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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.

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En 2023 ANCAP ganó US$ 85 millones

En lo que respecta al mercado monopólico, se presentó una pérdida de US$ -29 millones (con más de US$ 3.296 millones de facturación). Asimismo, se resignaron US$ 67 millones por ventas por debajo de la paridad importación (PPI) para los precios administrados por el Poder Ejecutivo (US$ 50 millones) y el subsidio focalizado del supergás (US$ 17 millones).

El resultado final a nivel de todo el Grupo ANCAP, revierte la pérdida en el mercado monopólico con la ganancia de US$ 67 millones de los negocios en competencia, el aporte de las ganancias de las empresas vinculadas de US$ 28 millones y US$ 31 millones del resultado de ventas a UTE para generación eléctrica. Incluye además otros ingresos y gastos por US$ 13 millones, un resultado financiero de US$ 6 millones e impuesto a la renta por US$ 16 millones.

MARGEN DE REFINACION

Para el período, el margen de refinación a PPI URSEA continúa siendo alto, pero menor al año 2022. La fijación de precios del Poder Ejecutivo no permitió a ANCAP capturar todo ese margen teórico.
Con el paro de unidades de la refinería, el cálculo se realiza hasta el mes de agosto de 2023.
 
BRECHA MERCADO INTERNO DE COMBUSTIBLES

Las gasolinas, el supergás y propano estuvieron por debajo de la paridad de importación. El gasoil estuvo por encima de la paridad de importación URSEA.
En lo que va del 2024 la brecha de precios es de US$ 9 millones, más US$ 5 millones de subsidio focalizado de supergás.
 
SUPERGAS

En enero de 2023 se entregaron 1,6 millones de garrafas, alcanzando a 260 mil hogares con un costo para ANCAP de US$ 20 millones, hasta febrero de 2024 inclusive.
El subsidio focalizado ha permitido disminuir la brecha entre el precio del producto importado y el precio al público en general. La brecha promedio para el producto en 2022 fue 33 $/kg y en 2023 bajó a 14 $/kg.
 
VENTAS EN LITORAL OESTE

Durante el año 2023, las ventas de gasolinas en el litoral oeste (Salto, Paysandú y Río Negro) muestran volúmenes iguales o menores al momento más crítico en la pandemia. 
A partir de diciembre de 2023, las ventas del litoral recuperaron la normalidad. 

 PROYECTOS FUTUROS

En abril de 2024, ANCAP convocará a presentar expresiones de interés para desarrollar dos grandes proyectos para la transición energética.
Uno de ellos estará relacionado con la producción de combustible sustentable de aviación (SAF), y un segundo proyecto orientado al desarrollo de logística de entrada y salida de líquidos en Terminal del Este, de cara a los mercados regionales.
Con relación al proyecto para la producción de SAF, la licitación de ANCAP convocada para contratar la licencia de proceso e ingeniería básica para el montaje de una unidad de hidroprocesamiento en la Refinería La Teja, cierra el próximo 8 de abril.

La presentación de resultados se desarrolló en formato taller para periodistas y líderes de opinión y contó con la presencia del presidente de ANCAP Alejandro Stipanicic, el vicepresidente Diego Durand, el director Vicente Iglesias, el gerente general Ignacio Horvath y equipos técnicos.

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Milei y China: Se frenó la construcción de las hidroeléctricas en Santa Cruz

Por Santiago Magrone

La UTE Represas Patagonia, que integran las empresas Gezhouba (China), y las locales Eling Energía, e Hidrocuyo, comunicó que se han frenado las obras de construcción de las dos centrales hidroeléctricas sobre el Río Santa Cruz -denominadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic- por “la falta de resolución de temas contractuales pendientes” por parte del gobierno nacional (temas precedentes a las nuevas autoridades de la estatal ENARSA).

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

Pero nada parece indicar que la situación tienda a normalizarse, en un contexto de marcado desinterés de la Administración Milei por preservar relaciones políticas y económicas con China, argumentando diferencias ideológicas.

Represas Patagonia describió que, “desde Noviembre del 2023 se pausaron las actividades principales de obra por la falta de fondos destinados a la construcción, incluso a pesar de los continuos aportes extraordinarios otorgados por la UTE, especialmente de la casa matriz de China Gezohuba Group Company Limited”.

“En este contexto, que excede a la UTE y lamentando mucho la situación, se prescinde momentáneamente de parte del personal vinculado al proyecto. Mantendremos una dotación en las obras con mínima actividad para garantizar su continuidad”, puntualizó la UTE.

Así las cosas, Ingenieros y técnicos de Gezohuba a cargo de las obras en Santa Cruz se fueron de Argentina, en tanto que 1.800 trabajadores de la UTE, sobre un plantel total de 2.700, fueron despedidos en las últimas semanas.

Licitados y adjudicados los proyectos de las dos centrales en 2013, las obras arrancaron en 2014, demandaban una inversión total del orden de los 4.700 millones de dólares, y contarían con financiación de bancos de China.

Ya en 2016, durante la gestión presidencial de Mauricio Macri, tales proyectos se vieron cuestionados y ralentizados por ése gobierno. Hubo una modificación técnica de uno de ellos (Condor Cliff, aguas arriba) reduciendo el número de sus turbinas generadoras, y se firmó una primera Adenda al contrato original e incluso se reformuló la composición accionaria original en la UTE (en detrimento de Electroingeniería).

Con nuevos desembolsos desde China, se retomaron los trabajos, que continuaron durante la gestión de Alberto Fernandez, período en el cual también debieron encararse tratativas para una reformulación del crédito chino en curso. A la fecha, los desembolsos del crédito suman 1.850 millones de dólares.

En el arranque de las obras se estimó que las centrales estarían operativas en 2021. También afectadas por el período de la Pandemia, hoy el grado de avance de las obras se estima en el 25 % para Condor Cliff (Néstor Kirchner) que esta proyectada para contener 5 turbinas tipo Francis, con una potencia instalada de 950 MW, y del 40 por ciento en el caso de La Barrancosa (Jorge Cepernic, aguas abajo) que estará equipada con 3 turbinas tipo Kaplan y una potencia instalada de 360 MW.

Ahora, desde la UTE se describió que “el Estado nacional está cumplimentando las condiciones subsecuentes de la enmienda del crédito, necesarias para la continuidad de los desembolsos”.

“Resueltas estas situaciones se podrá comenzar a recuperar los puestos de trabajo, sumar nuevos y aumentar las actividades, acorde al programa de trabajo consensuado por las partes”. “Las proyecciones nos indican que para los próximos años habremos creado miles de nuevos puestos de trabajo en el proyecto hasta su finalización”.

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

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“Llame antes de excavar” la campaña de seguridad de Naturgy

Excavar sin conocer la ubicación de la red de gas subterránea es peligroso y puede provocar accidentes evitables.

Naturgy renueva anualmente su campaña “Llame antes de excavar” con el objetivo de brindar mayor seguridad y evitar accidentes cuando terceros realizan obras en la vía pública. La campaña abarca los 30 municipios del norte y el oeste del conurbano bonaerense donde la distribuidora brinda su servicio de gas natural por redes.

