, por el avance tecnológico que presentan, por el alto factor de capacidad que brinda la energía fotovoltaica en el noroeste y en Cuyo, por la urgente necesidad de disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero, por la necesidad de diversificar la matriz y disminuir los riesgos y por la disponibilidad de la energía en el momento del pico de demanda, es necesario, como lo han hecho nuestros países limítrofes, incrementar la participación de la energía solar fotovoltaica.

* Profesor de Economía de la Energía UBA

El LCOE es el costo nivelado de la energía teniendo en cuenta la energía generada, la tasa de descuento, y tanto los costos fijos como los variables incluyendo combustibles y mantenimiento El consumo de energía se observa en el gráfico como toda el área coloreada, mientras que la potencia es el requerimiento puntual, en el gráfico se observa como el pico de 29.105 MW alcanzado a las 15:28. Los valores del 13 de marzo de 2023 fueron superados por los del 1 de febrero de 2024, sin embargo, aún no están disponibles las estadísticas para realizar el presente análisis. De igual manera, las conclusiones no cambiarán por ser ambos máximos en horas diurnas. las 15:28 el 13/03/2023 y las 14:48 el 1/02/2024. Otro factor de menor relevancia es la disminución del consumo en iluminación debido a la mayor eficiencia de la iluminación LED. Se mencionó áreas y no provincias ya que en las estadísticas de Cammesa el consumo de Buenos Aires incluye tanto a la Ciudad Autónoma como a la provincia. Por otra parte, no figuran los datos de Tierra del Fuego ya que esta provincia no se encuentra conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Otras en Brasil se refieren a generación distribuida, mientras que en Chile consiste en la suma de la potencia instalada geotérmica y termosolar.

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Agustín Gerez y Darío Martínez advirtieron sobre las consecuencias de la política tarifaria del gobierno

. El ex presidente de la estatal ENARSA, Agustín Gerez, durante cuya gestión se realizó el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) Tramo 1, opinó que “las novedades regulatorias y tarifarias que implementó el gobierno de (Javier) Milei van a deteriorar seriamente la vida de los argentinos”.

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

Gerez remarcó que una familia con un ingreso mínimo de $ 200.000, va a tener que destinar un 10 % de su sueldo tan solo para poder tener servicio de gas, y sin contar todavía el consumo”.

En esa línea, el ex titular de Enarsa, afirmó que “Nunca en la historia argentina vivimos un tarifazo como el que estamos enfrentando con este gobierno, y eso debe a que hay un arbitrariedad exclusiva de los funcionarios con respecto a los criterios para los incrementos de las tarifas”.

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

El ex presidente de ENARSA enfatizó que “en conjunto con el ex ministro Sergio Massa llevamos a cabo la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que tenía como objetivo abaratar los costos del gas, implementando un proceso de sustitución de importaciones con un precio mucho más accesible”.

Y añadió que “el gasoducto lleva menos de un año de operación y ya se repago. Además, valoriza nuestros recursos en Vaca Muerta y nos permite tener un gas mucho más competitivo, en termino de precios”.

“La política energética no debe ser vista como una mercancía sino como un bien, un instrumento y un medio para lograr el desarrollo de nuestro país”, concluyó Gerez.

DARIO MARTINEZ

Por otra parte, el ex secretario de Energía, Darío Martinez, advirtió en un comunicado que “el impacto del aumento del gas será brutal para familias, comercios y empresas”.

El ahora diputado provincial en Neuquén advirtió sobre el efecto que tendrán los aumentos de entre 300 y 600 % para las tarifas del gas anunciados por el Gobierno Nacional.

Martínez destacó que “los comercios sentirán un feroz impacto desde el inicio, ya que no tendrán acceso a ningún subsidio, mientras que las familias verán ese brutal aumento en el precio de sus facturas justo en el invierno”.

Además, señaló que “los aumentos en la Patagonia serán incluso mayores, con incrementos que pueden escalar hasta el 1.400 % para comercios e industrias, debido a la eliminación de subsidios específicos de la zona”.

El legislador enfatizó que “más allá de la complejidad del esquema tarifario, es esencial comprender que la medida anunciada cuadruplica el precio del gas para el “Servicio General”, pasando de U$S 0.72 MMBtu a U$S 4.50 el MMBtu desde los consumos de mayo, ajustándose mensualmente según el valor del dólar”. “Esto armará un esquema de precios estacionales que afectará aún más a los habitantes de nuestra región”, afirmó Martínez.

“Las familias de mayores ingresos y sin subsidio enfrentarán un tratamiento similar al “Servicio General”, mientras que las de menores ingresos verán aumentos significativos, pero mantendrán sus tarifas siempre que no superen un tope de consumo aún no especificado”, describió.

“Es imperativo que los legisladores nacionales por Neuquén defiendan a nuestra gente y rechacen este DNU, el cual habilita la eliminación de la Ley que establece la Zona Fría profundizando las desigualdades y golpeando a los sectores más vulnerables de nuestra provincia”, concluyó Martínez.

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ESUCO hizo la oferta menor para revertir las plantas compresoras del GN

Energía Argentina realizó la apertura de los sobres con las ofertas económicas en la licitación convocada para las obras de cambio de sentido (dirección del flujo de gas) de 4 plantas compresoras, que forman parte de la Reversión del Gasoducto Norte (GN).

La empresa Esuco formuló la oferta mas baja, de $ 22.750.447.347, en tanto que Contreras Hnos ofertó $ 31.731.283.945, y la tercera habilitada, Victor Contreras, presentó una oferta inicial de $ 23.921.919.356, con un descuento de 3,85 %, que redujo el precio ofertado a $ 22.977.003.541. Enarsa resolverá la adjudicación en los próximos días.

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

El presidente de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones, y el vicepresidente, Roberto Mejía Aravena, encabezaron el acto en el que se conocieron las propuestas económicas de las tres empresas que previamente habían presentado sus antecedentes técnicos y precalificaron.

Las plantas compresoras a las que se les va a revertir el sentido del flujo del gas a transportar por el ducto están ubicadas en las localidades de Ferreyra y Deán Funes, en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero, y Lumbreras, en Salta, instaladas sobre la traza del Gasoducto Norte operado por TGN.

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

Se trata de las obras de los tramos 2 y 3 a cargo de la UTE Techint-Sacde, y del tramo 1, adjudicado a Ia empresa BTU.

El costo del proyecto es de 710 millones de dólares. De esta cifra 540 millones son aportados por un crédito del CAF y el resto por CAMMESA.

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

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YPF: Marin procura avanzar con el Plan 4X4

El presidente de YPF, Horacio Marin, afirmó que “trabajo para cumplir el sueño de que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares en hidrocarburos en 2031″.

En declaraciones periodísticas describió que “presentamos el plan 4×4 con el objetivo de cuadriplicar la Compañía en 4 años. Vamos a superar todos los obstáculos para alcanzar ese objetivo”.

Marin, de extensa trayectoria en Tecpetrol (Techint) antes de desembarcar en la petrolera de mayoría accionaria estatal, sostuvo que “el Plan para YPF se asienta en 4 pilares” y puntualizó :
. El desarrollo de Vaca Muerta. Para el 2030 el país tiene que alcanzar una producción de 1 millón de barriles diarios de petróleo. Para destrabar esa producción, estamos construyendo el oleoducto para unir Vaca Muerta con Río Negro.

. El otro gran pilar es el GNL. Estamos avanzando en un único proyecto liderado por YPF para toda la industria: “Argentina LNG”. El objetivo es duplicar la producción de gas para su exportación.

. Además, YPF tiene que mejorar las eficiencias a través de la industrialización de sus operaciones y rever el rol de las empresas asociadas con la finalidad de concentrar la actividad de YPF en la energía.

. En materia de campos maduros, YPF tiene que alocar el capital donde es más rentable y permitir que otras empresas desarrollen esas áreas. Vale decir que dejará de operar en las áreas convencionales con bajo rendimiento. La decisión es cuestionada por los gobiernos provinciales de Chubut, Mendoza y Santa Cruz.

. “YPF es una sociedad anónima que debe generar valor para los accionistas (51% Estatal y 49 % privada desde 2012). Un gran activo es que sus empleados, los ypfianos, sienten una gran motivación de trabajar en la compañía. Hay que estar acá para saber lo que es trabajar en YPF, es impresionante”, enfatizó Marín.

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Con aumentos en el PIST y en el Cargo Fijo rigen nuevas tarifas para el gas

El Ente Nacional Regulador del Gas activó una serie de 12 Resoluciones con los nuevos “cuadros tarifarios de transición” que rigen desde abril para facturar los consumos de gas natural por redes domiciliarias en todo el país, tomando como base el DNU 55/2023 que declaró en emergencia a los sistemas de transporte y de distribución de gas.

La política tarifaria del gobierno tiene por objetivos que los montos a facturar reflejen los costos reales del servicio, y con ello además la eliminación de los subsidios estatales en este rubro (igual en Electricidad) a usuarios Nivel 1 (altos Ingresos), limitándolos para los sectores de ingresos medios (N3), y bajos (N2).

Entonces, se dispusieron fuertes incrementos en los valores de los items que componen la factura del servicio: precio del gas, cargo fijo, y cargo variable para el consumo por metro cúbico. Todo ello, con repercusión además en la carga impositiva.

La docena de Resoluciones firmadas por el interventor del ENARGAS, Carlos Alberto Casares, comprende a las empresas transportadoras (TGS y TGN) y a las distribuidoras Gasnor, Naturgy, Gas Cuyana, Gas del Centro, Litoral Gas, GasNea, MetroGas, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, y Redengas.

La actualización de precios comprende al gas natural puesto en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a valor dólar, también a la tarifa del Transporte (Intercambio y Desplazamiento) del fluído por los gasoductos troncales hasta los centros de consumo, y a las tarifas (VAD) para las Distribuidoras domiciliarias.

Los incrementos transitorios ocurrirán hasta fin de año, para cuando Energía espera que haya concluído la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que establece la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).

En las facturas seguirán discriminados los items Cargo Fijo en pesos por mes, y Cargo Variable por metro cúbico consumido, que varían según las categorías y subcategorías de usuarios Residenciales (R1, R2, R3), y subzonas geográficas del país.

Además, esta tarifa se actualizará mensualmente -a partir de mayo- en base a la aplicación de una fórmula que combina la variación del Indice de Salarios del Sector Privado Registrado, del Indice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), y el Indice de Costos de la Construcción en el Gran Buenos Aires (todos medidos por el INDEC).

En los considerandos de estas resoluciones se indica que las empresas transportadoras, y la distribuidoras deberán cumplir (con parte de estos nuevos ingresos) con planes de obras e inversiones en infraestructura gasífera para el año en curso, previamente aprobados por el ENARGAS, “priorizando la seguridad y la calidad del servicio”.

CRITERIOS APLICADOS

El ENARGAS dispuso una actualización de la tarifa que incluye una combinación de cargo fijo y variable “que busca aplanar la tarifa a lo largo del año, con la intención de brindar mayor previsibilidad en el gasto de cada usuario para reducir la incidencia de la estacionalidad del invierno, que implica mayores facturas debido al mayor consumo”.

La semana pasada la Secretaría de Energía -a través de la Resolución 41/2024- había publicado los nuevos precios de gas en el PIST para 2024, que fueron recogidos para la emisión de los nuevos cuadros tarifarios y que representan aproximadamente el 41 % del monto que recibe cada usuario en su factura.

En lo referido al PIST la Secretaría de Energía estableció nuevos precios que serán trasladados a los usuarios finales en las facturas en base a un esquema temporal de tres etapas para los consumos realizados: (i) entre el 1° y el 30 de abril de 2024; (ii) a partir del 1° de mayo y hasta el 30 de septiembre, y (iii) a partir del 1° de octubre y hasta el 31 de diciembre de 2024.

Los nuevos precios del gas en el PIST dispuestos por la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo implican subas en este componente tarifario de hasta 300 por ciento respecto a los valores previos.

A modo de referencia, cabe indicar que para un usuario Residencial N1, y para un usuario del Servicio General P en el área de MetroGas (AMBA) el precio del gas PIST en abril será de U$S 2,89 el Millón de BTU.

Para el caso del Usuario Residencial N2 en el mismo ámbito el precio PIST en abril será de U$S 0,77 el MMBTU, mientras que para el Usuario Residencial N3 (ingresos medios) será de U$S 1,14 hasta un bloque de consumo mensual preestablecido a lo largo del año (Resol 686/22) pero en caso de exceder dicho nivel deberá pagar por el excedente a razón de U$S 2,89 el MMBTU.

Siempre condiderando a usuarios del AMBA, la categoría Residencial N1 y del Servicio General P pagarán el gas PIST en el período mayo-setiembre U$S 4,43 el MMBTU. Y volverán a pagar U$S 2,89 en el período octubre-diciembre.

Por otra parte, bajo esta nueva modalidad, el Cargo Fijo cubrirá principalmente los costos de la prestación del servicio por el cual las distribuidoras permiten que sus usuarios tengan a su disposición la provisión de gas natural; es decir el mantenimiento de la red en condiciones de seguridad y confiabilidad, más allá del volumen efectivamente consumido.

El cargo fijo no es igual para todos los usuarios, ya que depende del tipo de usuario y del volumen consumido, a modo de ejemplo, se requieren diferentes condiciones de provisión para los usuarios residenciales respecto de los usuarios industriales.

Los nuevos cuadros tarifarios oficializados por el ENARGAS disponen los valores a pagar para los usuarios Residenciales por cargos fijos y cargo variable; este último representa el gas consumido con los valores de gas en boca de pozo surgidos de la Resolución 41/2024 de la S.E. y el costo del transporte.

Asimismo, se plantea la actualización tarifaria de transporte y distribución para los usuarios comerciales, industriales y estaciones de expendio de GNC y del gas en el PIST para los usuarios que les correspondiera.

A modo de referencia, cabe señalar que en el caso de la distribuidora en el AMBA, MetroGAS, la resolución 120/2024 plantea, además, la concreción de un plan de inversiones para la empresa que llega a los 19.590 millones de pesos durante el año. Desde dicha Compañía se explicó que ese monto de inversión “se destinará a obras de infraestructura que aseguren un servicio de calidad, confiable y seguro, y a optimizar la atención al usuario”.

Si bien MetroGAS es la encargada de cobrar la factura en su área de distribución, debe luego desembolsar los montos correspondientes según la composición de la tarifa a los restantes actores de la cadena: 41 % correspondiente a los productores de gas natural, el 17 % a las empresas de transporte de gas natural, el 24 % de impuestos y tasas (nacionales, provinciales y municipales) y el restante 24 % es lo que queda para distribuidora (que no recibe subsidio estatal por la prestación del servicio).

Es decir, con aproximadamente un 24 % de lo que factura MetroGAS, debe mantener la red y brindar un servicio seguro y confiable, tomar lectura, facturar y realizar inversiones, según lo establece la ley 24.076, sancionada en 1992.

De acuerdo con la serie de resoluciones oficializadas por el Ente regulador, en 2024 TGS debe ejecutar inversiones por 27.690 millones de pesos; TGN 19.150 millones; Gasnor 3.900 millones; Naturgy BAN 15.050 millones de pesos; Distribuidora de Gas Cuyana 5.980 millones; Distribuidora de Gas del Centro 5.560 millones; Litoral Gas 4.930 millones; GasNea 1.170 millones; Camuzzi Gas Pampeana 10.220 millones; Camuzzi Gas del Sur 7.710 millones; y Redengas 260 millones de pesos.

Las tarifas de gas estuvieron congeladas durante 2002 a 2016, cuando en abril de ese año se produjo un fuerte aumento tarifario transitorio hasta la implementación en abril 2017 de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de acuerdo con el marco regulatorio.