La acción tiene por finalidad concientizar a todas las empresas que van a realizar movimientos de suelo en la vía pública, sobre la necesidad de tener toda la información específica con la ubicación de las redes de gas, para preservar el estado de las mismas; como así también la continuidad normal del suministro y la seguridad de las personas y bienes.

Plan de prevención de daños

Previo al inicio de cualquier obra que requiera efectuar actividades de excavación en la vía pública y para facilitar el trabajo de los constructores o contratistas, es obligatorio sin excepción requerir los planos a la empresa distribuidora para la localización de la red de gas, y así prevenir cualquier tipo de riesgo o daño de la misma.

Para esto, Naturgy cuenta con un Plan de Prevención de Daños, el cual contempla la entrega de documentación sobre la existencia de las instalaciones de gas, asesoramiento en obra y un manual explicativo con recomendaciones sobre cómo realizar trabajos de movimientos de suelos en forma segura.  Este manual está disponible en la web de la empresa (Apartado Prevención de Daños – https://www.naturgy.com.ar/prevencion-de-danos/ ).

Naturgy solicita además todas las empresas que realicen trabajos en los municipios, tanto con maquinaria liviana como pesada, que antes de comenzar los trabajos realicen un relevamiento o cateo manual para verificar los lineamientos del plano entregado.

¿Dónde realizar las consultas?

Naturgy dispone de una línea telefónica gratuita 0800-888-1137 y un correo electrónico prevenciondedanos@naturgy.com.ar a dónde deberán dirigirse las consultas para poder interiorizarse sobre la ubicación de redes subterráneas en el terreno elegido, para así evitar roturas que pongan en riesgo la salud de los trabajadores actuantes y de los vecinos aledaños, como así también de las viviendas y bienes.

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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Facebook: https://www.facebook.com/NaturgyArgentina/

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YPF Química impulsa la innovación con su primer concurso abierto

YPF Química anunció 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.

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
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.

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BTU realizó la mejor oferta económica para el tramo pendiente de la reversión del GN

. Energía Argentina realizó la apertura de los sobres con las ofertas económicas para la realización de los tramos pendientes de la Reversión del Gasoducto Norte, obra que permitirá llevar el gas producido en Vaca Muerta (NQN) al norte del país. La empresa BTU realizó la mejor propuesta económica.

El diseño original del proyecto contemplaba la licitación de los trabajos en 3 tramos de obras. Los tramos 2 y 3 fueron adjudicados a la UTE Techint-Sacde y los trabajos (tendido de 100 km del ducto de Integración Federal) ya estan en curso, incluído el acopio en territorio de la cañería que se fabrica en la planta de SIAT (Techint) en Avellaneda.

El tramo 1 había sido licitado el año pasado pero las ofertas fueron rechazadas por ENARSA ya que excedían los presupuestado. Ello derivó entonces una nueva licitación del tramo 1 pero ahora desdoblado en dos renglones (1 y 2), con la participación de las empresas BTU, Techint-Sacde (UTE), y Pumpco Inc, que calificaron técnicamente (Sobre 1).

Ahora, se abrieron los Sobres 2 (propuesta económica) durante un acto que encabezaron el presidente de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones, y el vicepresidente, Roberto Mejía Aravena.

El renglón 1 consiste en la construcción de 22 km del gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, con caños de 36 pulgadas de diámetro, mientras que el renglón 2 está compuesto por el tendido de dos loops (ampliaciones) paralelos al Gasoducto Norte, de 62 km de extensión, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.

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, pero la adjudicación debe ser evaluada en los próximos días.

El proyecto se completa con la reversión de 4 plantas compresoras, ubicadas dos en Córdoba y las otras dos en Santiago del Estero y Salta. El cronograma fijó para el lunes 18 de marzo la recepción de los sobre 1 (propuestas tecnicas) y 2 (económicas).

Por efecto del cambio de gobierno nacional el proyecto de reversión del GN presenta un atraso en su realización respecto de la intención inicial de tenerlo concluído y operativo para el próximo invierno, habida cuenta de la menor disponibilidad en la región del gas natural que se importa desde Bolivia, por la merma de reservas en dicho país.

La Reversión del Gasoducto Norte, es complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK). La obra 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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Chevron persevera en sus esfuerzos por encontrar petróleo en Uruguay


Chevron ya había perforado hace 50 años en aguas territoriales uruguayas y ahora vuelve por la revancha. Los hallazgos hidrocarburíferos en Namibia en los enormemente productivos pozos Venus de TotalEnergies y Graff de Shell, pertenecientes a lo que sería la misma formación geológica, sumados a los trabajos exploratorios encarados por YPF en el Proyecto “Argerich” y la explotación en la cuenca “Pelotas” de Brasil suman fichas a la martingala petrolera.

La petrolera estadounidense Chevron adquirió parte de los derechos de exploración y explotación de hidrocarburos que la compañía británica Challenger Energy Group PLC (CEG) tiene en el mar uruguayo.

En Mayo 2023, Ancap había adjudicado a la CEG, con sede en Isla de Man y dependiente directamente de la corona británica, la licencia de exploración del bloque offshore OFF-3 en el mar territorial uruguayo, el período exploratorio es de cuatro años y comenzará el 7 de junio de 2024.

El acuerdo permitirá explorar la zona durante 4 años, sin tener la obligación de perforar. Chevron adquirió una participación operativa del 60% en el bloque OFF-1 de Uruguay por unos US$ 12,5 millones. No obstante, la británica conservará una participación no operativa del 40%.

El área está ubicada a unos 100 kilómetros de la costa, cubre 13.252 km2 con un espejo de agua relativamente poco profundo: de 25 a 1.000 metros. Existe sísmica tanto 2D como 3D, y amplios datos previos (Chevron ya había perforado en un área cercana) y el compromiso de trabajo es modesto: 1.000 km de reprocesamiento sísmico 2D y sin obligación de perforación. Este último punto marca la pauta del grado de certeza que los geólogos tienen sobre el potencial de la cuenca.

La ubicación sería estratégica, adyacente al ÁREA OFF-2 de Shell, con superposición perspectiva común (Amalia)y una calle adyacente con un potencial depósito análoga a la recientemente licitada por ANP de Brasil adquiridos por Petrobras, Chevron, Shell y la china CNOOC.

De esa forma, y luego de 50 años Chevron vuelve al bloque donde hizo los dos primeros pozos en el mar uruguayo. Si bien la incorporación de Chevron en un bloque ya asignado requiere aprobación de Ancap y el Poder Ejecutivo, como se trata de  una compañía de las “major” se descuenta que no habría obstáculos.Independientemente de los resultados negativos obtenidos tras las perforaciones en aguas uruguayas en la década del 70, los descubrimientos recientes en alta mar en Namibia, abrigan esperanzas ya que se atribuye un vínculo entre ambas cuencas (o podría ser la misma originalmente) y los geólogos creen que podrían correlacionarse sísmicamente con el margen de Uruguay.

ANTECEDENTES

Los anuncios de hallazgo de crudo son recurrentes en Uruguay desde que Tabaré Vázquez asumió como presidente de los orientales en 2005. Hasta ahora, han sido sólo anuncios, del crudo no hay novedades.

“Hemos encontrado petróleo de buena calidad” había declarado desde México el presidente Tabaré Vázquez. La declaración pública de 2008, fue seguida de un comunicado oficial: “El gobierno uruguayo confirmó la existencia de yacimientos de gas natural en su plataforma continental y profundizará los estudios para encarar la eventual explotación.”

Basado en estos descubrimientos, el gobierno de Tabaré Vásquez decidió convocar a la Ronda Uruguay 2009 para interesar a las principales empresas petroleras del mundo en la explotación de estos yacimientos “Falta la interpretación de la sísmica del detalle que se hizo después pero en el paneo más grueso es evidente en determinadas áreas de la plataforma que hay acumulaciones de gas que no son los hidratos de gas que ya sabíamos que existían, fruto de investigaciones anteriores, sino acumulaciones de gas natural” dijo en aquella oportunidad Raúl Sendic, ex vicepresidente de la República Oriental y que por entonces se desempañaba al frente de la petrolera estatal Ancap.
Ancap había contratado a una empresa noruega para que realizara las pruebas por US$ 8 millones. Sendic, había señalado que las empresas interesadas debían decidirse por profundizar los estudios sísmicos o directamente pasar a la etapa de perforación. También precisó que la exploración iba a ser a riesgo del inversor y los beneficios que se obtuvieran serían compartidos con el Estado.

El por entonces ministro de Industria, Energía y Minería, Daniel Martínez, señaló que dos pruebas realizadas en el océano Atlántico, entre Punta del Este y Rocha, para una eventual extracción de hidrocarburos, arrojaron “resultados positivos”. “Hay dos posibilidades: que tengamos un bolsón grande de gas o que nos hayamos equivocado dos veces”.

DERROTERO

La búsqueda de hidrocarburos en el Uruguay es de larga data. A fines del año 1940 el Instituto Geológico del Uruguay con YPF como operador, comenzó a perforar en busca de hidrocarburos, a unos 80 kilómetros de la ciudad de Salto. Pero la vocación matera de los orientales estaba sellada y el día de reyes el trépano entregó su obsequio: salió agua caliente.

El descubrimiento dio paso a una importante y pionera industria turístico-termal. Pero la porfía de los geólogos no se detendría. En 1957 volvieron a perforar esta vez a 10 kilómetros de la ciudad de Salto sobre el Rio Daymán con resultados similares.
En la década del ´70 la crisis internacional del mercado petrolero provocó una profunda crisis energética que impulsó al gobierno oriental –en esa época también en crisis– a celebrar un contrato de perforación off-shore con Chevron.

El contrato estableció la perforación de tres pozos y en 1976, Chevron comenzó las perforaciones, a unos 150 km de Punta del Este. Tras la primera perforación se descubrió que el subsuelo basáltico (perteneciente el macizo brasileño) era de un enorme espesor y habida cuenta de su origen volcánico, la empresa decidió no continuar con la perforación.

Por su parte el gobierno uruguayo exigió el cumplimiento del contrato y tras un acuerdo amistoso, se acordó salomónicamente perforar el segundo pozo. Pero el intento dio igual resultado: seco.

RONDA URUGUAY I

Al año siguiente del anuncio de Tabaré en México, precisamente el 3 de marzo de 2009, los titulares informaban: “Grandes petroleras concretan interés en la Ronda Uruguay”. Unas 28 compañías se habían interesado en los posibles reservorios de gas y de petróleo, y habían comprado el informe realizado por la empresa noruega.
El gobierno había dividido 11 bloques en la zona oceánica para llamar a adjudicaciones para explorar y explotar. Se adjudicaron dos.

Tras el llamado de la Ronda, en 2009 se habían adjudicado bloques, todo en base a la información general de los trabajos sísmicos realizados durante 2007 y 2008 por la empresa Wavefield Inseis y se adjudicaron dos bloques para su exploración y explotación a un consorcio internacional integrado por YPF, Petrobrás y Galp. Pasaron los años y de aquel anuncio más nada se supo.

Seis empresas presentaron información y quedaron habilitadas para presentar ofertas: BHP Billiton de Australia, GALP de Portugal, PDVSA de Venezuela, Petrobras de Brasil, Pluspetrol de Argentina e YPF también de Argentina. De estas 6 empresas, 3 son Top 100: BHP Billiton, PDVSA y Petrobras. YPF no fue considerada Top 100 como tal en el Ranking de 2009. Todas calificaron como operadoras salvo GALP Energía, que calificó pero como no operadora. De estas 6 empresas, 3 se unieron para formar un consorcio (YPF, Petrobras y GALP) y presentaron ofertas por los bloques 3 y 4, ambos ubicados en la Cuenca Punta del Este.

RONDA II

“La llama hay que mantenerla encendida” dijo un alto funcionario del gobierno oriental, por lo que se decidió en 2011 convocar a la Ronda II y continuar con la estrategia seguida en la Ronda Uruguay 2009. Se realizó un nuevo llamado a interesados para la adjudicación de contratos de exploración-explotación de hidrocarburos en áreas offshore del Uruguay, se planificó y comenzó a ejecutar el proyecto Ronda Uruguay II. Los objetivos del mismo fueron mantener y reforzar la imagen de Uruguay en las empresas petroleras como oportunidad para desarrollar negocios de exploración de hidrocarburos, y lograr el interés de dichas empresas, concretadas en propuestas para explorar en el offshore de Uruguay.

Se ofreció a las firmas petroleras 15 bloques de la plataforma marítima para tareas de exploración. Se terminaron adjudicando ocho: tres a British Petroleum (los números 6,11 y 12), tres a British Gas Group (8, 9 y 13), uno a Total (14) y otro a Tullow Oil (15). En los años siguientes, las empresas realizaron asociaciones estratégicas con otras compañías para avanzar en la búsqueda de petróleo.

ExxonMobil adquirió 35% del proyecto de Total y otro porcentaje igual a Tullow Oil, que también vendió un 30% de su parte a Inpex. A su vez, los tres bloques de British Petroleum fueron devueltos en agosto de 2015 y los adjudicados a British Gas Group son propiedad de Shell luego de la fusión entre ambas.

Al cierre de la Ronda Uruguay II el 29 de marzo de 2012, ANCAP recibió 19 ofertas para la exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma marítima uruguaya en 8 de los 15 bloques ofertados, provenientes de 9 empresas petroleras (tanto en forma individual como en consorcio).