En octubre 2019 volvieron a quedar congeladas. “Sólo hubo algunos ajustes transitorios entre 2021 y 2023 que el Estado Nacional otorgó a las empresas y que no acompañaban el incremento de los costos operativos y estaban por debajo de lo que hubiera correspondido según el esquema regulatorio”, señalan en el sector.

En enero de 2024 se realizó una audiencia pública por la cuestión de la recomposición de tarifas. En esa oportunidad MetroGAS, la mayor distribuidora del país, con 2,4 millones de clientes de todo tipo, expuso que desde octubre de 2018 a diciembre de 2023 la tarifa de gas había aumentado un 516 %, mientras que el Índice Interno de Precios al Por Mayor (IPIM) del INDEC había llegado a 2.834 por ciento.

NUEVOS CUADROS

MetroGas describió que el ajuste en la tarifa promedio de acuerdo con la nueva disposición oficial, que rige a partir de abril es:
Caso 1. Para un usuario residencial R1 de CABA, cuyo consumo es hasta 500 metros cúbicos al año, el incremento en la factura promedio anual será 5.453 pesos al mes respecto del cuadro tarifario que se aplicaba hasta ayer. Con los nuevos valores este usuario pagaría en promedio 7.000 pesos mensuales.

Caso 2. En la provincia de Buenos Aires, para un usuario residencial R1, cuyo consumo es de hasta 500 metros cúbicos al año, el incremento en la factura promedio anual será de 5.888 pesos respecto del cuadro tarifario anterior. De acuerdo con los nuevos valores este usuario pagaría en promedio 7.400 pesos por mes.

El R1 corresponde a una casa o departamento en la que viven 4 personas y cuentan con calefón o termotanque, cocina, horno y una estufa. El ejemplo está basado en un usuario Nivel 1 (N1), que es el considerado de mayores ingresos.

El R1 es el 52 % por ciento de los clientes de MetroGAS, indicó la empresa.

Caso 3. Si tomásemos como ejemplo al usuario residencial promedio de MetroGAS, el R22, cuyo consumo va desde 600 a 800 metros cúbicos al año. Para un usuario de CABA, el incremento en la factura promedio anual será 20.673 pesos al mes respecto del cuadro tarifario que se aplicaba hasta ayer. Con los nuevos valores este usuario pagaría 25.200 pesos por mes.

Caso 4. En el caso de provincia de Buenos Aires, para un usuario residencial R22, cuyo consumo va desde los 600 a 800 metros cúbicos al año, el incremento en la factura promedio 19.755 pesos respecto del cuadro tarifario anterior. De acuerdo con los nuevos valores este usuario pagaría 24.319 pesos por. Ambos ejemplos están basados en usuarios Nivel 1 (N1), que es el considerado de mayores ingresos.

El R22 corresponde a una casa o departamento en la que viven 4 o más personas y cuentan con cocina con horno, termotanque/calefón o caldera, dos estufas.

El 72 % de los usuarios residenciales de MetroGAS se incluyen en las categorías R1, R21 y R22 y percibirán como máximo los incrementos antes mencionados, se indicó.

En la otra punta de la pirámide de usuarios de MetroGAS, la categoría R34 representa el 4 % del total de usuarios de MetroGAS y se incluyen entre los mismos a casas y/o departamentos de grandes dimensiones y a los servicios centrales de consorcios de departamentos de propiedad horizontal, mayoritariamente estos últimos en el ámbito de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, describió la Compañía.

Se verá en mayo como repercuten las nuevas facturas en los usuarios toda vez que los ingresos no están compensando los aumentos de precios en productos y servicios de todo tipo, en particular desde la fuerte devaluación dispuesta en diciembre último.

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Pemex cancela exportaciones en abril

Pemex cancelará hasta 436,000 barriles por día de exportaciones de crudo en abril mientras se prepara para comenzar a procesar petróleo en la refinería Olmeca, según un documento interno visto por Reuters.

La cancelación tendría como finalidad tener más crudo disponible también para los otros complejos de refinación de la estatal.

Pemex y el Gobierno aseguraron en enero que la refinería de Dos Bocas comenzaría a producir gasolinas y diésel en el primer trimestre, como parte del objetivo de larga data del presidente mexicano, Andrés Manuel López Obrador, de liberar al país de su dependencia del suministro de combustibles foráneos.

La producción de petróleo de Pemex cayó en febrero a su nivel más bajo en 45 años, según sus propias cifras, restringiendo los suministros disponibles para refinación local.

Las cancelaciones tienen previsto reducir las exportaciones del crudo Maya, la variedad insignia de México, en 122,000 barriles por día, el Istmo en 247,000 barriles y el Olmeca en 67,000 barriles, según el documento. Clientes con contratos a plazo en Europa, Estados Unidos y Asia se verán afectados.

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Repunte del precio del petróleo

Los precios del petróleo subieron hoy, apuntalados por señales de que la demanda puede mejorar en China y Estados Unidos, las naciones más consumidoras de petróleo del mundo, y por las crecientes preocupaciones de un conflicto cada vez mayor en Medio Oriente que podría afectar el suministro de la región. Los futuros del Brent para entrega en junio subieron 41 centavos a 87,83 dólares el barril a las 0440 GMT. Los futuros del crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) para mayo subieron 41 centavos a 84,12 dólares el barril, tras alcanzar en la sesión anterior su cierre más alto desde el 27 de octubre.

“Los catalizadores alcistas para los precios del petróleo continúan acumulándose, con condiciones económicas más fuertes de lo esperado en China y Estados Unidos que ofrecen una perspectiva de demanda más optimista, mientras que las tensiones geopolíticas en el Medio Oriente continúan calentándose con la participación de Irán”. dijo el estratega de mercado de IG, Yeap Jun Rong, en un correo electrónico.

La actividad manufacturera en marzo en China se expandió por primera vez en seis meses y en Estados Unidos por primera vez en un año y medio, lo que debería traducirse en una mayor demanda de petróleo este año.

China es el mayor importador de crudo del mundo y el segundo consumidor, mientras que Estados Unidos es el mayor consumidor. En Medio Oriente, un ataque israelí a la embajada de Irán en Siria mató a siete asesores militares, entre ellos tres altos comandantes, lo que marcó una escalada en la guerra en Gaza entre Israel y Hamás, que cuenta con el apoyo de Irán. La ampliación del conflicto que se ha prolongado durante casi medio año para incluir a Israel que lucha directamente contra Irán ha generado preocupaciones sobre los impactos en el suministro de petróleo

“Hasta la fecha, el mercado no ha estado preocupado por las interrupciones del suministro, ya que la guerra sigue contenida. La participación de Irán podría ver amenazado su suministro de petróleo”, escribieron los analistas de ANZ en una nota. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados, conocidos como OPEP+, celebrarán mañana una reunión online de su Comité Ministerial Conjunto de Monitoreo para revisar el mercado y la implementación de los recortes de producción por parte de los miembros.

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Nuevos precios para las naftas y gasoils por una actualización parcial de impuestos

Por la entrada en vigencia de una actualización parcial del Impuesto a los Combustibles Líquios (ICL), a partir del 1 de abril rigen nuevos precios para las naftas y gasoils en el mercado local. La suba promedia 4,6 por ciento.

A modo de referencia, en las estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires de la marca YPF los nuevos precios son: $ 837 para el litro de Nafta Súper; $ 1033 para la Infinia Nafta; $ 883 para el Diesel 500, y $ 1.123 por litro de la Infinia Diesel.

En el caso de las estaciones en CABA de la marca Shell, el litro de Nafta Súper pasó a costar $ 887; la VPower Nafta $ 1.090; el Diesel Evolution $ 999, y el VPower Diesel $ 1.171.
En el caso de las estaciones de AXION en CABA, la Nafta Súper pasó a costar $ 897 el litro; la Quantium Nafta $ 1.077 y el litro de la Quamtium Diesel 1.155 pesos.

En CABA pueden darse leves variaciones de estos precios. En estaciones de servicio de grandes ciudades del resto del país los precios son variables a la suba comparados con CABA.

A través del decreto 107/2024, el Gobierno nacional dispuso un cronograma para aplicar este impuesto (ICL y al CO2) que estuvo suspendido durante el último año del gobierno anterior. Se determinó que sería en tres veces, a partir del primer día de marzo, de abril, y de mayo de 2024.

Su recaudación es importante para las cuentas de Economía ya que representaría el equivalente al 0,4 por ciento del PBI.

La actualización de los precios en general de los combustibles líquidos, importante desde noviembre a la fecha, supera el 100 por ciento, y esta impactando en una merma en la demanda interna, mas acentuada en los casos de los combustibles premium, tanto en naftas como en gasoils.

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Premiaron a MetroGAS por la calidad de gestión

. El Espacio Excelencia, a través del Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia (IPACE) premió por segundo año consecutivo a MetroGAS por su gestión con la Certificación Oro por superar el puntaje previsto durante la auditoría realizada en diciembre de 2023 por la Fundación Empresaria para la Calidad y la Excelencia (FUNDECE).

La ceremonia de entrega de la distinción se realizó en las oficinas centrales de MetroGAS, en el barrio porteño de Barracas, y contó con la participación de su presidente, Tomás Córdoba, y del presidente de la Fundación Excelencia, Daniel Herrero. Participaron también los integrantes del equipo de consultores que lleva adelante el proyecto y referentes de la compañía, encargados de poner en práctica las acciones.

Al entregar el galardón, Daniel Herrero expresó: “Lograr este reconocimiento por segundo año consecutivo es demostrativo del compromiso de Metrogas por alcanzar la excelencia en su gestión, a la vez que refleja los esfuerzos y la dedicación de todo su equipo de trabajo. En nombre de Excelencia, quiero felicitar a Tomás Córdoba y a través de él a todo el equipo de Metrogas por estos logros extraordinarios”.

Tomás Córdoba agradeció la distinción y sostuvo: “La dedicación y el esfuerzo que ponemos en la compañía para que MetroGAS sea su mejor versión incluye un especial foco sobre este programa. Queremos perfeccionar el sistema integral de gestión, es uno de nuestros objetivos estratégicos. Nos sentimos orgullosos de recibir esta distinción por segundo año consecutivo de parte de Excelencia, lo que aumenta el compromiso de cara al futuro”.

Como un eslabón más del programa iniciado en el 2021, MetroGAS fue acompañada por la Fundación Excelencia, organización integrada por FUNDECE, IPACE y Fundación Premio Nacional a la Calidad (FPNC), en un proceso de auditoría al interior de la compañía. El plan de mejora trazado por la compañía arrojó como resultado la obtención de la máxima certificación.

El programa “Camino a la Excelencia” es el impulsor principal de esta iniciativa dentro de la compañía, cuyo objetivo es el fortalecimiento del Sistema Integral de Gestión de la organización, cuya hoja de ruta es el modelo que propone la Fundación Excelencia establece fortalezas y oportunidades de mejora críticas para diseñar y ejecutar planes de desarrollo.

Luego de la evaluación, MetroGAS se hizo acreedora nuevamente de la Certificación Oro en la categoría “Mejores prácticas de gestión integral”, emitida por IPACE, con una calificación de 476 puntos.

Este es otro año en el que MetroGAS toma como desafío promover la mejora en la calidad de gestión, compromiso que tiene la Fundación Premio Nacional a la Calidad y que la compañía pone como eje en su búsqueda por obtener la satisfacción de clientes, empleados, proveedores, la comunidad, beneficiarios y accionistas.

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ENRE: oficializaron los cuadros tarifarios (cargos fijos y variables) para Edenor y Edesur

. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad emitió las resoluciones 198 y 199/2024 mediante las cuales aprobó por los valores por categoría/subcategoría del Costo Propio de Distribución (CPD -Cargo Fijo) a aplicar por las empresas Edenor y Edesur a partir del 1 de abril.

Asimismo, en dichas resoluciones se aprobaron los cuadros tarifarios que ambas distribuidoras deberán facturar a los usuarios Residenciales Niveles 1, 2 y 3, y para la categoría Clubes de Barrio y del Pueblo.

El ENRE describe en estas resoluciones que “en el bloque de consumo denominado R4, aplicable a consumos superiores a los 600 kWh/mes, se produce un incremento significativo del 400 % en el cargo fijo de la subcategoría R4 respecto de la R3, por lo que no se refleja adecuadamente el criterio de progresividad que es necesario aplicar”.

En consecuencia, el Ente determinó modificar la estructura de la Tarifa T1-R, abriendo las categorías R3 y R4, e incorporando dos bloques adicionales denominados R5 y R6.

En consecuencia, añade el Organismo, corresponde redefinir el bloque R3 considerando sólo los consumos entre 401 kWh/mes hasta 500 kWh/mes, y el bloque 4 para los consumos entre 501 kWh/mes hasta 600 kWh/mes.

Asimismo, se ha incorporado el bloque 5 para consumos de 601 kWh/mes hasta 700 kWh/mes, y el bloque 6 para consumos mayores a 701 kWh/mes.

“Como resultado de tal modificación, los CPD asignados a los cargos fijos y variables reflejan de una manera más progresiva los costos de la prestación en función del consumo mensual de energía eléctrica”, afirmó el ENRE.

A modo de referencia cabe señalar que el CPD para la tarifa 1 Residencial R1, para un consumo de entre 151 y 400 Kw mensuales será de $ 1.687,65 en el caso de Edenor, y de $ 1.644,45 en el caso de Edesur.

Si el consumo va de 401 hasta 500 Kw mensuales el CPD (Cargo Fijo) será de $ 5.691,44 en el caso de Edesur, y de $ 5.818,97 en usuarios de Edenor.

Por otra parte, y en lo que respecta al Cuadro Tarifario, para la Tarifa 1 Residencial Nivel 1 (altos Ingresos) el Cargo Variable para un consumo de 151 a 400 kw mensuales será de $ 68,128 por Kw.

Para el usuario Residencial Nivel 2 (bajos ingresos y entidades de bien público) con un consumo mensual de entre 151 y 400 kw, el Cargo Variable será de $ 12,521 por Kw.

Para un usuario Residencial Nivel 3 (ingresos medios) de Edesur, con un consumo mensual de entre 151 y 400 Kw el Cargo Variable será de $ 13,499 por Kw.

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Energía fijó nuevos precios del gas PIST con aumentos en tres etapas a partir de abril

. La Secretaría de Energía de la Nación estableció nuevos precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que serán trasladados a los usuarios finales en las facturas en base a un esquema temporal de tres etapas para los consumos realizados: (i) entre el 1° y el 30 de abril de 2024; (ii) a partir del 1° de mayo y hasta el 30 de septiembre, y (iii) a partir del 1° de octubre y hasta el 31 de diciembre de 2024.

Los nuevos precios del gas en el PIST fueron dispuestos por la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo a través de la resolución 41/2024 publicada en el Boletín Oficial. Implican subas en este componente tarifario de hasta 300 por ciento respecto a los valores previos.

Su aplicación se detalla en tres anexos según las categorías de usuarios Residenciales (N1,N2 y N3), Servicio General P (uso no doméstico), las subzonas geográficas tarifarias, y las empresas prestadoras del servicio de distribución.

La Resolución 41 establece que ENARSA, las empresas productoras y las distribuidoras y/o subdistribuidoras de gas natural por redes que hayan celebrado contratos o acuerdos de abastecimiento en el marco del Plan Gas.Ar. (Decreto 892/20), deberán -en el plazo de cinco días corridos- adecuar los cuadros tarifarios y presentarlos ante la Secretaría y el Ente Regulador ENARGAS, para su aprobación y puesta en vigencia.

Asimismo, Energía instruyó al ENARGAS a que “disponga las medidas necesarias a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución de gas por redes de todo el país reflejen los precios de gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) establecidos en la presente resolución”.