En 5 de los bloques se presentó competencia entre 3 o más empresas. Más del 50% del área ofrecida contará con trabajo de exploración, a cargo de 4 nuevas empresas que se sumaron a Petrobras, YPF y GALP en la exploración en la plataforma marítima: las británicas BG y BP, la francesa Total y la irlandesa Tullow Oil. Las empresas ganadoras realizaron trabajos de exploración en las tres cuencas petrolíferas del offshore uruguayo. De las 11 empresas habilitadas para participar en el proceso de licitación, 9 se presentaron a participar en la Ronda (Tullow Oil, Total, BP, BG, YPF, Murphy Oil, CEPSA, ExxonMobil y Shell) en forma individual o por consorcio.
La única que optó por entregar sus tres bloques (6, 11 y 12) en octubre de 2015 fue British Petroleum (BP).

ROMPÉ, PEPE

Dicen que la persistencia es la madre de la victoria. Así que en 2014 comenzaron exploraciones geológicas por cuenta de Ancap en la localidad de Pepe Núñez, nuevamente en el departamento de Salto. Pero rápidamente los sueños se desvanecieron para los pobladores de la pintoresca y mínima localidad, luego de las declaraciones de un destacado geólogo y del anuncio de que Ancap no continuará la búsqueda de hidrocarburos allí.

Uno de los los más importantes geólogos uruguayos declaró a la prensa oriental: “Me tomo todo el petróleo que encuentren en Pepe Nuñez”. La fuente que solicito reserva de su nombre, explicó que “esa afirmación que hago se basa en el conocimiento de la plataforma rocosa continental. No hay un sólo pozo petrolero desde el norte de Argentina, pasando por el sur de Brasil, hasta llegar a nuestro territorio. En el sur brasileño se realizaron unas 200 perforaciones y hay un solo pozo produciendo escasamente” Sin embargo coincidió con otros técnicos al afirmar que “es muy probable que nuestro país tenga reservas petroleras en tierra, en una zona ubicada al sur, donde Ancap no ha querido buscar”.

APROVECHAR LA BOLADA

El diciembre de 2015, el presidente Tabaré Vázquez señaló como “excelentes” las perspectivas de encontrar petróleo en Uruguay en cantidades “importantes” y de confirmarse, “la historia del país cambiaría de manera definitiva”. En enero del 2016, Vázquez citó a los ex mandatarios uruguayos Julio María Sanguinetti, Jorge Batlle y José Mujica –todas figuras relevantes en sus partidos– a una reunión donde se abordaron las políticas que el Estado debe llevar adelante si se confirma el hallazgo de petróleo en la plataforma marítima.

Luego de la reunión y según declaraciones a la prensa del ex mandatario Luis Alberto Lacalle, “lo relevante es determinar si hay o no petróleo, además la explotación dependerá del precio y cuya propuesta se presentará ante los partidos políticos.” No se sabe si ingenuamente –o no– los presidentes dieron sustento a las declaraciones de Vazquez.

Siete meses después, en agosto de 2016, la prestigiosa petrolera francesa Total, daba la mala noticia “la búsqueda no arrojó los resultados esperados” aunque no especificó si no encontró petróleo o lo encontró en cantidades poco significativas.

Había perforado en la plataforma marina a 3.400 metros de profundidad (Pozo denominado Raya-1) con un costo estimado del proceso de US$ 200 millones. Es la primera perforación practicada hasta hoy costa afuera desde que Chevron perforara en la década del ´70.
En una mesurada nota, Artur Nuñes da Silva, director general de Total, dijo que pese a que “no se encontró lo que se estaba buscando, el emprendimiento resultó un éxito, porque significó el desarrollo de Uruguay como un destino para inversiones de alta complejidad” y que “no pudieron probar recursos hidrocarburíferos en la ubicación elegida”. Tras la difusión de la nota, el consorcio que trabajaba desde 2012 en la exploración de hidrocarburos en Rocha, prosiguió con el desarme de la plataforma marítima.

Con la nota de Total en la manos, lejos de arredrarse Vázquez redobló la apuesta y pese a las hipótesis negativas sobre la exploración de hidrocarburos, declaró que el plan de búsqueda “recién comienza”. “Hay estipulados una cantidad de lugares donde se va a explorar y seguiremos avanzando”.

RONDA URUGUAY III

El 18 de Septiembre de 2017 en el Centro de Conferencias Norris–City Centre en Houston, EE.UU, Uruguay ensayó un lanzamiento de la Ronda Uruguay III, un nuevo proceso de licitación para la adjudicación de áreas para la exploración y producción de hidrocarburos offshore.

La nueva Ronda licitará 17 áreas en el mar y tiene bases y modelos de contratos similares a los de la Ronda Uruguay II, pero plantea requerimientos menos exigentes en la calificación de empresas y en el programa exploratorio requerido por área.

A.B.A

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Premio Nacional a la Calidad para Pampa Energía por la Transformación Digital

. La Fundación Premio Nacional a la Calidad distinguió a Pampa Energía por sus acciones de transformación digital. Se trata de la primera edición de esta categoría en la historia de los premios, que ya tienen 30 años de trayectoria.

Benjamín Guzmán, director de Producción e Ingeniería de Generación Eléctrica, afirmó que: “En Pampa desarrollamos diferentes iniciativas para que nuestros activos sean cada vez más eficientes. El trabajo que estamos realizando en nuestro segmento de generación nos llena de orgullo y este premio nos motiva a seguir por este camino”.

Y agregó: “Durante 2023 fuimos la empresa privada que más energía eléctrica generó, alcanzando una disponibilidad operativa por encima del promedio país”.

El Premio Nacional a la Calidad fue establecido por la Ley 24.127 y tiene como objetivo la promoción, desarrollo y difusión de los procesos y sistemas destinados al mejoramiento continuo de la calidad de los productos y servicios que se originan en el sector empresario y en la esfera de la administración pública.

Este galardón reconoce a las organizaciones que abordan en su proceso de transformación digital en pos de afrontar las demandas del contexto, incrementando su competitividad y sustentabilidad.

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

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Itaipú con récord de producción

La central hidroeléctrica binacional, Itaipú alcanzó la marca histórica de 3.000 millones megavatios hora (MWh), o lo que es lo mismo, 3.000 teravatios hora (TWh) de energía producida desde 1984, cuando inició sus operaciones. Asi lo informó la administración de Itaipú Binacional del lado paraguayo.
La media anual de esta central durante su vida operativa llegó a los 75 TWh para alcanzar este récord.

La energía producida acumulada en estos casi 40 años de operaciones de Itaipú equivaldrían aproximadamente al total del consumo de Paraguay durante 136 años y de Brasil durante 5 años.

14 GW DE POTENCIA

La hidroeléctrica, una de las mayores presas del mundo, posee 20 unidades generadoras y 14.000 MW de potencia instalada, con lo que abastece el 88,4 % de la energía del Sistema Interconectado Nacional de Paraguay, que implica que nueve de casa diez hogares paraguayos reciben su energía.

En cuatro décadas de generación, la central aportó a Paraguay cerca de 13.077,2 millones de dólares, en el marco del cumplimiento del Anexo C del tratado de Itaipú.
El tratado establece que ambos países tienen derecho al 50 % de la energía generada por la represa, con el matiz de que si una de las partes no utiliza toda su cuota, tiene que vender el excedente al otro socio a precios preferenciales.