La Secretaría, que actúa en la órbira del ministerio de Economía, determinó además en la R-41 que “a los efectos del traslado de los precios del gas (PIST) a los cuadros tarifarios del servicio de distribución, el ENARGAS deberá efectuar la conversión a dólar por millón de BTU utilizando un factor de 27,10473”.

Y añade que “el tipo de cambio a ser utilizado para el traslado de los precios de gas a tarifas será el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (Divisas) observado entre los días 1º y 15 del mes inmediato anterior al traslado de los precios”.

Energía instruyó al ENARGAS “a emitir cuadros tarifarios que reflejen en forma mensual la variación del tipo de cambio de los precios a ser trasladados a tarifa”.

La R-41 viene a corregir una política de precios para el gas en el PIST, que se ha estado subsidiando durante el gobierno anterior.

En los considerandos de la norma se recordó que el Decreto 892/20 dispuso que “el Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST, a efectos de administrar el impacto del costo del gas natural a ser trasladado a los usuarios”.

Y se señala que “en función de dicha previsión normativa, el Estado fijó un precio del gas natural en el PIST, que al ser trasladado al usuario final no refleja los reales costos de abastecimiento de gas natural de las empresas distribuidoras”.

Energía señaló en la R-41 que de acuerdo con un Informe Técnico del ministerio de Economía la denominada “administración del impacto del costo del gas natural a ser trasladada a los usuarios finales” significó que el Estado Nacional haya aportado (sin incluir a ENARSA), un monto de doscientos doce mil millones de pesos ($ 212.202.000.000).

La Resolución 41 hace referencia también a que ahora “mediante el Decreto 55/2023 (diciembre) se declaró la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural”, y que las acciones que de ella deriven, tendrán vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.

En dicho marco, se instruyó a la S.E. “a elaborar y poner en vigencia acciones para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos (de las empresas del rubro) y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios”.

Entonces, se puntualizó que “mediante el Decreto (DNU) 70/2023 se adoptaton una serie de medidas a raíz de la situación de inédita gravedad que se encuentra atravesando el país, generadora de profundos desequilibrios que impactan negativamente en toda la población, en especial en lo social y económico, afectando principalmente a los sectores más vulnerables”.

También se refiere que en el DNU 70/2023 (que fue rechazado en el Senado pero no tratado aún en Diputados) el gobierno “dio cuenta de la situación existente en la cual los déficits gemelos (fiscal y externo) eran equivalentes a 17 puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”.

Y al respecto la R-41 remarca que “también se señaló la necesidad de adoptar medidas urgentes para poner fin al déficit fiscal -a efectos de ordenar las cuentas públicas- y siendo que el sector energético es central para la reversión de la situación de crisis que atraviesa el país”. “Por lo tanto, deben implementarse mecanismos tendientes a disminuir los aportes que el Tesoro Nacional realiza en el marco del Decreto 892/20 antes mencionado”.

A tal efecto, Energía diseñó la aplicación del precio para el gas en el PIST tomando en cuenta el régimen de segmentación de subsidios establecido en el Decreto 332/22, según el cual el sector de usuarios residenciales está compuesto por TRES (3) niveles de subsidios: Nivel 1 – Mayores Ingresos, Nivel 2 – Menores Ingresos y Nivel 3 – Ingresos Medios.

Al respecto señaló que dicho régimen “estableció límites a las quitas de subsidios para los usuarios residenciales Nivel 2 (N2) y Nivel 3 (N3) sobre la base de un incremento porcentual total anual del Coeficiente de Variación Salarial (CVS), cuya efectiva implementación agrava el nivel de aportes a realizar por el Tesoro Nacional”.

La quita plena del subsidio para los usuarios Nivel 1 (N1) se alcanzó en el trimestre mayo-julio de 2023, para los usuarios N2 no hubo quita, y para los usuarios N3 sólo hubo una quita menor en febrero de 2023. Los usuarios N1 pagan el costo pleno del servicio público de gas natural por red contenido en la factura.

En el mismo orden la R-41 recuerda que “a través de la Resolución 686/2022 de la S.E. se estableció que, a los consumos de los usuarios de gas natural por red identificados como Nivel 3 -ingresos medios- que excedieran la cantidad de metros cúbicos subsidiados correspondientes al período que se esté facturando, se aplicarán las tarifas que reflejen el costo pleno de abastecimiento.

Energía hizo hincapié además en que mediante el Decreto (DNU) 70/23 se la facultó a “redeterminar la estructura de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de energía eléctrica y gas natural”.

Esto la llevó a diagramar una Canasta Básica Energética (CBE) cuya aplicación es inminente para determinar nuevas bajas en los subsidios estatales a este rubro.

La S.E. sostiene en la R-41 que “bajo criterios de prudencia y rigor en la determinación de los efectos en el usuario final, en esta instancia se han observado las condiciones y límites dispuestos en el Decreto 332/22, sin perjuicio de que la Secretaría puede redeterminar la estructura de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de gas natural, de acuerdo con lo previsto” en el DNU 70/2023.

Y puntualizó que “en línea con la readecuación de la estructura de subsidios y su focalización, no se encuentra contemplada la continuidad de las bonificaciones sobre el precio del gas natural previstas en la Resolución 6/2023 de la S.E. para los usuarios del Servicio General P” (Bonificación para los usuarios y usuarias de este Servicio que estén inscriptos o se inscriban en el Registro de Empresas pymes).

En su Resolución Energía desestimó los cuestionamientos a la validez de la Audiencia Pública realizada en febrero último “con el objeto de evaluar y dar tratamiento, entre otros puntos, al precio del gas en el PIST y el precio del gas propano indiluido por redes…”

Una cuestión (re) planteada por objetores a dicha Audiencia se refiere al hecho de que no se contaba con información sobre el costo del gas natural en boca de pozo.

En los considerando de la R-41 Energía sostiene que “dado que el gas es un commodity, en muchos casos su precio no es fijado sólo por los oferentes del producto (en este caso los Productores de gas) sino que su monto surge de la interacción de la oferta y la demanda, a veces, incluso, de carácter internacional”.

“El segmento de producción de gas natural se encuentra desregulado, a diferencia de lo que sucede con los segmentos de transporte y distribución, los cuales fueron declarados como servicio público por la Ley 24.076, y cuya Autoridad de Aplicación (ENARGAS), es quien fija la tarifa a las prestadoras de dichos servicios”, recordó la Resolución.

Asimismo, se describió que “en el marco del Plan Gas.Ar se realizan subastas y concursos públicos en el Mercado Electrónico (MEGSA), en el que participan productores y distribuidoras de gas, de donde resultan precios de compra y de venta que luego son publicados en el Boletín Oficial”.

“En consecuencia, corresponde considerar el precio del gas natural que surge de las rondas del Plan Gas.Ar aprobado y regulado por el Decreto 892/20 y sus resoluciones complementarias”.

Y se añade también que “dado que la producción local resulta insuficiente para abastecer la demanda actual, debe tomarse en cuenta el valor al que puede importarse el gas necesario para satisfacer la demanda no cubierta por la oferta disponible”.

Energía estimó que para este año la demanda prioritaria de gas natural alcanzará los 14.151.000.000 m3, distribuidos en 5.096.000.000 m3 entre los meses de enero a abril y de octubre a diciembre, y en 9.055.000.000 m3 para el período invernal de mayo a septiembre.

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Gazprom compra la parte de Shell en Sakhalin Energy

El gigante energético Gazprom compró una participación del 27,5%, anteriormente propiedad de Shell, al productor ruso de gas natural licuado (GNL) Sakhalin Energy por unos 1.000 millones de dólares.

El gobierno ruso dijo que la participación del 27,5% en Sakhalin Energy se venderá a una empresa llamada Sakhalin Project por 1.020 millones de dólares.
El proyecto Sakhalin-2, situado en la isla homónima, es uno de los mayores proyectos de GNL de Rusia, con potencial para impulsar significativamente las exportaciones de gas natural del país.
El desarrollo del proyecto tuvo varias dificultades, por problemas medioambientales y el impacto de las sanciones internacionales a Rusia.

EE.UU impuso en noviembre nuevas y radicales medidas contra Moscú, entre ellas contra el proyecto Arctic LNG 2, dirigido por Novatek, por el conflicto de Ucrania.
Gazprom posee el 50% en Sakhalin Energy, situada en el extremo sur de la isla rusa de Sakhalin, en el Pacífico. También son accionistas las empresas japonesas Mitsui (12,5%) y Mitsubishi (10%).

Tras la decisión de Moscú de enviar tropas a Ucrania en febrero de 2022, Shell decidió abandonar el proyecto.
La empresa contabilizó una pérdida de 1.600 millones de dólares relacionada con el proyecto ruso de GNL en el primer trimestre de 2022.
Algunas fuentes comentaron que Shell creía que existía el riesgo de que Rusia nacionalizara los activos en manos extranjeras. En junio de 2022, la compañía operadora Sakhalin-2 se transformó en una entidad rusa mediante un decreto presidencial.
Se pidió entonces a Shell, así como a Mitsui y Mitsubishi, que solicitaran mantener sus participaciones si así lo deseaban.
Moscú invitó a las empresas interesadas en obtener la participación de Shell -así como la parte abandonada de Exxon Mobil en el proyecto hermano Sakahlin-1- a presentar solicitudes al gobierno.
En 2022, la energía de Sajalín representó casi el 3% de la demanda mundial de GNL. Sus cargamentos se dirigen principalmente a Japón, Corea del Sur, China, India y otros países asiáticos.
El año pasado produjo más de 10 millones de toneladas métricas de GNL, frente a los 11,5 millones de toneladas de 2022.

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Gazprom compra la parte de Shell en Sakhalin Energy

El gigante energético Gazprom compró una participación del 27,5%, anteriormente propiedad de Shell, al productor ruso de gas natural licuado (GNL) Sakhalin Energy por unos 1.000 millones de dólares.

El gobierno ruso dijo que la participación del 27,5% en Sakhalin Energy se venderá a una empresa llamada Sakhalin Project por 1.020 millones de dólares.
El proyecto Sakhalin-2, situado en la isla homónima, es uno de los mayores proyectos de GNL de Rusia, con potencial para impulsar significativamente las exportaciones de gas natural del país.

El desarrollo del proyecto ha estado plagado de dificultades, como los problemas medioambientales y el impacto de las sanciones internacionales

EE.UU impuso en noviembre nuevas y radicales medidas contra Moscú, entre ellas contra el proyecto Arctic LNG 2, dirigido por Novatek, por el conflicto de Ucrania.
El Proyecto Sajalín es propiedad en su totalidad de Gazprom, según consta en los archivos de la empresa. Gazprom declinó hacer comentarios adicionales, mientras que Novatek no respondió inmediatamente a una solicitud de comentarios.

Gazprom posee el 50% en Sakhalin Energy, situada en el extremo sur de la isla rusa de Sakhalin, en el Pacífico. Otros accionistas son las empresas japonesas Mitsui (12,5%) y Mitsubishi (10%).
Tras la decisión de Moscú de enviar tropas a Ucrania en febrero de 2022, Shell dijo que abandonaría el proyecto.

La empresa contabilizó una pérdida de valor de 1.600 millones de dólares relacionada con el proyecto ruso de GNL en el primer trimestre de 2022.

Algunas fuentes comentaron que Shell creía que existía el riesgo de que Rusia nacionalizara los activos en manos extranjeras. En junio de 2022, la compañía operadora Sakhalin-2 se transformó en una entidad rusa mediante un decreto presidencial.
Se pidió entonces a Shell, así como a Mitsui y Mitsubishi, que solicitaran mantener sus participaciones si así lo deseaban.

Moscú invitó a las empresas interesadas en obtener la participación de Shell -así como la parte abandonada de Exxon Mobil en el proyecto hermano Sakahlin-1- a presentar solicitudes al gobierno.

En 2022, la energía de Sajalín representó casi el 3% de la demanda mundial de GNL. Sus cargamentos se dirigen principalmente a Japón, Corea del Sur, China, India y otros países asiáticos.
El año pasado produjo más de 10 millones de toneladas métricas de GNL, frente a los 11,5 millones de toneladas de 2022.

El gobierno ruso dijo que la participación del 27,5% en Sakhalin Energy se venderá a una empresa llamada Sakhalin Project por 1.020 millones de dólares.

El proyecto Sakhalin-2, situado en la isla homónima, es uno de los mayores proyectos de GNL de Rusia, con potencial para impulsar significativamente las exportaciones de gas natural del país. El desarrollo del proyecto ha estado plagado de dificultades, como los problemas medioambientales y el impacto de las sanciones internacionales.

EE.UU impuso en noviembre nuevas y radicales medidas contra Moscú, entre ellas contra el proyecto Arctic LNG 2, dirigido por Novatek, por el conflicto de Ucrania.
El Proyecto Sajalín es propiedad en su totalidad de Gazprom, según consta en los archivos de la empresa.

Gazprom posee el 50% en Sakhalin Energy, situada en el extremo sur de la isla rusa de Sakhalin, en el Pacífico. Otros accionistas son las empresas japonesas Mitsui (12,5%) y Mitsubishi (10%).
Tras la decisión de Moscú de enviar tropas a Ucrania en febrero de 2022, Shell dijo que abandonaría el proyecto.

La empresa contabilizó una pérdida de valor de 1.600 millones de dólares relacionada con el proyecto ruso de GNL en el primer trimestre de 2022.

Algunas fuentes comentaron que Shell creía que existía el riesgo de que Rusia nacionalizara los activos en manos extranjeras. En junio de 2022, la compañía operadora Sakhalin-2 se transformó en una entidad rusa mediante un decreto presidencial.
Se pidió entonces a Shell, así como a Mitsui y Mitsubishi, que solicitaran mantener sus participaciones si así lo deseaban.

Moscú invitó a las empresas interesadas en obtener la participación de Shell -así como la parte abandonada de Exxon Mobil en el proyecto hermano Sakahlin-1- a presentar solicitudes al gobierno.
En 2022, la energía de Sajalín representó casi el 3% de la demanda mundial de GNL. Sus cargamentos se dirigen principalmente a Japón, Corea del Sur, China, India y otros países asiáticos.
El año pasado produjo más de 10 millones de toneladas métricas de GNL, frente a los 11,5 millones de toneladas de 2022.

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Ley de Bases: Francos con gobernadores del NG

En procura de acuerdos que le allanen el camino hacia la firma del denominado “Pacto de Mayo”, el gobierno nacional, a través del ministro del Interior, Guillermo Francos, se reunió en Salta con los diez gobernadores de las provincias del Norte Grande, quienes le plantearon una agenda de temas considerados claves para el desarrollo económico y social en la región y el país.

En la 19° Asamblea de Gobernadores del Consejo Regional del Norte Grande Argentino, Francos sostuvo que “Las provincias aquí presentes son uno de los ejes fundamentales sobre los cuales tiene que generarse el crecimiento del país. Por eso, estamos buscando los acuerdos finales sobre la Ley Bases (Ex Ley Omnibus que no avanzó en el Congreso, ahora reformulada), que abarca temas importantes vinculados a la producción, la desregulación de la actividad hidrocarburífera y minera, y la protección a inversiones extranjeras”.

El funcionario remarcó en declaraciones posteriores al encuentro con los gobernadores que “Si hay algo que tiene convencido al Gobierno nacional es devolverle a las provincias sus competencias y responsabilidades. Uno de los puntos del Pacto de Mayo es ése: cómo reformamos el régimen tributario en la Argentina para volverlo un régimen federal”, señaló.

La Asamblea reunió a los 10 mandatarios del NOA y NEA que integran dicho bloque: Raúl Jalil (Catamarca); Leandro Zdero (Chaco); Gustavo Valdés (Corrientes); Gildo Insfrán (Formosa); Carlos Sadir (Jujuy); Ricardo Quintela (La Rioja); Hugo Passalacqua (Misiones); Gustavo Sáenz (Salta); Gerardo Zamora (Santiago Del Estero); y Osvaldo Jaldo (Tucumán).

En la próxima semana Francos tiene previsto mantener reuniones similares con otros gobernadores. Procura respaldos a proyectos en materia impositiva en el actual contexto de ajuste fiscal, que los gobernadores piden revisar.

Un comunicado del Ministerio de Interior señaló que Francos sostuvo además que “Los argentinos estábamos acostumbrados a desarrollar nuestra economía en función de un gasto público descontrolado, que generó un déficit fiscal que solamente se podía enfrentar con deuda y emisión, lo que a su vez derivó en este proceso inflacionario. El déficit cero está para quedarse. Ordenar las cuentas públicas y dominar la inflación son tareas muy complejas, pero estamos avanzando”, subrayó.

Durante la jornada, añade el comunicado de la Casa Rosada, se describió que “los mandatarios incluyeron en el orden del día una serie de temas, como el Fondo Nacional de Incentivo Docente (FONID); subsidios al transporte y a la energía; situación de las obras públicas nacionales; corredores bioceánicos y proyectos de infraestructura; energía solar; reversión gasoducto Norte y gasoducto Norte-Norte y el programa Incluir Salud.

El gobierno de Javier Milei ha dejado de girar a las provincias los recursos del FONID, ha paralizado la construcción de obras públicas nacionales, y procura alentar inversiones privadas para la realización de obras de infraestructura, por caso en el sector energético y minero, a través de un régimen específico (RIGI) de incentivo para grandes inversiones, que varios gobernadores quieren revisar por sus alcances y efectos.

El gobernador salteño Gustavo Sáez destacó que en el encuentro “Tuvimos la posibilidad de transmitir las inquietudes y los problemas que tiene nuestra región. Hemos logrado en el Norte Grande dejar de lado las banderías políticas, las ideologías, y ponernos a trabajar por las necesidades de nuestros pueblos. Entendemos que desde el diálogo podemos resolver los problemas”, se esperanzó.

Por su parte, el gobernador y presidente pro témpore del Consejo Regional del Norte Grande Argentino, Gerardo Zamora, señaló: “Creemos en el diálogo, y este encuentro nos permitió explayarnos y pensar con esperanza cómo podemos superar todos juntos las dificultades que atravesamos”.

Del encuentro participaron además el secretario ejecutivo de Gobierno de la Jefatura de Gabinete, José Rolandi; el secretario de Interior de la Nación, Lisandro Catalán; el secretario de Provincias y Municipios de la Nación, Javier Milano; y el secretario de Hacienda, Carlos Guberman. También estuvieron el secretario general del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Ignacio Lamothe y el administrador del ENOHSA, Bartolomé Heredia.

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Naturgy y Fundación FLOR: Nueva edición del programa “Cosas de Mujeres”

En el mes de la mujer, Naturgy Argentina, integrado por las empresas distribuidoras de gas “Naturgy”, “Gasnor” y de electricidad “Energía de San Juan”, lanzaron junto a la Fundación Flor una nueva edición del Programa “Cosas de Mujeres (CDM)”, el cual busca potenciar las características emprendedoras en la mujer, trabajar y fortalecer la autoestima y sumar herramientas que le permitan lograr los objetivos que se proponen.

Esta capacitación se realiza a través de 2 clases semanales –y sin costo alguno para las 30 participantes–de forma abierta, vía plataforma Zoom, durante seis encuentros. Entre los 3 principales ejes de trabajo se destacan: “Autoconocimiento y empoderamiento”, “Creación y gestión de un emprendimiento” y “Marketing y redes sociales”.

“Nos enorgullece que este 2024, las tres compañías de Naturgy Argentina, podamos llevar adelante este programa junto a Fundación FLOR, ya que nos permite tener un impacto directo en el desarrollo e impulso de la vida laboral de 30 mujeres”, destacó Verónica Argañaraz, directora de Comunicación, Sostenibilidad y RRII de Naturgy Argentina.

Y agregó que “este programa se enmarca en el compromiso que el grupo asumió con los Objetivos de Desarrollo Sostenible, de la agenda 2030 de Naciones Unidas, siendo uno de los principales ejes a trabajar sobre la Diversidad, la Igualdad y la Inclusión. Por esto, desde todo Naturgy Argentina continuaremos en la formación de mujeres líderes”.

“En Fundación FLOR estamos felices de tener un Programa que ayuda a soñar y llevar a la acción. Creemos que un emprendimiento puede ser el paso clave para la independencia financiera y la libertad de elección de cada mujer”, afirmó Laura Tula, directora Académica de la Fundación.

Acerca de Fundación FLOR

Creada en 2012 por Andrea Grobocopatel, Fundación Liderazgos y Organizaciones Responsables (FLOR) es una red que impulsa la formación y la transformación de líderes responsables con el objetivo de construir organizaciones más sostenibles, diversas, inclusivas y equitativas. Fundación FLOR es el puente hacia el cambio positivo que las personas y las instituciones necesitan para lograr una sociedad mejor.

Para más información: @fundacionflor / https://www.flor.org.ar/premios-flor/  premiosflor@flor.org.ar 

Acerca de Naturgy

Desde el año 1992, Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes, en 30 municipios de la zona norte y oeste del conurbano bonaerense, zonas que abastecen la mayor área industrial del país.

Es la segunda distribuidora de gas de la Argentina por volumen de ventas, con más de 1.630.000 clientes residenciales, 47.515 comerciales y 1.219 industrias, 394 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.389 kilómetros.

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

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Secco proverá a la minera Mansfield energía solar en Mina Lindero

El proyecto consiste en anexar a la central térmica existente un sistema fotovoltaico y un banco de baterías de ion-litio cuyo almacenamiento permitirá optimizar la generación de energía limpia.

Se trata del primer proyecto híbrido en la puna salteña, que brinda una solución confiable y eficiente a través de la generación de energías limpias. La Secretaría de Minería y Energía, mediante Resolución 10/23 aprobó el documento ambiental y social más importante: el Informe de Impacto Ambiental, autorizando así la construcción.
A partir del acuerdo con Mansfield Minera S.A., Secco desarrollará un proyecto de vanguardia que convertirá en híbrida la actual central de generación eléctrica de Mina Lindero, ubicado a 420 km de la ciudad de Salta.

El parque solar contará con una potencia total de 6.55 MWp y un sistema de almacenamiento de energía por baterías de Litio-Ion con una potencia de 11,7MWh, aptas para funcionar a una altura de 3.800 msnm.

De este modo, el sistema fotovoltaico brindará energía al sistema aislado del proyecto minero durante el día, almacenando los excedentes en las baterías con el fin de generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera, optimizando el aprovechamiento de la energía renovable y brindando confiabilidad al sistema.

Mediante estos desarrollos tecnológicos, se incorporará energía renovable a la central térmica con la que hasta el momento se abastecía el total de la energía requerida por Mansfield, con el fin de disminuir radicalmente sus emisiones de CO2.

Cabe destacar que SECCO es una empresa argentina con más de 80 años de experiencia en la industria, operando tanto a nivel nacional como internacional, con más de 1.500 MW de generación de energía y 225.000 HP en compresión de gas, instalados en 200 plantas y centrales.

A través de los servicios que brinda en cada rincón del país con más de 2.000 colaboradores, apuesta a la generación de energía sustentable trabajando con la última tecnología en proyectos solares, híbridos, de cogeneración y de aprovechamiento de biogás de diferentes orígenes (relleno sanitario, aguas servidas o desecho de animales).
 
También han sido pioneros en soluciones con almacenamiento de energía, siempre con el fin de ofrecer respuestas a medida de cada cliente.  

Por su parte, MANSFIELD MINERA S.A., sociedad argentina (subsidiaria de la canadiense FORTUNA SILVER MINES INC.), que se dedica a la exploración y desarrollo de proyectos mineros en la Provincia de Salta hace más de 25 años reafirma su compromiso de crecimiento sostenido a través de esta nueva alianza estratégica con Secco, empresa líder en generación eléctrica que se especializa en suministro y provisión de energía eléctrica en proyectos mineros, entre otros.
El proyecto actual, representa otro importante aporte hacia la minería sostenible, contribuye al desarrollo sustentable de las comunidades y áreas cercanas a la operación de Mina Lindero, fomentando la protección y cuidado del medio ambiente

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Al Ghais: se requieren inversiones por US$ 11.000 millones para 2045

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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TotalEnergies y Sinopec producirán combustible de aviación sostenible

TotalEnergies y China Petroleum and Chemical Corporation, SINOPEC, firmaron un acuerdo para desarrollar conjuntamente una unidad de producción de Combustible de Aviación Sostenible (SAF) en una refinería de SINOPEC en China.

La unidad prevista, de propiedad conjunta de SINOPEC y TotalEnergies, tendrá capacidad para producir 230.000 toneladas de SAF al año y procesará desechos locales o residuos de la economía circular (aceites de cocina y grasas animales).

SINOPEC ha desarrollado su propia tecnología de producción SAF, denominada SRJET, en tanto TotalEnergies, que ya es uno de los principales productores de SAF de Europa, aportará su experiencia y conocimientos en los campos técnico, operativo y de distribución.

Al respecto, Yongsheng Ma, presidente del grupo SINOPEC, dijo: “Esta colaboración histórica con TotalEnergies está en línea con nuestra estrategia en el desarrollo de soluciones bajas en carbono para China y el mundo. SINOPEC se compromete a brindar soluciones energéticas verdes y bajas en carbono mientras mejora la calidad y eficiencia de su cartera de activos”.

Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies, afirmó: “Estamos muy contentos de colaborar con SINOPEC, un actor importante en la industria de refinación global, para producir combustibles de aviación sostenibles y estructurar una cadena de producción de SAF en China. El desarrollo de combustibles de aviación sostenibles está en el centro de la estrategia de transición de nuestra empresa, mientras nos esforzamos por satisfacer la demanda de la industria de la aviación de reducir su huella de carbono. TotalEnergies se ha fijado el objetivo de 1,5 millones de toneladas de producción anual de SAF para 2030”.

COMBUSTIBLES DE AVIACIÓN SOSTENIBLES

TotalEnergies está desarrollando combustibles de aviación sostenibles (SAF). Se trata de biocombustibles producidos a partir de desechos y residuos de la economía circular (grasas animales, aceites de cocina usados, etc.) y los “e-jets”, combustibles sintéticos para la aviación. Estos combustibles de aviación sostenibles reducirán significativamente las emisiones de CO2 del transporte aéreo.

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Schlumberger se queda en Rusia

Schlumberger, una de las empresas de servicios petroleros más grande del mundo, no tiene planes de salir de Rusia dos años después de la invasión a Ucrania por parte de Moscú, a pesar de la presión occidental para frenar el flujo de petrodólares a Rusia.

En una reciente entrevista al Financial Times, Olivier Le Peuch, director ejecutivo de Schlumberger, dijo que la compañía no había tomado ninguna decisión sobre si seguiría a sus dos mayores rivales, Baker Hughes y Halliburton, en la venta de sus operaciones en Rusia y estaba cumpliendo sus contratos con los clientes. “Cuando decidamos, lo haremos público si es necesario. Pero ahora todavía no hay una decisión”, dijo Le Peuch cuando se le preguntó sobre los planes del grupo con sede en Houston. “El equipo de allí está operando de forma autónoma y creo que, hasta cierto punto, está detrás de la cortina. Estamos protegiendo nuestros activos, esa es nuestra prioridad. Estamos protegiendo a nuestra gente”, sostuvo.

Tras la invasión de Ucrania en febrero de 2022, aumentó la presión sobre las empresas, especialmente en el sector del petróleo y el gas, para que se retiren de Rusia.
Muchas grandes empresas energéticas y de servicios petrolíferos como Exxon, Shell, BP, Baker Hughes y Halliburton, anunciaron planes para abandonar Rusia o tienen previsto hacerlo en cuanto lo permita la legislación rusa aplicable.

Schlumberger está resistiendo la presión del gobierno ucraniano y de grupos de derechos humanos para que abandone Rusia, que alegan que la presencia de la compañía en el país ayuda a generar ingresos petroleros utilizados para apoyar el esfuerzo bélico del presidente ruso Vladimir Putin. El año pasado, la Agencia Nacional para la Prevención de la Corrupción (NACP) de Ucrania añadió a SLB a una lista negra de “patrocinadores internacionales de la guerra”, que forma parte de una campaña global para exponer a las empresas que hacen negocios con Rusia.

En un comunicado, SLB negó enérgicamente cualquier afirmación de que hubiera “respaldado o apoyado de alguna manera la violencia contra el pueblo de Ucrania”. Le Peuch dijo que SLB había establecido controles “para prevenir y prohibir cualquier envío y apoyo de tecnología” a Rusia desde julio, una medida que, según sugirió, degradaría, a largo plazo, la capacidad del país para desarrollar algunos de sus yacimientos petrolíferos marinos.
Desde la caída de la Unión Soviética, SLB ha construido un importante negocio en Rusia , que generó alrededor del 5 por ciento de los ingresos del grupo por 33.100 millones de dólares el año pasado y empleó a unas 9.000 personas.

Sanciones

En diciembre pasado, Estados Unidos había sancionado a más de 250 personas y entidades a las que acusa de haber facilitado la invasión rusa a Ucrania e intentar evadir las sanciones impuestas previamente a Moscú.

Se trata de una acción coordinada entre el Departamento de Estado y el Departamento del Tesoro estadounidenses con la finalidad de limitar “las actividades exteriores nocivas del Gobierno de la Federación Rusa” después de que los líderes del G7 reafirmaran su apoyo a Ucrania.

En aquella oportunidad el Departamento de Estado, impuso sanciones a más de 100 entidades e individuos que han fomentado la capacidad de Moscú en la guerra de Ucrania y que han reforzado la producción y exportación de energía por parte de Rusia.

Por otro lado, el Departamento del Tesoro sancionó a más de 150 personas y entidades, algunas de ellas con sede en China, Turquía y Emiratos Árabes Unidos, que están relacionadas con la industria militar y el sector financiero ruso.

“Seguiremos utilizando todas las herramientas a nuestra disposición para promover la rendición de cuentas por los crímenes de Rusia en Ucrania y a los que financian y apoyan la maquinaria bélica rusa”, señala en un comunicado el secretario de Estado de EEUU, Antony Blinken.

El Departamento del Tesoro especificó, por su parte, que Rusia utiliza a China, Turquía, Emiratos Árabes Unidos y “complejas redes transnacionales” para adquirir tecnología y equipos necesarios para la guerra.

Por eso, el Tesoro advirtió que continuará “tomando medidas para identificar y desbaratar a aquellas personas, entidades y redes de terceros países” que lo faciliten.

Como consecuencia de las sanciones estadounidenses, todos los bienes y propiedades de los implicados que se encuentren en EE.UU. quedan bloqueados y se prohíbe a ciudadanos y empresas estadounidenses tener transacciones con ellos.

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Chevron y la Universidad Patagonia juntos para formar operadores en petróleo

Chevron Argentina y la Universidad Patagonia Argentina anunciaron el lanzamiento de un programa para formar operadores de petróleo y gas en Rincón de los Sauces, Provincia de Neuquén y cuenta con el apoyo de el Municipio de Ricón de los Sauces.

La iniciativa apunta a personas con ciclo secundario completo y busca desarrollar habilidades laborales en las actividades y procesos de la industria de petróleo y gas. Las capacitaciones se estructuran en cinco módulos que otorgan certificaciones parciales y generarán una salida laboral en Vaca Muerta, con competencias ajustadas a sus necesidades. Los ejes que cubre el programa incluyen la seguridad laboral e higiene profesional en el marco de la actividad hidrocarburífera, así como el mantenimiento general y la cultura de las organizaciones. Estos ejes recorren las cuatro áreas que forman al operador en el conocimiento de tareas básicas en los procesos de perforación, fractura hidráulica, operación de planta, producción y mantenimiento.