Itaipú está situada entre la ciudad de Hernandarias del lado paraguayo y Fox de Iguazú del lado brasilero. Sus instalaciones tienen una vida útil estimada de al menos doscientos años, y suministra alrededor del 86 % del mercado eléctrico de Paraguay y el 9 % de Brasil.

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Posse y Caputo con la minera Río Tinto

El ministro de Economía, Luis Caputo, y el Jefe de Gabinete, Nicolás Posse recibieron en la Casa Rosada a directivos de la minera Río Tinto.

Un comunicado de Economía destacó que en la reunión con la empresa minera “se analizaron las medidas que impulsa el gobierno para abrir la economía y las oportunidades de inversión en el sector”, oportunidad en la cual “expresaron su interés en ampliar sus inversiones en el país”.

En representación de Río Tinto participaron su director ejecutivo, Jakob Stausholm, director ejecutivo, Sinead Kaufman, directora ejecutiva de Minerales, Guillermo Caló, director gerente del proyecto litio Rincón en Argentina y María Paula Uribe, Directora de Asuntos Externos para América Latina.

Río Tinto es un grupo empresarial multinacional del sector de la minería con oficinas centrales en Londres, Reino Unido, con más de 30.000 empleados a nivel global. En la Argentina llevan adelante el proyecto litio Rincón.

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Amcham: Chirillo quiere un sector energético autosustentable

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, señaló que el gobierno tiene por objetivo “hacer autosustentable económica y financieramente al sector energético”, eliminando las distorsiones generadas desde el Estado.

“La energía cuesta y hay que pagar por ella”, afirmó, en relación a la política tarifaria que se impulsa para productores, transportadores y distribuidores de gas y de electricidad.

El funcionario hizo hincapié en que las tarifas del sector deben estar en relación con los costos del suministro y limitó la asignación de subsidios del Estado a la demanda residencial (a través del esquema de Canasta Básica Energética). Asimismo, puntualizó que “el usuario industrial y comercial no es objeto de subsidio”.

Rodriguez Chirillo formuló estas y otras definiciones al participar de la Amcham Summit 2024 (Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina), que se desarrolló en la Ciudad de Buenos Aires.

En lo que respecta a la política que se impulsa para desarrollar los recursos de hidrocarburos, el funcionario enfatizó que “Argentina debe pasar a ser un país netamente exportador y aprovechar la ventana de oportunidad que se le presenta” mientras se desarrolla una transición energética mundial (hacia las energías renovables) que podría cerrarse en un plazo de 30 o 35 años”.

Desde el gobierno se promueven cambios a la Ley de Hidrocarburos “para producir más y mejor, al menor costo posible, maximizando la renta, con libre comercialización en el mercado internacional del petróleo, y también del gas”, describió el Secretario Chirillo ante un auditorio integrado mayormente por empresarios de diversos rubros.

Puntualizó además que “los precios locales deben alinearse con los internacionales, eliminando distorsiones como la que se produjo el año pasado con los combustibles”.
Chirillo remarcó la urgencia de acelerar la infraestructura necesaria para el transporte de crudo y de gas, para superar los cuellos de botella en Vaca Muerta, y avanzar con un régimen especial para la producción de GNL.

El Secretario remarcó además que es objetivo del gobierno impulsar contratos de producción de gas a más largo plazo, de 10 años, que los que rigen hoy por el Plan Gas activado por el gobierno anterior. “Nuestro objetivo como gobierno es generar confianza para la inversión privada”, remarcó.

Rodriguez Chirillo puntualizó también el objetivo de un modelo descentralizado para el sector electricidad. “Se deja el modelo centralizado conducido por Cammesa, para darle las responsabilidades contractuales a los agentes privados (generadores, transportadores, distribuidores) expresó. Recordó que para ello hay que establecer nuevas reglas, y que varias están en la Ley de Bases”, proyecto que reimpulsa la Administración Milei en el ámbito parlamentario.

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Taller para el fomento de la cogeneración

En el marco del Proyecto de diálogos climáticos de la Unión Europea, se llevó a cabo el tercer y último Taller para el fomento de la cogeneración en Argentina.
El pasado jueves 07 de marzo y con la participación de más de 50 profesionales de diferentes sectores, se desarrolló en el Auditorio de la Confederación de la Mediana Empresa (CAME), el tercer taller mencionado, con el objetivo de generar un espacio de intercambio sobre políticas económicas, técnicas, regulatorias y climática entre los principales actores del sector energético de la Argentina, aprovechando experiencias exitosas de la Unión Europea.

La apertura estuvo a cargo de Alfredo González, presidente de CAME ,Viktoria
Lovenberg, Jefa de la Sección Comercio de la Delegación de la Unión Europea en Argentina, Federico Pretzel, de la Secretaria de Energía de la Nación, junto con Daniel
Bouille, Director de la Fundación Bariloche y coordinador de la actividad.

De forma unánime, los oradores reconocieron a la Eficiencia Energética como la llave para contribuir a la reducción de las emisiones de CO2 necesarias para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París, destacando que la promoción de la cogeneración industrial podría desarrollar un papel fundamental, no solo como un medio para la descarbonización sino para el aumento de la competitividad de las empresas cogeneradoras a través del aprovechamiento de los vapores residuales de los procesos
industriales.
A través de una metodología participativa, el taller se desarrolló en tres paneles. En el primero, se presentaron casos reales de cogeneración en Argentina, presentados por Central Puerto junto a Terminal 6, YPF Luz y la empresa Gente de la Pampa S.A. En una segunda instancia, se presentaron tecnologías europeas con asiento en Argentina, como la finlandesa WARTSILA, SIEMENS-Energy y la austriaca JENBACHER, a través de la
representación de Industrias Juan SECCO. Y como tercera y última fase, se validó de forma conjunta una de hoja de ruta de trabajo, con objetivos a corto y mediano plazo, la cual, junto a un documento de instrumentos regulatorios, serán elevados a la Secretaria de Energía. Estos bloques fueron coordinados por las expertas técnicas Andrea Heins, Andrea Afranchi y Laura Giumelli.

Participó también Mariela Blejansky, Subsecretaria de Planeamiento de la Secretaría de la Nación, quien se comprometió a tomar las recomendaciones surgidas en este taller como insumo para el desarrollo de inminentes marcos regulatorios, con el objetivo de hacer más eficiente la generación energética en la Argentina, y alcanzar los compromisos que el país asumió a través del Acuerdo de París. Por último, el coordinador de la actividad agradeció a todos los presentes, destacando el gran de compromiso que existe tanto desde el sector público, más precisamente la Secretaría de Energía de la Nación, como desde las empresas privadas y en particular de la Unión europea en apoyar esta acción.

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Rodríguez Chirillo: “Hay que cambiar un modelo del sistema eléctrico agotado”

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

“Argentina tiene mucho por hacer y está dando los primeros pasos esenciales para un funcionamiento ordenado de los mercados, para que existan señales de precios que permitan la construcción de infraestructura mediante el esquema de iniciativa privada”, remarcó al participar del Future Energy Summit Argentina, en el Hotel Emperador de CABA y que convocó a referentes del sector y más de 50 empresas, asociaciones y diversas entidades de la industria energética.