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

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

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

El Municipio de Rincón de los Sauces ha dado apoyo a esta iniciativa, reconociendo el valor de la academia en la articulación público-privada de iniciativas para aportar soluciones concretas a la formación de personal calificado que la industria de gas y petróleo requiere.
De acuerdo con lo informado por la Universidad, las preinscripciones arrancan en marzo de 2024, para iniciar clases a fin de abril y finalizar la cursada en diciembre de 2024. La modalidad incluye encuentros presenciales en instalaciones áulicas de Rincón de los Sauces y clases virtuales.

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

SOBRE LA UNIVERSIDAD PATAGONIA ARGENTINA

La Universidad Patagonia Argentina, con autorización para su funcionamiento a partir del decreto del PEN 750/22, es la primera universidad privada sin fines de lucro de la Patagonia. Del proyecto de su creación son parte fundamental figuras reconocidas de la educación universitaria pública y privada del país y de nuestra región. Desde sus dos Facultades, de Ingeniería y de Humanidades y Ciencias Sociales y del fuerte compromiso que asume la universidad con el desarrollo regional, el diseño y puesta en marcha de programas de formación en las áreas de Energía y Tecnología resultan una prioridad.

SPBRE CHEVRON

Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. En Argentina, Chevron produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria de propiedad total, Chevron Argentina S.R.L. Los intereses de la compañía incluyen la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. Chevron Argentina opera y posee los bloques El Trapial-Curamched (concesión convencional) y El Trapial-Este (concesión no convencional). Chevron también se ha asociado con YPF en las concesiones de Loma Campana y Narambuena. Chevron Argentina apoya programas enfocados en promover la educación, la salud y el desarrollo económico en las comunidades donde opera

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Luis Lucero será el nuevo secretario de Minería de la Nación

Luis Lucero, abogado especializado en la industria minera, en derecho de los recursos naturales y con experiencia en financiamiento de proyectos, en materia societaria, y en arbitrajes y litigios complejos, será designado por el gobierno como nuevo Secretario de Minería de la Nación.

La cartera había quedado vacante tras la abrupta salida de la salteña Flavia Royón, de breve estadía en ése cargo, por decisión del presidente Javier Milei a modo de réplica a algunos gobernadores cuando ocurrió el rechazo de la “Ley Omnibus” en el Congreso.

“El Dr. Lucero recibió el título de abogado de la Universidad de Buenos Aires; cursó un Posgrado en Derecho Empresario de la Universidad Argentina de la Empresa, y luego varios cursos y seminarios de especialización, destacándose los realizados en temas de politica de gobierno y estrategia corporativa en minería en la Universidad de Dundee; en negociación en Harvard Law School; en fundamentos de ciencias de la organización tanto en Columbia Business School como en la Universidad de Cambridge”, describe al inminente funcionario un comunicado del Ministerio de Economía.

Y agrega, “Lucero además recibió el título de Master of Arts, con honores, por University College London (UCL)”.

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

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

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El empresario Federico Tomasevich se asoció con Patagonia Energy

La empresa “consolida así su plan de inversión”, de más de US$100 millones, que incluye la perforación de nueve pozos hidrocarburíferos en Aguada del Chivato, Neuquén

El expresidente del holding Puente y referente del sector financiero local Federico Tomasevich se asoció a la empresa Patagonia Energy, del Grupo Fratelli -principales accionistas de Sodimac y Falabella- para “consolidar su plan de inversión” en el sector del gas y el petróleo, según informó en un comunicado.

Patagonia Energy anunció que invertirá más de US$ 100 millones en el sector energético. La inversión incluye la perforación de nueve pozos hidrocarburíferos en Aguada del Chivato, Neuquén, hasta 2031. “La perforación de los nuevos pozos es parte del compromiso de Patagonia Energy con el desarrollo energético de la Argentina, y de contribuir al crecimiento de la industria petrolera y gasífera, generando empleo y promoviendo la inversión en infraestructura clave para nuestro país”, señaló Tomasevich en el comunicado.

Patagonia Energy opera el área de Aguada del Chivato y el área de Bocarey desde 2020. Produce unos de 480 barriles de crudo y 40.000 m3 por día de gas. Aguada del Chivato está localizada sobre la “ventana de petróleo” de Vaca Muerta, junto al parque industrial de Rincón de los Sauces, lo que podría representar una “importante ventaja competitiva para un eventual desarrollo no convencional” según Patagonia Energy.

Este año, la empresa, liderada por el ex CEO de YPF Daniel González Casartelli, inició un plan de perforación de tres pozos convencionales de petróleo y gas. La compañía lleva invertidos US$16 millones en estas áreas.

Fratelli es una subsidiaria del grupo Megeve, del grupo Solari, una de las familias más ricas de Chile y su principal inversión es la minera de cobre Mochila, adquirida al grupo Luksic. Fratelli había desembarcado en el mercado energético argentino hace tres años, con la compra de Medanito. Por su parte, los Solari son propietarios de las tiendas Falabella y la cadena de homecenters Sodimac.

Renuncia y nuevo domicilio

Tomasevich, a fines de 2020, había anunciado su renuncia como presidente y director titular de Puente. De acuerdo con el comunicado oficial, fue por motivos “estrictamente personales”. En esa ocasión Tomasevich cambió su residencia fiscal a Uruguay y, por las normas locales, no podía seguir siendo directivo de la empresa.

“La operación de la compañía está creciendo a nivel internacional y Federico Tomasevich va a estar enfocado en esto”, afirmaron desde la compañía. La decisión del ejecutivo está relacionada con las operaciones que Puente, una compañía de capitales ingleses, está por abrir en Estados Unidos y las que ya tiene en otros países de la región. El ejecutivo ya pasaba mucho tiempo fuera de la Argentina y eligió irse del país para poder enfocarse en esos negocios, explicaron.

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Crítico Informe del IAE

El Instituto Argentino de la Eenergia General MOsconi, presentó el “Informe Anual de Hidrocarburos” correspondiente al año 2023 con datos de producción, consumo, reservas, pozos perforados, precios, importaciones y exportaciones argentinas. El Informe elaborado por el Departamento Técnico del IAE, dirigido por el Lic. Julián Rojo, utilizado en todos los casos información oficial producida y publicada por la Secretaria de Energía de la Nación.

Según el informe, la producción 2023 de crudo fue récord para la última década, ascendiendo a 231.892.743 barriles, (promedio 630.000 Bb/d), un 9% mayor a la registrada en el año 2022 y 16,1% mayor a la del año 2013, pero 25% menor que la producción de año 1998. La tasa promedio anual de crecimiento fue del 1,5% en la última década.

Convencionales y no Convencionales

La producción convencional de petróleo y gas natural, que representan respectivamente el 52% y 42% del total producido, viene cayendo a tasas del 4,6% y 6,6% anual acumulativo en promedio entre los años 2013 y 2023. Según el informe, los guarismos permiten afirmar que “ha existido un abandono de las políticas clásicas lideradas por la YPF estatal en el Siglo XX, basadas en la exploración de todas las cuencas productivas y la puesta en producción de los nuevos yacimientos descubiertos.”

Producción anual de Gas natural por cuenca, en millones de m3 y variación a.a.

Producción de petróleo por cuenca en Miles de m3 y variación a.a.

Según el IAE, la causa estaría asociada a tres factores bien marcados como el abandono de la exploración en la década de 1990 por YPF; la eliminación en los años 90 del Plan de Exploración a riesgo conocido como “Plan Houston” implementado durante el Gobierno de Presidente Alfonsín y la reconversión y desnacionalización de YPF durante el período 1993-2012 que dejó de lado la exploración de las cuencas continentales y marinas y desactivó los equipos técnicos de alta especialización en geología exploratoria de YPF.

Otra de las posibles causas que señala el informe es el cambio de régimen de Propiedad de los Recursos de Hidrocarburos previsto en el artículo 124 la CN de 1994 que devolvió el dominio de los recursos a las provincias.

La experiencia prueba que no se han descubierto recursos convencionales ni de gas ni de petróleo en territorios provinciales impulsados por las provincias ni tampoco en el mar impulsados por la Nación en ese periodo.

El informe señala también que en 2023, las tasas interanual de declinación de los yacimientos petróleo convencional es del 2,9% mientras que la de gas 8,8%, por lo que a partir del año 2020 se habría acelerado la declinación anual de las cuencas convencionales de gas natural mientras que las de petróleo continúan declinando a una tasa menor. Respecto de la producción de petróleo convencional en 2023 fue un 37,4% inferior a la de 2013, mientras que la de gas es 49,6% menor declinado con vigor desde larga dato.

La producción de gas natural es similar a la del año 2001, y se encuentra en un nivel 7,8% menor a su pico histórico ocurrido en 2004, con un volumen de 52.157 millones de m3.  Según el IAE, estos datos ponen en evidencia la caída de la producción en los últimos 20 años y que la no convencional no ha podido revertir.

En opinión del IAE la causa de caída de la producción de hidrocarburos convencionales es la baja inversión y los resultados insatisfactorios en la exploración de las formaciones y reservorios convencionales de las cuencas terrestres, con la consiguiente reducción drástica de la inversión de riesgo.

La muy baja inversión en exploración comparadas con el S XX  se reflejan en la disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural en las cuencas convencionales, según los datos oficiales de la Secretaría de Energía. En el periodo 2012-2022, las reservas comprobadas de petróleo y gas se redujeron significativamente en términos absolutos, en todas las cuencas con excepción de la Neuquina –única cuenca en crecimiento productivo- que impulsa el crecimiento total a partir de la actividad no convencional.

Recomendación

Para el IAE el ritmo de declinación productiva de gas natural convencional es muy pronunciado. El informe arroja dardos sobre la Secretaría de Energía cuando afirma que “…no hay, ni hubo, una explicación causal convincente de  esta fuerte anomalía por parte de la Secretaria de Energía de ninguno de los gobiernos del presente siglo”. El informe sugiere que YPF debería elaborar un informe actualizado sobre la potencialidad de la Argentina en todas las cuencas continentales y marinas que permita al país fijar una política hidrocarburífera de largo plazo.

Downstream  

Durante 2023 las ventas de nafta aumentaron 4,4% respecto del año anterior mientras que el consumo de gasoil se redujo 0,8% en relación a 2022. En el caso de las ventas de naftas, se registró un récord de ventas en la última década. 

Las ventas totales de gas natural, en 2023, fueron 1,2% menor observándose que no se logró recuperar los niveles de consumo previos al año 2020: la demanda es 5,5% menor a la de 2019 y 9,5% inferior a la del año 2018 momento en que se demandó el máximo de la década.

Subsidios

Las transferencias corrientes nominales medidas en dólares corrientes sumaron USD 11.353 millones y se redujeron 14,4% en el acumulado a diciembre de 2023 respecto del año anterior. Esto implicó menores subsidios por un monto de USD 1.912 millones explicado por los subsidios a CAMMESA que se redujeron 33,9% anual en dólares y ocuparon el 52% del total de las transferencias corrientes por conceptos energéticos. 

En cuanto a la tendencia histórica de los subsidios a la energía en términos anuales, el pico de subsidios se dio en el año 2014 con un total de USD 24.704 millones. A su vez, en los últimos once años los subsidios acumularon USD 149.036 millones, un monto que equivale al 28% del PBI del año 2023. 

Los programas relacionados a la producción de gas natural (Plan Gas no convencional, Ex Plan Gas y Plan Gas.Ar) han recibido transferencias por un total de USD 10.310 millones desde el año 2013, momento en el que entraron en vigencia. En el año 2021 entró en vigencia el Plan Gas.Ar que, en 2023, es el único vigente y sumó USD 456 millones. Esto es un aumento del 58,1% respecto al año anterior a la vez que tiene un peso del 4% sobre el total de las transferencias corrientes. 

Comercio exterior 

La importación de gas de Bolivia se redujo 40,4% entre 2022 y 2023, y es 59,8% menor a la del año 2013. En la última década la importación de gas natural por gasoducto ha disminuido un 8,7% en promedio anualmente. 

La importación de Gas natural Licuado (GNL) aumentó 13,8% entre el año 2022 y 2023, mientras que en el último año fue 53,1% menor a la del año 2013. Es decir, bajo este criterio la importación de GNL de redujo 7,3% promedio anual en la última década. 

En la suma del total del Gas entregado a usuarios, el 12,2% corresponde al gas importado (Gas natural y GNL) totalizando compras al exterior por 4.962 MMm3.

En el año 2023 se redujo la importación de gas natural mientras crecieron las compras de GNL por barco. Por otra parte, en el mismo periodo se redujo la importación de gasoil luego de llegar, en 2022, a valores máximos de la década. Este combustible se utilizó mayormente para la generación de energía eléctrica.    

Entre 2013 y 2023 el monto total de exportaciones energéticas aumentó 41,7%, lo cual implica un incremento promedio anual del 3,5% en el valor energético exportado en el periodo. Por otra parte, las importaciones tuvieron una reducción absoluta del 36,4% en la última década y una disminución promedio anual del 4,4%. En el último año las exportaciones se redujeron significativamente menos que las importaciones: cayeron 7,4% y 38,4% respectivamente en relación a 2022. Esto resultó en un déficit comercial energético de solo USD 46 millones.

*Consideraciones técnicas: El presente informe anual de hidrocarburos puede contener diferencias en los datos históricos respectos a sus versiones anteriores. Esto se debe a que se ha cambiado la metodología y utilización de bases de datos principalmente en dos temas centrales: producción de petróleo y gas y subsidios energéticos. En el primer caso se utiliza en conjunto las Tabla SESCO y la base de datos de producción de gas y petróleo por pozo (Capitulo IV), mientras que en el segundo caso se utilizan datos del concepto “Transferencias” para partidas seleccionadas publicados en Presupuesto Abierto.   

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Equinor descubre hidrocarburos en el Mar del Norte

Equinor descubrió nuevos pozos denominados Heisenberg en el Mar del Norte. Los cálculos preliminares de la empresa indican que la magnitud del descubrimiento se sitúa entre 134,2 millones y 314,3 millones de pies cúbicos (3,8 millones y 8,9 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, lo que corresponde a entre 24 millones y 56 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe). Las estimaciones de recursos para Heisenberg antes de la perforación se situaban entre 144,8 millones y 317,8 millones de pies cúbicos (4,1 millones y 9,0 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, según un comunicado de prensa publicado por Norwegian Offshore Directora (NOD).

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

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

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

El objetivo principal del pozo 35/10-11 S era delimitar el yacimiento Heisenberg descubierto en el pozo 35/10-9 en el Eoceno inferior del Grup Hordaland.
El objetivo secundario era la prospección de Hummer, en la formación Balder, entre el Paleoceno superior y el Eoceno inferior, según el comunicado.

El pozo 35/10-11 S halló un yacimiento de arenisca de unos 10 metros (32,8 pies) de buena calidad en el grupo Hordaland. El yacimiento era acuífero con trazas de hidrocarburos.
En el objetivo de exploración secundario de la formación Balder, el pozo encontró una columna de petróleo de 9,8 pies (3 metros) en arenisca de un total de 75,5 pies (23 metros) con una calidad de yacimiento de pobre a moderada.

El pozo se perforó a una profundidad medida de 1.853 metros por debajo del nivel del mar y terminó en el Paleoceno del Rogaland Group.
Por su parte, el pozo 35/10-11 A encontró un yacimiento de arenisca de unos 12 metros con una calidad de moderada a buena. El yacimiento tiene una columna de petróleo y gas del Hordaland Group.

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

La licencia de producción 827 SB se adjudicó en las Adjudicaciones en Áreas Predefinidas (APA) en 2015, mientras que la superficie adicional, 827 SB, se adjudicó en la APA 2022, dijo la NOD.
Desde entonces, algunas empresas han vendido y los actuales licenciatarios son Equinor, con una participación del 51 por ciento, y DNO Norge, con una participación del 49 por ciento.
Se trata del segundo descubrimiento reciente en el Mar del Norte. La semana pasada, Harbour Energy Norge AS y sus socios confirmaron un descubrimiento de gas en el pozo 15/9-25 del Mar del Norte, a unos 210 kilómetros al oeste de Stavanger.

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

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

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¿Nuevas tarifas para el sistema de transporte?

Un trabajo de Charles Massano (*) propone nuevos principios para la reconstrucción del sistema tarifario del transporte de gas en Argentina, que actualmente se basa en tarifas máximas por capacidad “en firme” y sugiere cambiar a un sistema de tarifas por volumen reservado en puntos de entrada y salida, similar al utilizado en Europa, para promover la eficiencia y flexibilidad en la asignación de costos. Este es un extracto del documento.

El actual sistema de tarifas reguladas que remunera el transporte de gas por gasoductos en Argentina está basado en el concepto de “tarifas máximas”. Éstas pagan por la disponibilidad de capacidad “en firme”1 para mover el gas entre dos puntos del sistema.

Esas tarifas se establecieron para rutas determinadas, que permiten unir un Punto de Ingreso o recepción determinado (entrada al sistema) con uno de Entrega o salida determinado (salida del sistema).

Hemos elaborado una propuesta2 para cambiar el actual sistema de tarifas por volumen reservado sobre una ruta determinada, por otro muy utilizado en el resto del mundo (sobre todo en Europa) que aplica tarifas a los volúmenes reservados en firme para ingresar gas al sistema en un punto determinado y, de manera independiente, extraer el gas del sistema en otro punto determinado, también con reserva firme de capacidad. Igual que en el sistema de rutas fijas, la distancia también juega un papel en la asignación de costos, pero no depende exclusivamente de una única ruta que una los puntos de ingreso (Entrada) con los de egreso (Salida).

Consideraciones para la realización de nuestra propuesta.

Los siguientes elementos fueron considerados para el diseño de la propuesta:

El Sistema Tarifario de transporte de gas debe permitir incorporar nuevos horizontes productivos (y generar precios net-backs adecuados).

La demanda, en zonas productivas, debe pagar los menores cargos por transporte.

Las distribuidoras deben tener prioridad de asignación firme en puntos que se vinculen con rutas directas (más cortas), sólo para abastecer su demanda cautiva.

Debe considerarse la reversión del Sistema Norte, sin incrementar en demasía el costo del servicio en esos nuevos destinos.

Debe preverse una caída importante en el factor de uso del transporte de gas para la generación de electricidad, pero aún considerar que su demanda eventual debe ser abastecida, en su función de back-up de las fuentes renovables.

Debe preverse un menor período de recuperación de inversiones, a partir del avance de las energías renovables.

Los compromisos firmes de transporte para exportación deben tener en cuenta las características físicas del sistema y el uso que de él hace el Mercado Interno.  

El “blending” con H2 o biogás no debe ser promovido, ya que es más eficiente producir esos combustibles cerca de su demanda y no transportarlos por ductos por grandes distancias (al menos mientras el transporte por ductos sea escaso).

Los cargos variables por compresión debieran ser cero o negativos cuando se inyecta GNL regasificado (dependiendo de la situación del sistema en la zona de inyección).

Objetivos y Principios para la reconstrucción del Sistema Tarifario del transporte de gas por ductos.

Los siguientes objetivos y principios son los que definen a nuestra propuesta:

Recaudar el Requerimiento de Ingresos (RdeI) de todas las transportistas.

Definir un único Sistema y Cuadro Tarifario para todas las transportistas.

Definir tarifas basadas en los criterios de asignación de costos por capacidad contratada por punto de Entrada y por punto de Salida del sistema de transporte.

Establecer cargos fijos, basados en gastos de inversión y operativos; y variables, que reflejen costos de compresión/combustible y pérdidas, definidos como porcentaje total a retener del gas entregado (sin grossing-up).

Incorporar un cargo que sea una señal de escasez de capacidad en los puntos de Entrada y Salida del sistema. Su recaudación estaría fuera del RdeI y se usaría para solventar expansiones/extensiones y/o ajustar la recaudación efectiva al RdeI. No se aplicará a servicios firmes.

Incorporar un servicio “Prioritario” para generadores, que recaude algo más que el actual interrumpible por cada m3 transportado (sobre el que tendrá prioridad), similar a un “firme condicionado” al uso, por parte de los cargadores originales, de su capacidad firme (debe evaluarse su eventual prioridad sobre la reventa).

Morigerar el impacto de las distancias entre puntos de Entrada y de Salida en la asignación de costos, utilizando el concepto de Parking de Equilibrio del Sistema (SBP) y el servicio de Parking, para promover el ingreso de nuevos horizontes productivos, responder al problema de reversión del Sistema Norte y minimizar la parte del Line-Pack que entra en la Base Tarifaria.

Establecer subsidios cruzados en la asignación de costos, utilizando el SBP y el parking como instrumentos, en beneficio de las zonas productivas y de la demanda del Sistema Norte revertido, compensados con mayores cargos de Salida para exportación.

Establecer cargos variables para demanda no firme que dependerán del estado del sistema, y que podrían ser negativos para la inyección de gas muy cerca de su demanda.

Metodología.

La elaboración de la propuesta se realizó considerando las siguientes tareas y requisitos:

Separación de los costos que integran el RdeI en dos grupos o conceptos:

Costos asignables a los Puntos de Entrada y Salida (basados en costos efectivos).

Descuentos asignables al servicio de SBP (respecto al de rutas directas).

Asignación de esos costos entre Entrada y Salida; y entre rutas desde Neuquén y el resto.

Cálculo los porcentajes que se percibirán como gas retenido (calculados para ser aplicables sin grossing-up), correspondientes a los costos de compresión/combustible. Podrán ser cero o negativos en Puntos de Entrada cuando se inyecta GNL regasificado. Se determinarán al conocer la ruta final del volumen diario entregado.

Cálculo de los cargos de Entrada y Salida aplicando a la porción del RdeI que deba recuperarse en cada función, un set de ponderadores de suma 100, basados en distancia y capacidad contratada.

Definición de los cargos para rutas directas: serán los cargos por ingresar gas en firme en Puntos de Entrada y por extraerlo en Puntos de Salida, sin descuento. Este servicio estará disponible para cualquier cargador. Será el único disponible cuando la distancia es corta (la Salida cerca de la Entrada).

Definición y cálculo del costo del servicio SBP, que se obtendrá por un descuento fijo aplicable al cargo por ingreso de gas en cada Punto de Entrada que tenga ese servicio.

Los cargos de Entrada SBP serán utilizados para distancias largas, porque tendrán menos costo que utilizando el servicio para rutas directas.

Los días mínimos de parking para usar el SBP serán proporcionales a la distancia entre el Punto de Entrada y el Punto de Salida utilizados. En cada PE SBP, el costo de ese servicio en ese punto es el mismo, independientemente de los días operativos (DOs) de parking que involucre.

Definición de cargos variables para enviar señal de escasez de capacidad en cada punto de Entrada y de Salida, calculados diariamente en función de la situación de cada punto (Cargos de Oferta/Demanda -COD). En los DOs sin demanda No firme de capacidad en un PE o PS, el COD es cero en ese punto y DO.

Se calculan multiplicado un 0 < factor ≤ 1 por el Costo de Referencia del gas, que es una proporción del Precio de Referencia resultante de un proceso de subasta periódico. El factor (FCOD) se calcula como la proporción que la demanda No firme de un DO en un punto de Salida tiene respecto a la máxima capacidad No firme posible autorizada en el punto.

No se aplica a contratos de capacidad en firme (usen o no SBP).

Pueden ser negativos en PEs en los que se inyecta gas con influencia inmediata en punto/s de Salida con demanda No firme (como el gas de Bolivia o la inyección de GNL).

Las distribuidoras y SDB no lo pagan cuando demandan servicio interrumpible, si el despacho de gas para clientes de unbundling del Punto de Salida o de la Subzona (si la SZ usa más de un PS), es cero en ese DO.

La recaudación de estos cargos podrá ser utilizada para estabilizar los ingresos (complementan a la recaudación, si el RdeI no se completó con los cargos por Entrada y Salida) o para solventar expansiones/extensiones del sistema.

Podría agregarse un “no-notice service” (NNS), que implicaría un cargo variable por (exceso de) demanda, más un cargo por desbalance de gas. No siempre estará disponible.

El siguiente esquema sintetiza la alternativa de utilización del SBP:

Este otro esquema compara ambos sistemas tarifarios; el actual y la propuesta que formulamo:3

Y finalmente, el siguiente esquema exhibe las opciones para la construcción del cuadro tarifario de la propuesta (que en su versión completa incluye la posibilidad de utilizar cargos estampilla):

Ventajas de la propuesta.

Para terminar, señalamos las ventajas que entendemos favorecen a la propuesta que realizamos:

Permite facturar el RdeI con la mera aplicación de los cargos fijos a reservas de capacidad, dejando otras fuentes de ingresos para usos tales como el repago del financiamiento de extensiones/ampliaciones del sistema (TI, Prioritario, Parking, NNS).

El modelo tarifario utiliza varios parámetros de asignación de costos, cuya determinación depende de las necesidades del sistema, y cuya adaptación a las circunstancias que aparezcan en cada Período de Revisión, constituirá la base de cada Revisión Tarifaria.

Al utilizar capacidad a ser contratada en puntos de Entrada y de Salida, permite la elección de rutas según la conveniencia de cada cargador, que elegirá el Punto de Salida en evento distinto y posterior al de ingreso del gas por un punto de Entrada. Los cargadores comercializadores de gas y capacidad (bundle o no), tendrán así más opciones. También facilitará el accionar de mercados de gas organizados, para contratos a término y suministro spot (desbalances).

El recurso SBP permite aplicar un descuento sobre la tarifa de ciertos Puntos de Entrada a ser utilizados en “rutas largas”, a cambio de mantener un mínimo tiempo de Parking (que no afecta el costo del servicio y facilita su prestación).

La relación entre la cantidad de DO de parking requeridos y la distancia a recorrer por el gas tiende a facilitar la operación del sistema.

El servicio de Parking no relacionado con el de SBP, se facturará por cada DO de Parking y dependerá del PE donde ingresó el gas.

Por último, los cargos de O/D y otros por servicio no relacionados con la obtención del RdeI, serán instrumentos para financiar extensiones/expansiones o completar el RdeI, de resultar necesario

En el sistema argentino, el servicio interrumpible se factura por unidad transportada, asumiendo un factor de carga del 100% (como si el volumen transportado hubiese tenido el volumen de reserva exacta necesaria). Aunque este principio ha sido alterado con modificaciones “ad hoc” realizadas en las tarifas, como consecuencia de las necesidades de solventar expansiones al tiempo que se elegía minimizar el aumento total necesario en la facturación regulada. Aunque ello parezca un objetivo encomiable, resulta en señales ineficientes de precios, que incentivan el desplazamiento de la demanda adicional firme hacia demanda interrumpible, que podrá ser abastecida con la nueva capacidad solventada por los usuarios a los que les aplican los aumentos necesarios para solventar la expansión ocurrida.
De próxima publicación en el ámbito académico Se sigue la metodología establecida en el REGLAMENTO (UE) 2017/460 DE LA COMISIÓN EUROPEA: “Reglamento para el diseño de estructuras tarifarias armonizadas de transporte de gas”
El esquema es apenas demostrativo, está inspirado en el sistema argentino de transporte de gas natural y no pretende ser exhaustivo.

(*) CH. J. Massano es Licenciado en Economía de la Universidad Nacional de Córdoba. Obtuvo la Maestría en Políticas Públicas en el Instituto Torcuato Di Tella. Desde 1990 se desempeñó como consultor independiente en temas energéticos, participando en el análisis de los negocios emergentes del proceso de privatización en Argentina.
Asesor de Gabinete en la Subsecretaría de Combustibles y Consultor de la Secretaría de Energía; colaboró en las tareas del Comité de Privatización de Gas del Estado S.E. Fue Gerente de Desempeño y Economía del ENARGAS desde su creación y hasta Febrero de 1997; fue responsable de la conducción del primer proceso de revisión quinquenal de tarifas del servicio de gas por redes. Colaboró con la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, Director del Ente Regulador de los Servicios Públicos de la Provincia de Salta; asesor en negocios con gas del Grupo Camuzzi y director en sus controladas en Argentina, Gas Pampeana y Gas del Sur, Líder del proyecto de creación del Mercado Electrónico de Gas y la Réplica de los Despachos de gas natural por cañerías.
Siendo asesor de la SE, participó en la organización de los fideicomisos de expansión del sistema de transporte de gas natural y asesoró a la Procuración del Tesoro de la Nación en la defensa frente a demandas arbitrales que involucran negocios energéticos en el país. Su actividad reciente es la consultoría en los aspectos económicos de la regulación de los servicios públicos y negocios energéticos, para organismos regulatorios, empresas y asociaciones empresarias, tanto en el ámbito nacional como en otros países de Iberoamérica (Chile, Perú, Bolivia, Brasil, Guatemala, Uruguay); y la evaluación de daños y negocios en arbitrajes internacionales que involucran empresas energéticas.

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PetroChina registró ganancias récord

PetroChina, el principal productor de petróleo y gas de China y veinticinco años de actividad, registró un beneficio récord de US$ 22.328 en 2023, lo que representa un incremento del 8,3% en comparación con el año anterior, informó la empresa.

Los ingresos de la compañía sumaron en el último ejercicio un total de US$ 415.984 , un 7% por debajo de la cifra contabilizada un año antes, como consecuencia principalmente del efecto combinado de la disminución de los precios y el aumento del volumen de ventas de los productos de petróleo y gas.

En el ejercicio anterior, PetroChina elevó un 19,4% el volumen de ventas de petróleo crudo y un 5,1% el volumen de las ventas de gas natural, aunque los precios medios disminuyeron un 13,2% y un 22,7%, respectivamente.

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MEGSA-CAMMESA: Oferta de 20.850.000 m3/día en abril. PPP de U$S 2,83

El Mercado Electrónico del Gas realizó la tradicional subasta mensual, y en esta oportunidad para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras en abril 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general.

En este segmento se presentaron 10 ofertas, por un volumen total diario de gas 2.650.000 metros cubicos y los precios promedio ponderados fueron de 2,10 en el PIST y de 2,25 puesto el gas en el Gran Buenos Aires.

Con posterioridad, el Megsa recibió 12 ofertas en un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.
En este concurso se recibieron 12 ofertas por un volumen total diario de 18.200.000 m3, con un PPP de 2,83 dólares por millón de BTU.

De estas ofertas 7 fueron de productores en Neuquén, por un volumen total de 8.200.000 m3/día y ppp de U$D 2,69 a 2,99 por MBTU.

Otras 3 ofertas llegaron desde Tierra del Fuego, por un volúmen diario de 6,5 millones de metros cúbicos a precios de US$ 2,77 a 2,81 el MBTU.

Desde Santa Cruz llegó una oferta de 1,5 millones de m3/día a un PPP de 2,88 dólares. Y desde Chubut se formuló una oferta por un volumen de 2 millones de m3 día de gas a un precio de U$D 2,83 el MBTU.

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Enarsa-BTU firmaron últimos contratos por la reversión del GN

Por Santiago Magrone

La estatal Energía Argentina concretó la firma de los contratos con la empresa BTU para la construcción del tramo 1 (dividido en 2 renglones de obras) pendiente del proyecto denominado Reversión del Gasoducto Norte.