En materia de inversiones en la ampliación del sistema de transporte de electricidad, el Secretario manifestó que “se debe resolver la forma de restituir el sistema de precios, compatibilizar el esquema de iniciativa privada, resolver la prioridad de despacho en las ampliaciones de la red y avanzar en el análisis de 20 manifestaciones de interés en proyectos de transporte presentadas”.

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

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

Respecto al mercado de derechos de emisión, Rodríguez Chirillo expresó que el Estado asignará a cada sector y subsector de la economía, derechos gratuitos de emisión y diseñará un mercado específico. Quienes emitan gases de efecto invernadero serán los responsables de cumplir con los compromisos asumidos por el país.

“La propuesta, en materia de transición energética, es entender que los compromisos asumidos son de la República Argentina y por tanto de todos, no solo del Estado Nacional. Todos debemos hacer un esfuerzo para cumplir con los compromisos”, enfatizó.

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

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

Rodríguez Chirillo expresó que “la creación del Mercado de Derecho de Emisión permitirá incentivar el florecimiento de las energías renovables en todas sus dimensiones”.

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Nueva planta solar en Brasil de 531 Mw

Brasil cuenta con una nueva planta solar (Mendubin) instalada por la noruega Equinor. De esta manera la producción de energía aumentará 30%

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

El proyecto se desarrolla y explota como empresa conjunta entre Scatec, Hydro Rein y Equinor. Los tres socios tienen una participación económica del 30% en el proyecto. Junto con el inicio de las operaciones comerciales, Alunorte ha ejercido su opción de compra y ahora posee el 10% restante.

Se espera que la central ofrezca una rentabilidad real del proyecto que se sitúe entre el 4% y el 8%, según las previsiones de Equinor para las energías renovables.La empresa es una de las grandes compañías internacionales que han invertido directamente en el desarrollo y la generación de proyectos de energía solar y eólica marina, aunque la rentabilidad de su división de energías renovables sigue estando muy por detrás de los beneficios del petróleo y el gas.

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YPF : Su relación con la CEPH, y también la vuelta a la CADE

Por Santiago Magrone

. La petrolera de mayoría accionaria estatal YPF informó que “toda comunicación emitida por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos –CEPH–, no incorpora la posición de YPF, salvo que expresamente así lo indique”.

En un comunicado, la Compañía explicó que “La presente decisión surge de una deliberación con los asociados y directivos de la Cámara (integrada por las principales operadoras de la industria local de los hidrocarburos), en la que YPF, atento a su conformación accionaria, expresó que se abstiene de participar en las comunicaciones externas”.

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

Pero el comunicado de la petrolera que ahora preside Horacio Marín, hizo hincapié en que “YPF mantendrá la modalidad expresada precedentemente al incorporarse a las distintas Cámaras del sector energético, como la Cámara Argentina de la Energía –CADE–” entidad que por estos días preside el economista (ex ministro) Miguel Peirano.

En rigor, YPF impulsó en 2019 la creación de la CADE, con un papel relevante en dicha cámara. Decidió retirarse como miembro en 2020, y ahora esta pegando la vuelta.

La CADE destaca en su web que está “formada por ejecutivos de empresas líderes en energía, busca representar a todos los actores del sector, equilibrando la representación”.

“Inicialmente enfocada en hidrocarburos, especialmente petróleo y gas de Vaca Muerta, CADE abarca la cadena completa, desde exploración hasta distribución. Con empresas como Colhué Huapi, ExxonMobil, CGC, entre otras, pretende ser un canal representativo para consensos a mediano y largo plazo, impulsando el desarrollo energético con nuevas formas de producción”, añade.

“CADE es una voz unificada que destaca la importancia de estas empresas para el futuro del país. Su objetivo es promover el crecimiento del sector para proveer energía abundante y accesible, cambiar de importador a exportador neto de energía, y generar condiciones propicias para inversiones y oportunidades de exportación”, se puntualiza.

Cabe referir que en oportunidad de aquella salida de YPF en 2020, la CADE reafirmó que seguiría “trabajando hacia la búsqueda de los consensos básicos de mediano y largo plazo para el desarrollo del potencial energético del país”, en base a su “vocación de incluir a todos los actores, independientemente del tamaño o la trayectoria de cada uno, entendiendo la importancia del equilibrio de representación entre sus miembros”.

Desde la CADE insistieron en ése momento en señalar que “desde su inicio, la cámara ha tenido una mirada amplia y se ha propuesto invitar a todos a participar. Tal es así que hoy, a más de un año de su creación, CADE está integrada por 15 empresas socias y es liderada por el máximo nivel ejecutivo de las compañías con presencia en la cadena energética”.

Entre las principales asociadas de la entidad, que por aquel entonces presidía el economista (y ex Secretario) Carlos Magariños, se cuentan Pan American Energy, Total, Chevron Argentina, CGC, Exxon Móbil Argentina, Shell, Sinopec, Pluspetrol, Pampa Energía, Raízen, y Trafigura.

En setiembre de 2019 la CADE presentó un Recurso de Amparo contra el decreto de congelamiento de los precios del crudo y de los combustibles que dispuso la Administración Macri poco después de su derrota en las PASO, modificando así su política sectorial en un intento de recuperar terreno en la campaña electoral. Tal recurso legal de la Cámara empresaria fue desestimado.

La CADE tuvo a YPF entre sus principales impulsoras durante la gestión del ex presidente de la compañía Miguel Gutierrez,  nuclea entonces a empresas de hidrocarburos que operan en el Upstream y el Downstream –productoras, proveedoras de servicios petroleros, refinadoras – con proyección a otros rubros de la industria energética.

“Hacia adelante, la Cámara buscará articular el diálogo con YPF con el objetivo de hacer contribuciones constructivas en materia de políticas públicas que fomenten el progreso de todos los argentinos”, se indicó.

La decisión de salida por parte de YPF en 2020 fue comunicada por su entonces CEO, Sergio Affronti, pocos días después de una reunión de la entidad a la que incluso asistió el entonces presidente de la petrolera, Guillermo Nielsen, que se realizó luego de conocerse la decisión del gobierno (Alberto Fernandez) de reactivar el esquema del “barril criollo” para las operaciones en el mercado local.

En el ámbito petrolero se consignó en aquella oportunidad como posible motivo de la salida de YPF una suerte de cambio de rol por parte de la petrolera 51 % estatal (desde 2012) en el mercado interno de la industria hidrocarburífera.

En la gestión Gutierrez, que concluyó poco después del cambio de gobierno en el país, se concibió a YPF como una petrolera que debía desempeñarse en el mercado de manera similar al de las empresas del sector privado en esta industria. Tal criterio parece estar siendo ratificado ahora.

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Gobernadores patagónicos se nuclean para discutir con el gobierno nacional

Por Santiago Magrone

. Los Gobernadores de las seis provincias de la Patagonia afirmaron que la región “tiene un potencial que le permite un desarrollo sostenible, por lo que necesita desplegar una infraestructura acorde”, refiriendo además en alusión al gobierno nacional que “el ajuste fiscal por sí solo no garantiza desarrollo: la producción, la inversión y el empleo deben estar en la agenda de los gobiernos”.