En su totalidad, este proyecto demanda una inversión estimada en 710 millones de dólares. De esa cifra, 450 millones fueron gestionados por el gobierno anterior ante el CAF, que apróbó el crédito el año pasado.

La apertura de las ofertas económicas presentadas por los tres interesados en las obras ocurrió la semana pasada: para el renglón 1 BTU ofertó $ 78.936.201.751; Techint-Sacde ofertó $ 86.768.676,676, y Pumpco Inc (EE.UU.) $ 88.291.655.442.

Para el renglón 2 BTU ofertó $ 83.541.084.138; Techint-Sacde ofertó $ 138.221.646.699, y Pumpco Inc ofertó $ 133.823.364.790.

BTU realizó entonces la oferta menor, y en pocos días se resolvió la adjudicación.

Las obras incluyen la construcción de 22 km del gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, provincia de Córdoba, con caños de 36 pulgadas de diámetro, que vincula el Gasoducto Centro-Oeste con el Norte. Dicho ducto contará con otros 100 km que ya están en ejecución a cargo de la UTE Techint-Sacde.

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

La firma de los contratos con BTU tuvo lugar en la sede de ENARSA, fue encabezado por Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, acompañado por Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente y Horacio Amartino, Director de la Unidad de Ejecución de Gasoductos. Por BTU participó su presidente, Carlos Mundín.

La Reversión del Gasoducto Norte se completa con el cambio del sentido de flujo de 4 plantas compresoras, que se encuentran en proceso de licitación.

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

Reemplazará al gas importado de Bolivia, e incluso podrá utilizarse el gasoducto de interconexión Juana Azurduy para exportar gas natural a Bolivia. Desde allí podría además exportarse gas argentino a Brasil.

La Reversión del Gasoducto Norte, es complementaria al Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (GPNK), cuya etapa 1 (Tratayen-Salliqueló) fue realizada por Techint-Sacde (dos tramos), y por BTU (un tramo), e inaugurada durante el gobierno anterior (Julio de 2023).

Ese proyecto contempla la construcción de la Etapa 2, desde Salliqueló (provincia de Buenos Aires) hasta San Jerónimo (sur de Santa Fe), pero no esta claro que resulte prioritaria para el nuevo gobierno, que debería gestionar buscando financiación de privados interesados en este tipo de obras de infraestructura gasífera.

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Archivan causa contra ex funcionarios de Energía y Enargas por inexistencia de delito

El Juez Ariel Lijo ordenó archivar una causa contra Juan José Aranguren, ex Ministro de Energía y Minería de la Nación, Mauricio Ezequiel Roitman, ex Presidente del ENARGAS, Daniel Alberto Perrone, Carlos Alberto María Casares, Griselda Lambertini y Diego Fernando Guichón, todos ex Directores de ENARGAS, Marcos Pourteau, ex Subsecretario de Recursos Hidrocarburíferos del Ministerio de Energía y Minería, y Marcela Paula Valdez, ex Gerente de Legales del ENARGAS, por el presunto abuso de autoridad, violación a los deberes de funcionario público y negociaciones incompatibles con el ejercicio de las funciones públicas.

La causa había sido radicada en el Juzgado en lo Criminal y Correccional Federal Nº 12 en su momento a cargo del juez Sergio Torres (actual miembro de la Suprema Corte Bonaerense) y la investigación la llevó adelante el fiscal federal Guillermo Marijuan.

La denuncia presentada por el ex Interventor del Ente Regulador de Gas, Federico Bernal contra el entonces Ministro de Energía, Juan José Aranguren y otros funcionarios, dice que fueron convocados los productores y distribuidores de gas natural, para establecer bases y condiciones en la comercialización de Gas en PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), fijando por dos años precios uniformes para cada una de las cuencas y contratos a tipo de cambio variable en dólares, circunstancia que según la denuncia, no cumplía con las pautas de libre competencia y que se trató de un “hecho inédito en la comercialización del recurso bajo el régimen de la ley 24.076”

El fallo concluye que: “Conforme surge del desarrollo efectuado, han sido reunidos en autos elementos suficientes como para considerar agotada la investigación, no avizorándose medidas pertinentes que permitan avanzar en la instrucción hacia la formalización de una imputación con base en los sucesos denunciados”.

El Juez Ariel Lijo, postulado para ocupar un lugar en la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en el fallo afirma “…entiendo que el relevamiento efectuado pone en evidencia que no ha existido aquí sospecha de criminalidad alguna en los términos que la jurisprudencia exige para el dictado del sobreseimiento sin necesidad de indagatoria previa.”

Por su parte, el fiscal Marijuán en su dictamen señaló que “(…) sumamente relevantes han sido para la investigación, los testimonios brindados por los expertos del sector, que dejaron en claro que la determinación de precios en dólares no fue inédita durante la vigencia de la ley 24.076, como así tampoco en el período de emergencia que inició en el año 2002 con la salida de la convertibilidad y la mayor intervención del Estado Nacional en la regulación del sector. Tampoco se desprende de sus testimonios que las empresas distribuidoras hubieran sufrido un perjuicio a partir de la implementación de las “Bases y Condiciones” durante la gestión de Juan José Aranguren como titular de la cartera de energía. Por el contrario, las descripciones realizadas brindaron un contexto de situación del sector a lo largo de los años desde la privatización en 1992, mostrando las consecuencias de las distintas políticas que se fueron aplicando y su incidencia en los precios del gas como así también en su abastecimiento”.

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Demandan al gobierno de EE.UU por prohibir las exportaciones de GNL

Dieciséis estados liderados por Texas demandaron al presidente Joe Biden por congelar la aprobación de nuevas licencias para exportaciones de gas natural licuado (GNL) desde Estados Unidos, medida que consideran perjudicial para sus economías.

La demanda contra Biden y el Departamento de Energía de EE.UU fue presentada ante un tribunal federal de Luisiana. En su demanda, aseguran que este bloqueo es “inconstitucional” e ignora “la dependencia estatal y privada de estas exportaciones”.

El gobierno de Biden anunció a finales de enero que congelaría la entrega de nuevas licencias para exportar GNL mientras estudiaba cómo estos envíos afectan el cambio climático. “Esta pausa en las nuevas aprobaciones de GNL ve la crisis climática como lo que es: la amenaza existencial de nuestro tiempo”, dijo Biden en ese momento.
Pero, para el fiscal general de Texas, Ken Paxton, “el decreto unilateral de Biden ignora los mandatos legales, trastorna la industria del petróleo y el gas, perturba la economía de Texas y subvierte nuestra estructura constitucional”.

“Esta prohibición alejará miles de millones de dólares en inversiones de Texas, obstaculizará nuestra capacidad de maximizar los ingresos para las escuelas públicas, obligará a los productores de Texas a quemar el exceso de gas natural en lugar de llevarlo al mercado y aniquilará empleos críticos”, agregó Paxton en un comunicado este jueves.
La pausa “nos causa un serio daño, perturbará el desarrollo y la producción de gas natural y no nos deja otra opción que acudir a los tribunales”, consideró por su parte en un comunicado la fiscal general de Luisiana, Liz Murrill, otro de los estados demandantes.
EE.UU comenzó a exportar GNL recién en 2016, pero se convirtió en el mayor proveedor del mundo, impulsado en parte porque Europa dejó de consumir gas ruso tras el conflicto con Ucrania.

La prohibición de nuevas licencias ocurre mientras Biden busca captar a votantes jóvenes entusiasmados por las cuestiones ambientales, a meses de las elecciones presidenciales. 
La última revisión de EEUU de proyectos de exportación de GNL fue en 2018, cuando la capacidad de exportación era de 4 mil millones de pies cúbicos por día. Desde entonces, la capacidad se ha triplicado y está previsto que se dispare para 2030 con los proyectos en construcción.

En 2023 las exportaciones de GNL fueron récord al registrar 91,2 millones de toneladas métricas. Con esas cifras EE.UU se convirtió en el primer exportador mundial de GNL superando a Qatar y Australia.

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De Ridder: “precios de la energía compatibles con los costos”

El subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Luis De Ridder, sostuvo que desde la Secretaría de Energía se impulsa que “todos los precios relativos relacionados con el sector energético (gas, petróleo, electricidad) sean compatibles con los reales costos de producción”. “No nos gusta el tema de los subsidios, que se iran quitando en forma pausada”, agregó.

El funcionario participó en la apertura de un seminario organizado por las cámaras de expendedores de combustibles CECHA y FECRA, y en lo referido a este rubro de actividad sostuvo que “también creemos en que se deben seguir acomodando el menor precio del barril de crudo local (para refinar y comercializar en el mercado interno) con el precio internacional”, con lo cual entonces los combustibles deben venderse considerando esa cotización.

Tras un retraso considerable hasta octubre del 2023 en el marco de esta comparación, los precios de los combustibles líquidos se recuperaron en los meses subsiguientes, aunque en el sector se estima que todavía deberían avanzar entre 15 y 20 % para asimilarse a los precios de referencia internacional. El problema es que viene mermado la demanda, en particular de los combustibles premium, por cuanto los ingresos de los usuarios no acompañaron la evolución de la alta inflación.

“Con todo lo que el gobierno esta tratando de hacer en materia de macroeconomia tenemos la esperanza que el riesgo país se vaya reduciendo y que haya señales adecuadas de precios relativos para el petroleo y los combustibles para que lleguen las inversiones que el sector necesita”, explicó el cuasi flamante funcionario, que tuvo una extensa trayectoria en el sector privado (Techint) .

“Tenemos que hacer que los precios de la energía esten en relación a sus costos. Para ello hay que cambiar normas que están contempladas en el proyecto de Ley que el gobierno envió al Congreso. Hay mucho que explicar y hacer que la gente entienda, y eso lleva tiempo”, afirmó.

De Ridder sostuvo ante los empresarios de estaciones de servicio que “por algunos meses vamos a seguir acomodando esos niveles de precio como para que las empresas refinadoras y las productoras tengan el precio adecuado y puedan seguir haciendo las inversiones que se necesitan” para seguir contando con combustibles de calidad internacional.

El funcionario hizo hincapié además en el GNC puede tener un recorrido más importante en la Argentina en el marco de la transición energética (para disminuir emisiones de carbono) en tanto dispone de fuertes recursos gasíferos. “Habrá que ampliar las redes de distribución para llegar a mas regiones”, y en este orden destacó la importancia de la reversión del Gasoducto Norte, que está en curso para abastecer a las provincias del Noroeste.

Consideró que en lo inmediato el GNC estará mas competitivo que otros, por caso la electromovilidad en el país, que demandará mas tiempo desarrollar por cuentiones de infraestructura. “Las inversiones en transmisión de electricidad son muy grandes y antes habrá que aprovechar otros combustibles”, señaló.

El funcionario también destacó la necesidad de modificar aspectos de la actual Ley de Biocombustibles. Se promueve que las petroleras puedan producirlos en competencia con las actuales empresas del esa industria.

“Hay que revisar la ley para que se llegue a cumplir con las tasas de corte. Los biocombustbes tienen un potencial muy grande para la Argentina, en bioetanol, biodiesel y otros”, señaló.

Los empresarios de estaciones de servicio están atentos a los cambios que impulsa el gobierno, procurando definiciones que les permitan orientar su rol e inversiones en este sector.

El proyecto de Ley de Bases contempla, por caso, la derogación de la Ley de Abastecimiento, dejar sin efecto los períodos limitados a 5 y 8 años, para los contratos vigentes y los nuevos de marca y abasto con las petroleras. Y también desregula totalmente la participación de las empresas productoras en el mercado local de comercialización de combustibles.

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Declive de la industria petroquimica

El informe mensual, confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante enero de 2024 la producción del sector cayó un 6% respecto a diciembre 2023, afectado por todos los subsectores producto de paradas de planta (programadas y no programadas) y variaciones estacionales. Dicha situación impactó también sobre la variación interanual y la acumulada, que tuvieron caídas similares, del 19%, en ambos casos.

A su vez, el relevamiento de la CIQyP® indicó que las ventas locales cayeron en las tres variables analizadas (22% intermensual, 36% interanual y 36% en el acumulado), producto de menores precio y volúmenes de ventas, teniendo en cuenta que se priorizaron exportaciones en algunos casos puntuales.

El Informe de la Cámara resaltó que en las exportaciones se observó una suba del 10% en enero 2024 respecto a diciembre pasado, favorecidas por los productos básicos orgánicos. A su vez, cayeron un 36% respecto a enero del año anterior y similar caída en la variación acumulada. Las empresas manifestaron mayores volúmenes exportados y en algunos casos, mayor precio de venta.

La reseña elaborada por la CIQyP® señaló que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron una recuperación en producción del 8% respecto a diciembre, pero cayeron un 6% respecto al mismo mes del año anterior y un 6% en el acumulado del año. Las ventas locales se mantuvieron constantes en enero con respecto al último mes del 2023; y presentaron valores positivos de un 1%, tanto para la variación interanual como para el acumulado anual. Por su parte, las ventas externas crecieron un 6% en la variación mensual; y presentaron caídas de un 55%, tanto interanualmente como en el acumulado.

Durante enero de 2024, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 36% mayor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 18,8% en las importaciones y negativas del 8,2% en las exportaciones.

Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta presentó que durante enero de 2024 tuvo un uso promedio del 40% para los productos básicos e intermedios y del 71% para los productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante enero 2024, fueron de 238 millones de dólares.

“Siguiendo la tendencia del sector industrial de Argentina, el sector químico y petroquímico muestra una desaceleración en los comienzos del 2024, seguimos con atención las medidas que el gobierno nacional está implementando para bajar la inflación y estabilizar la economía, esperando que la situación muestre un cambio positivo en los próximos meses”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica emite mensualmente, desde 1999, un informe sobre la actividad industrial cuyas fuentes son las empresas del sector, el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), Penta-Transaction-Estadísticas Import-Export y el Banco Central de la República Argentina (BCRA).

El trabajo cuenta con diferentes niveles de desagregación y se organiza en bloques productivos, los que a continuación se detallan: productos Inorgánicos, petroquímicos básicos, petroquímicos intermedios y finales termoplásticos (polímeros y elastómeros), finales agroquímicos (agroquímicos y fertilizantes); y PyMIQ (Pequeña y Mediana Empresa Química).

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La Legislatura de Neuquén rechazó el DNU de Milei

El diputado provincial de Unión por la Patria, Darío Martínez, destacó que la Legislatura de Neuquén haya rechazado el DNU de Javier Milei. Aseguró que “el DNU es inconstitucional y avasalla la división de poderes, y además perjudica a los neuquinos y neuquinas”.

Martínez, como miembro informante del despacho de Comisión de la declaración por la que la Legislatura rechazó el DNU 70/23 del presidente Javier Milei, dijo que “no había ni necesidad ni urgencia para el dictado de ese decreto”, y añadió “si no que expliquen cuál es la urgencia de avanzar en convertir a los clubes deportivos en sociedades anónimas”.

El presidente del bloque de Unión por la Patria además citó a distintos constitucionalistas para asegurar “el DNU es inconstitucional”, y añadió que, sí es urgente tratar este rechazo en la Legislatura, pero “lamentablemente el oficialismo tiene votos en la Cámara, pero le falta coraje, porque no se animaban a tratar este Decreto para no enfrentar a Milei”.

Dijo que “el DNU que es inconstitucional y no había ni necesidad ni urgencia para dictarlo, afecta la vida de los argentinos y los neuquinos, como la eliminación de un fondo de salud, la coparticipación automática y no automática, la ley de tierras, la ley de alquileres y la posible eliminación de la zona fría en las facturas de gas”.

“El DNU faculta a la Secretaría de Energía a establecer los nuevos cuadros tarifarios sin tener en cuenta una ley vigente, y los habilita a eliminar la Zona Fría, lo que perjudica a los neuquinos y neuquinas a los que le va a llegar una factura de gas impagable”, indicó Martínez.

El diputado provincial peronista (ex Secretario de Energía de la Nación), también pidió a los legisladores nacionales de la provincia que rechacen el DNU en la Cámara de Diputados y que “no digan que quieren tratarlo por parte, porque al DNU se lo aprueba, o se lo rechaza”.

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La demanda de electricidad en febrero subió 7,9 % i.a. En el AMBA subió 3,9 %

La demanda de la energía eléctrica en febrero último (mes de 29 días) tuvo una suba interanual de 7,9% al alcanzar los 12.848,05 GWh a nivel nacional por lo que se convirtió en el séptimo mes con mayor consumo registrado de la historia. En este sentido, marzo de 2023 con 13.996,3 GWh sigue siendo el mes con mayor consumo eléctrico de la historia, seguido de enero de 2023 con 13.592,5 GWh y enero de 2024 con 13.086,9 GWh, detalló el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA registraron en febrero una suba i.a.de la demanda de 3,9 % y abarcó a los sectores de uso residencial, comercial e industrial.

LOS DATOS DE FEBRERO 2024

En febrero de 2024, mes que contó con un día más que en 2023, la demanda neta total del MEM fue de 12.848,05 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.904,6 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 7,9 por ciento.

En cuanto a la demanda residencial de febrero, representó el 49 % del total país, con una suba de 11,1 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial subió 7 %, representando el 27 % del consumo total, y la demanda industrial representó el 24 %, con un alza en el mes del orden del 2,6 %, aproximadamente.

EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda de electricidad registró en los últimos doce meses (incluido febrero de 2024): 8 meses de baja (abril de 2023, -1 %; mayo, -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; y enero de 2024, -3,7 %) y 4 meses de suba (marzo de 2023, 28,6 %; septiembre, 6,3 %; octubre, 2,3 %; y febrero de 2024, 7,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba de 0,5 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincias, en febrero, 26 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: San Juan y Formosa (19 %), Chaco (18 %), Corrientes y Salta (14 %), Entre Ríos, Catamarca, Chubut y Santiago del Estero (13 %), Misiones (10 %), Santa Fe y Jujuy (9 %), San Luis, La Rioja, Tucumán y EDEA (8 %), Córdoba, EDELAP, EDEN y Mendoza (6 %), EDES y Río Negro (4 %), Neuquén (3 %), y La Pampa (2 %), entre otros. Por su parte, 1 provincia presentó un descenso en el consumo y fue Santa Cruz (-2 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de electricidad en Capital y GBA, que demandaron 31 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 3,9 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 2,1 %, mientras que para EDESUR la demanda ascendió 6,2 %. El resto del país subió en su consumo 9,7 por ciento promedio.

Observando las temperaturas, el mes de febrero de 2024 fue menos caluroso en comparación con febrero de 2023. La temperatura media fue de 26.3 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.6 °C, y la histórica es de 23.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables.

En febrero, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.866 GWh contra 2.652 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva de 7,5 %. En este sentido, los caudales se encuentran por encima de sus valores históricos para el periodo, por lo que se observa un aumento en las principales cuencas comparado con el mismo mes del año pasado.

Si bien el despacho térmico fue superior, el consumo de combustible terminó siendo menor si comparamos mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos se produjo una baja, mientras que el gas natural tuvo un consumo mayor para generar.

Así, en febrero siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 55,51 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron 21,37 % de la oferta, las nucleares proveyeron 7,38 %, y las generadoras de fuentes alternativas 12,74 % del total.

Por otra parte, la importación de electricidad representó la cobertura del 3 % de la demanda, describió Fundelec.

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Tres empresas pugnan por la reversión de plantas compresoras del GN

.Energía Argentina (ENARSA) realizó el 18 de Marzo la recepción de los Sobres 1, de Antecedentes Técnicos, y Sobres 2, Oferta Económica- en la licitación convocada para el cambio de dirección en el transporte del gas en cuatro plantas compresoras que forman parte del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte.

Se procedió a la apertura de los Sobres 1 de las las tres ofertas recibidas que corresponden a las empresas ESUCO; CONTRERAS HERMANOS y VÍCTOR CONTRERAS.

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

Del acto realizado en la sede de ENARSA participaron el vicepresidente de Energía Argentina, Rigoberto Mejía Aravena, Horacio Amartino, Gerente de Plantas Compresoras, y Ximena Valle, Directora de Legales. Ahora se analizarán las respectivas propuestas técnicas y los antecedentes de estas empresas y se avanzará luego con la apertura de las ofertas económicas de aquellas empresas que hayan calificado técnicamente.

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

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización ahora está prevista para finales del próximo invierno, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba y al Noroeste argentino.

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Nueva prórroga transitoria por las hidroeléctricas patagónicas

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, prorrogó por otros 60 días corridos, a partir del 19 de marzo, “el periodo de transición para los contratos de Concesión” de las centrales hidroeléctricas patagónicas, que han vencido a finales del año pasado y acerca de las cuales deberá resolverse cómo será su futura gestión operativa y administrativa.

Sobre este tema (que incluye el precio de la energía para sus provincias) procuran tener injerencia los gobiernos de Río Negro y de Neuquén, cuyos ríos alojan a las centrales generadoras Alicurá, El Chocón Arroyito, y Cerros Colorados.

En el mismo orden, la Secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo prorrogó “el periodo de transición desde el 28 de abril de 2024 y por 60 días corridos, conforme a lo dispuesto en el Contrato de Concesión, de la Central Hidroeléctrica Piedra del Aguila”.

Todas fueron construídas por el Estado nacional (Hidronor) y su operación fue concesionada por 30 años al sector privado en 1993. Los contratos referidos contemplan la posibilidad de una prórroga por hasta 1 año a partir del vencimiento. Esta es la tercera prórroga parcial dispuesta por el gobierno.

En los últimos meses de gestión del gobierno anterior se planteó que la futura gestión de estas centrales quedaría en manos de una sociedad integrada por el Estado nacional y los provinciales antes mencionados. Pero esa no es la intención de la Administración Milei.

De hecho, la compañía Enel (de origen italiano) había anunciado en 2022 que buscaría vender todos sus activos en Argentina (entre ellos Edesur y centrales térmicas) pero mantuvo la expectativa de poder renovar la concesión de El Chocón.

En las últimas horas sus principales directivos se reunieron con el gobierno para respaldar la política oficial en el sector energético, y renovaron su deseo de seguir gestionando esta hidroeléctrica. Y también a Edesur, a la luz de la nueva estructura tarifaria para el rubro que impulsa el gobierno.

Operadoras privadas a cargo de las otras hidroeléctricas patagónicas también estarían interesadas en que se disponga una nueva concesión.

Las prórrogas ahora establecidas fueron a través de la Resolución 33/2024 de la S.E., ya oficializada.

En dicha resolución se establece que “a los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, las concesionarias deberán continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico correspondiente y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido periodo”.

Se estableció además “la continuidad de Energía Argentina S.A. (ENARSA) como veedor para todas las centrales referidas, quien actuará con el alcance establecido en cada uno de los Contratos de Concesión”.

“Las prórrogas antes mencionadas fueron dispuestas en virtud de la información oportunamente presentada por ENARSA y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), y 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 esta Secretaría de ampliarlo hasta el plazo máximo fijado en los contratos”, se indicó.

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GNL-YPF: Ingeniería de unidades flotantes de licuefacción

. La petrolera de mayoría accionaria estatal YPF anunció, con relación al desarrollo del proyecto exportador de Gas Natural Licuado que comparte con Petronas, el lanzamiento de “un proceso competitivo para la adjudicación de las ingenierías de las unidades flotantes de licuefacción”.

En un comunicado la Compañía señaló que “este hito se desprende del 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”.

Y se describió que “una vez que se alcance la decisión final de inversión (lo que ocurriría en 2025) , se prevé que el Proyecto Argentina GNL permitirá al país dar un salto cualitativo en la generación de divisas”.

El proyecto requiere de una norma legal que especifique las condiciones en que pueden desarrollarse las inversiones necesarias y la disponibilidad del recurso gas para su procesamiento y exportación a terceros mercados.

Petronas aportará su capacidad técnica y equipos para el procesamiento del gas natural que junto con YPF produce en Vaca Muerta, y ambas aportarán inversiones.

El proyecto se planea para una capacidad total de producción de 25 millones de toneladas de gas por año (MTPA), a ser llevado a cabo en etapas. Otras productoras en Vaca Muerta también participarán de este proyecto, en condiciones a determinar.

Entonces, en una primera etapa prevista para el 2027 entraría en operaciones de producción de GNL un primer buque (planta licuefactora flotante), y luego otros dos similares para escalar la producción hasta alcanzar unos 8 millones de toneladas año.

Mientras tanto se prevé avanzar en la construcción de una planta en tierra que entraría en operaciones no antes del 2030. Todo en la zona aledaña a Bahía Blanca.

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Usuarios de Edenor y Edesur podrán seguir gestión por cortes

. Las distribuidoras Edenor y Edesur habilitarán una herramienta digital para consultar el estado de normalización del servicio ante un corte de suministro.

Por medio de la Resolución 152/2024 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), las distribuidoras eléctricas EDESUR y EDENOR habilitarán una herramienta digital para que los usuarios afectados por un corte de suministro puedan consultar el estado actualizado de su reclamo.

A través de esta normativa, las distribuidoras incorporarán un acceso en sus respectivas páginas web mediante el cual los usuarios podrán ingresar con su número de cliente y su número de reclamo. Una vez cargados los datos, obtendrán la siguiente información:

– fecha y hora de la interrupción registrada por la distribuidora.

– fecha y hora de despacho de la cuadrilla; fecha y hora de concurrencia al lugar.

– fecha estimada de reposición del servicio y la fecha de reposición del servicio.

Las empresas implementarán este servicio y el acceso a los usuarios, con las medidas de seguridad que resulten necesarias, en el plazo máximo de 45 días corridos desde la publicación de esta Resolución (18/3). Asimismo, la información a la que accederán los usuarios se encontrará a disposición del ENRE.

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La producción de petróleo en 2004 disminuirá según la AIE

La producción de petróleo mundial en 2024 disminuirá en 920.000 barriles diarios (b/d), hasta 102,9 millones de barriles diarios (mb/d), de acuerdo con el informe mensual de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Pronostica que la producción global para 2024 aumentará 800.000 b/d, hasta 102,9 mb/d, incluido un ajuste a la baja de la producción de la OPEP+.

En el informe de febrero, la agencia predijo que aumentarían 1,7 mb/d la producción mundial de crudo hasta 103,8 mb/d, lo que supone un ajuste a la baja de 920.000 b/d por parte de la OPEP+.

La AIE cree que en 2024 el crecimiento de la producción provenga de Estados Unidos, Brasil, Canadá y Guyana, y prevé que estos países aumenten su producción combinada de petróleo en 1,3 mb/d. También espera que Irán, pese a las sanciones, incremente su producción de crudo en otros 280.000 b/d.

Además, la agencia elevó su previsión de la demanda mundial de petróleo en 2024 en 190.000 b/d y ahora la espera en 103,18 mb/d. En febrero, la AIE predijo que la demanda mundial en 2024 sería de 102,98 mb/d.

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AMLO culminará la conexión eléctrica de todo Méjico

Con una inversión de 1.300 millones de dólares se instalarán en Mexicali, en la frontera con EE.UU, Méjico, cinco plantas de ciclo combinado

Tres de las plantas son de ciclo combinado, una es de turbina de gas aeroderivada y otra es de combustión interna, detalló el director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Manuel Bartlett, quien estimó que las primeras podrían inaugurarse en septiembre próximo.

“Además, estamos construyendo una línea muy importante por todo el Pacífico que va a poder sacar esa electricidad hacia el centro del país, o sea, Mexicali se está convirtiendo en un centro muy importante de distribución de electricidad”,indicó Bartlett por teléfono en la conferencia matutina del mandatario.

AndrésM. López Obrador, presidente de México indicó que esta línea permitirá conectar la península de Baja California al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), porque era la única región del país que estaba desconectada.

Y, agregó, servirá para que Baja California reciba energía por medio de un tendido de una línea de tensión de la planta solar que construye el Gobierno de México en el vecino estado de Sonora, donde promete que será la más grande en su tipo de Latinoamérica.

“Es muy buena noticia, durante muchos años no había conexión de la red nacional con Baja California y ahora lo vamos a lograr. Y sí, estas plantas de ciclo combinado significan una inversión de 1.300 millones de dólares, ya están en proceso de construcción”, destacó López Obrador.

El mandatario ha promedio “rescatar” la CFE, que en enero pasado reportó invertir 9.171 millones de dólares en 35 proyectos de generación en la Administración de López Obrador, con lo que ha cumplido la meta de generar el 54% de la electricidad del país.

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Shell comprará energía verde a Genneia en Vaca Muerta

En el marco de su compromiso con la transición energética, Shell Argentina firmó un acuerdo con Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer con energía limpia la demanda energética de sus bloques operados en Vaca Muerta.

Las compañías alcanzaron un acuerdo estratégico para abastecer la demanda energética de las operaciones de producción de Shell Argentina con energía de fuente eólica y solar generada por Genneia. Participaron de la firma, Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia

Dicha alianza se enmarca a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con un contrato de provisión de energía verde que tiene una duración de 7 años para cubrir las operaciones de Shell en Argentina, iniciando el 1° de mayo de 2024. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

“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 Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina.

Esta iniciativa se enmarca en una robusta estrategia de descarbonización que Shell tiene en Argentina, en línea con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global. Mediante este acuerdo, Shell Argentina se asegura mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también hacer una contribución directa y valiosa al desarrollo de energías renovables en Argentina.

Por su parte, Genneia sigue creciendo en el Mercado a Término de Energías Renovables, expandiendo su cartera de clientes, compuesta actualmente por más de treinta empresas.
En este sentido, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, manifestó: “Estamos orgullosos de acompañar a Shell con sus objetivos estratégicos de reducir las emisiones de carbonoaumentar 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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Shell Argentina comprará energía verde a Genneia en Vaca Muerta

Shell Argentina y Genneia alcanzaron un acuerdo estratégico para abastecer la demanda energética de las operaciones de producción de la compañía petrolera con energía de fuente eólica y solar generada por Genneia. Participaron de la firma, Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

. En el marco de su compromiso con la transición energética, Shell Argentina firmó un acuerdo con Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer con energía limpia la demanda energética de sus bloques operados en Vaca Muerta.

Dicha alianza se enmarca a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con un contrato de provisión de energía verde que tiene una duración de 7 años para cubrir las operaciones de Shell en Argentina, iniciando el 1° de mayo de 2024.

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

Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina, señaló que “este acuerdo es muy significativo para la 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”.

Esta iniciativa se enmarca en una estrategia de descarbonización que Shell tiene en Argentina, en línea con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global.

Mediante este acuerdo, Shell Argentina se asegura mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también hacer una contribución directa al desarrollo de energías renovables en Argentina.

Por su parte, Genneia sigue creciendo en el Mercado a Término de Energías Renovables, expandiendo su cartera de clientes, compuesta actualmente por más de treinta empresas.

En este sentido, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, 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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YPF Química impulsa la innovación con su primer concurso abierto

YPF Química ha anunciado el proyecto ganador del Challenge YPF Química INN-LAB 2023, marcando un hito en su iniciativa de innovación abierta. El equipo de Bioeutectics se definió como el primer ganador de este concurso, que busca emprendedores y start-ups con proyectos innovadores con potencial para impactar positivamente en la cadena de valor del negocio. También se realizó una mención especial para los proyectos de Fungi Life y Reaquila.

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 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, nos comenta “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!”

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.

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.