En una declaración conjunta señalaron que “Por lo tanto, si la determinación política del gobierno nacional es desertar en sus obligaciones en esa materia, cuanto menos debe reponer un esquema de coparticipación federal de impuestos acorde a esas responsabilidades, y a tono también con el mandato constitucional que establece que toda transferencia de competencias, servicios o funciones (a las provincias) debe venir acompañada de los correspondientes recursos”.

El documento referido fue elaborado y suscripto en el marco de una nueva Asamblea de Gobernadores Patagónicos. Los mandatarios provinciales acordaron impulsar un Plan Regional de Desarrollo Productivo.

El proyecto apunta, entre otras cosas, a suplir la ausencia del Estado Nacional a la hora de ejecutar las obras de infraestructura fundamentales que requieren las provincias firmantes, especialmente en lo que respecta a la materia energética, vial, portuaria, aeroportuaria y en lo que refiere también al transporte gasífero.

El encuentro, desarrollado en el Hotel Rayentray de Puerto Madryn, tuvo por protagonistas a llos gobernadores de Chubut, Ignacio Torres; de La Pampa, Sergio Ziliotto; de Neuquén, Rolando Figueroa; de Río Negro, Alberto Weretilneck; de Santa Cruz, Claudio Vidal; y de Tierra del Fuego, Gustavo Melella.

”Declaración Puerto Madryn”

En el documento refrendado por los gobernadores se enfatiza que “la Patagonia aporta a la economía nacional el 98 % del gas, el 87 % de petróleo, el 71 % de la energía eólica y el 27 % de la energía de hidroeléctricas”, destacando asimismo que la región “concentra en su mar adyacente el grueso de las capturas pesqueras, y en sus puertos la mayor parte de los desembarcos de ese recurso”.

De igual manera, la “Declaración Puerto Madryn”, pone de relieve que las provincias del sur cuentan también “con los principales destinos turísticos del país, exportaciones diversificadas de recursos agrícolas, ganaderos y forestales”.

Durante la jornada, los gobernadores mantuvieron un encuentro con directivos de empresas del sector energético que operan en la región.

También, con directivos de la CGT, encabezados por Héctor Daer. La entidad sindical está desplegando contactos con los gobernadores a quienes pide que rechacen el DNU 70/2023 activado por la Administración Milei, y con el cual está gobernando.

Una importante definición se escuchó por parte del gobernador rionegrino Weretilneck en referencia a la intención del gobierno central de restituir el impuesto a las Ganancias, caducado durante la gestión de Sergio Massa al frente del ministerio de Economía: “Ninguno de nosotros esta de acuerdo con que se vuelva a castigar a los trabajadores con el impuesto a las Ganancias”, afirmó, con el tácito consentimiento de sus pares.

Defensa de los recursos

En conferencia de prensa, los gobernadores afirmaron que participaran de la reunión convocada para el viernes 8 en Casa Rosada por el presidente Javier Milei, con la expectativa sostener un “diálogo respetuoso” con vistas a la discusión de proyectos de ley en el ámbito del Congreso de la Nación, donde se espera que los legisladores patagónicos (30 diputados y 18 senadores) puedan dar debate en base a criterios acordados en defensa de los intereses del pueblo de esa región, “más allá de sus diversas identidades partidarias”.

Los mandatarios sostienen que su integración está “en línea con lo establecido por el artículo 124 de la Constitución Nacional, que habilita a las provincias a la creación de regiones para el desarrollo económico y social”, y remarcaron que la Región Patagónica fue la primera creada en este marco mediante el Tratado de Santa Rosa, La Pampa, de 1996.

“Los Estados miembros (de las Provincias Unidas del Sur) apuntan a reforzar este marco constitucional ante el permanente menoscabo de la masa coparticipable por parte del Estado Nacional, lo cual se evidenció en su máxima plenitud con la retención a la coparticipación provincial de Chubut que llevó adelante recientemente, de manera injusta e ilegal, el Gobierno Nacional”, sostuvieron.

Acerca de sus concurrencias a la convocatoria de Milei para firmar el Pacto de Mayo en Córdoba, Weretilneck consideró, y sus pares parecieron coincidir, en que “Mayo está muy lejos…”

“Al constatar que los Estados Patagónicos resultan ser los más perjudicados, ya que aportan al régimen de coparticipación muchos más recursos que los que reciben a cambio, los gobernadores patagónicos anunciaron que el 18 de marzo se realizará el lanzamiento del Consejo Patagónico de Desarrollo Económico, a fin de desplegar el potencial de los territorios en materia de productividad, comercio exterior e innovación tecnológica”.

Los gobernadores también se pronunciaron en defensa de la soberanía argentina en las islas Malvinas, y deslizaron una crítca al gobierno nacional por su no actuación frente a la actitud de Gran Bretaña en las últimas semanas.

El gobernador de Tierra del Fuego, Malvinas e islas del Atlantico Sur, Gustavo Melella se encargó de leer un comunicado en el cual se “repudia la decisión de Gran Bretaña de ampliar en 166 mil kilómetros cuadrados la zona de protección de pesca en torno a las islas”, que ya unilateralmente había establecido en 2012 con restricción en 283 mil kilómetros cuadrados.

Denuncian que la decisión atenta contra el Tratado Antártico, y reclaman a los británicos acatar la resolucion de Naciones Unidas (1965) que exhortó a discutir cuestiones de soberanía sobre las islas.

Ante el ruidoso silencio del gobierno nacional sobre esta última decisión británica, los gobernadores le pidieron a la Administración Milei, “que profundice la actitud de reclamo en todos los foros internacionales”.

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YPF: “Plan 4×4” para ser gran exportadora en 2030. Este año invertirá U$S 3.000 M en Vaca Muerta

El nuevo CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, presentó el Plan Estratégico de la Compañía para los próximos 4 años, denominado “Plan 4×4”, que busca transformar a YPF en una “compañía shale de clase mundial”, se indicó.

Lo hizo en el marco de la presentación de resultados anuales del 2023, y al respecto se destacó que con la ejecución de dicho plan “se aspira a batir récords en la producción de petróleo y gas en Argentina para transformar a YPF (de mayoría accionaria estatal desde 2012) en una gran exportadora de hidrocarburos para el año 2030”.

En lo que respecta al 2024 YPF planea invertir 5.000 millones de dólares (fueron casi 5.700 millones en el 2023), de los cuales 3.000 millones se destinarán al desarrollo de sus yacimientos no convencionales en Vaca Muerta (NQN), a los que priorizará respecto de su producción en yacimientos convencionales.

Entonces, también invertirá en Downstream, para la modernización de refinerías, y en Midstream, para infraestructura de transporte de los hidrocarburos que produce.
El Plan ahora activado está centrado en 4 pilares:

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

. Disciplina financiera en la gestión de inversiones: La compañía priorizará las inversiones de mayor rentabilidad, buscando maximizar el valor para sus accionistas. En este sentido, en febrero de 2024, el Directorio de la compañía aprobó un plan de optimización de yacimientos convencionales maduros.

El plan contempla la salida de YPF más de 50 bloques convencionales, que representan el 60 % de la producción de petróleo convencional y el 40 % de la producción de gas convencional, y menos del 1 % del EBITDA de la Compañía, se describió.

Los bloques en los que YPF desinvertirá estan ubicados principalmente en Chubut, Santa Cruz y Mendoza.

“De esta forma YPF busca racionalizar significativamente sus costos operativos, reduciendo un 50 % el lifting cost en los próximos 2 años y redirigiendo alrededor de 800 millones de dólares de inversiones al desarrollo de Vaca Muerta”, señala la principal petrolera del país, nacida como Yacimientos Petrolíferos Fiscales hace mas de un siglo.

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

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

En el plano financiero, la compañía espera mantener “una política de prudencia financiera”, proyectando para el año 2024 niveles de endeudamiento neto de entre 1,5 y 1,7 veces el EBITDA ajustado”, algo que sí ocurrió en el 2023.

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Kicillof recibió a representantes de cooperativas eléctricas

– El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, se reunió el miércoles 6, junto al ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Gabriel Katopodis, y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, con representantes de cooperativas eléctricas que afrontan una situación de emergencia a partir de las políticas del Gobierno nacional y los embargos judiciales impulsados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

En ese marco, la Provincia se comprometió a interceder ante la Secretaría de Energía de la Nación para evitar que se ponga en riesgo la provisión del servicio, se informó.

“Las cooperativas eléctricas son fundamentales para brindar energía allí donde el mercado no ve un negocio rentable”, sostuvo Kicillof, y agregó: “Asumimos la responsabilidad de defenderlas porque son un actor central para la producción, el bienestar y la calidad de vida en buena parte del territorio provincial”.

Estuvieron presentes el ministro de Gobierno, Carlos Bianco, el presidente de OCEBA, Roberto Daoud; y el secretario general de la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLYF), Guillermo Moser; y representantes de APEBA, FEDECOBA, FICE, FACE, CRECES, y FECOOSER.

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GENNEIA colocó dos ON verdes por U$S 33 millones

. Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, colocó dos Obligaciones Negociables (ON) Verdes por un monto equivalente a U$S 33 millones, superando su objetivo inicial de U$S 10 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de U$S 52 millones., se detalló.

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

Las dos nuevas Obligaciones Negociables (ON) se sumarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que reúne a los principales actores del mercado de capitales.

Estos instrumentos, catalogados como bonos verdes, serán el 12° y el 13° emitidos por la compañía, reforzando su compromiso con la sostenibilidad y la responsabilidad ambiental. Con esta transacción, la empresa fortalece su posición en el mercado argentino de bonos SVS, donde ya ha emitido un valor aproximado de U$S 740 millones, se destacó.

Este resultado ratifica la confianza que el mercado deposita en Genneia, reafirmando su posición como referente de una transición energética sustentable que asegura la creación de valor para todos los grupos de interés y preserva el medio ambiente.

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

Genneia licitó Obligaciones Negociables que cumplen con las siguientes características:

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

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

A comienzos de 2024, con la entrada en operación de su tercer Parque Solar Tocota III, Genneia logró superar 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un hito en el país. Su cartera de proyectos se amplía, alcanzando a tener 10 parques renovables, 7 eólicos y 3 solares. La compañía continúa posicionándose como líder en el mercado de renovables alcanzando el 19 % del total de la potencia instalada, conformada por 21 % de la generación de la energía eólica y el 12 % de la energía solar.

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Ley de EE.UU. prohíbe a EE.UU. vender a China petróleo de la Reserva Estratégica

La Refinación Proyecto de ley de financiamiento de EE. UU. prohibe a China de comprar petróleo de la Reserva Estratégica de Petróleo Por Timothy Gardner

Una medida financiera de los EE. UU. presentada por líderes del Congreso bloquearía a China el acceso al petróleo de la Reserva Estratégica norteamericana: es decir, los EE.UU. se prohibirían a si mismos vender petróleo de propiedad estatal a China.

El deseo de mantener una postura firme hacia China es uno de los pocos puntos en común entre demócratas y republicanos en el Congreso de la Unión. Legisladores han presentado docenas de proyectos de ley para frenar el desarrollo de China.

El tema de las ventas de la Reserva Estratégica de Petreóleo (SPR por su sigla en inglés) a China se intensificó luego de que el presidente Joe Biden, un demócrata, anunciara en 2022 una venta de 180 millones de barriles de petróleo de la SPR para regular los precios de la gasolina que se dispararon después de la invasión a Ucrania.

Ese año, los EE.UU vendieron 1 de barriles a UNIPEC America, una filial con sede en Houston de la empresa estatal china Sinopec. En 2017, bajo el mandato del ex presidente Donald Trump, se vendió parte del petróleo de la SPR a PetroChina International, una subsidiaria de la empresa estatal china PetroChina Co Ltd.

La SPR actualmente posee más de 360 millones de barriles de petróleo, pero está cerca de mínimos de 40 años debido a las ventas en 2022. El año pasado, el Senado controlado por los demócratas aprobó un proyecto de ley para prohibir las exportaciones a China de petróleo de la SPR.

El senador Chris Murphy, demócrata, dijo en ese momento que se creaba la ilusión de resolver un problema, mientras que la medida tenía muy poco impacto político y probablemente fuera más dañina que beneficiosa.

¿qué es?

La Reserva Estratégica de Petróleo de los Estados Unidosm es una reserva de crudo propiedad del gobierno federal de los Estados Unidos. Fue establecida en la década de 1970 en respuesta a la crisis del petróleo de 1973-1974, con el objetivo de proporcionar un suministro de petróleo crudo en caso de emergencia nacional, como interrupciones en el suministro de petróleo debido a conflictos internacionales u otros eventos que afecten significativamente la disponibilidad de petróleo.

En general, cuando se prevé una escasez y aumenta su precio,el Gobierno Federal de la Unión suele comprar y almacenar y generalmente se desprende de ella cuando el precio baja o hay mucha abundancia.

La r

Reserva se compone de depósitos subterráneos de petróleo crudo ubicados en cuatro sitios en la costa del Golfo de los Estados Unidos. Estos sitios están diseñados para almacenar hasta 727 millones de barriles de petróleo crudo. La reserva se utiliza principalmente como un amortiguador estratégico para mitigar los impactos de las interrupciones en el suministro de petróleo y para estabilizar los precios del petróleo en el mercado nacional en caso de emergencia.

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YPF 2023: Invirtió U$S 5.700 M y produjo 514 mil bep/día. Plan de salida de yacimientos convencionales

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

YPF presentó sus resultados 2023 en la CNV y en la Bolsa de Nueva York. En materia financiera, el EBITDA ajustado de la compañía (beneficio bruto, antes de impuestos y amortizaciones) superó los 4 mil millones de dólares, lo que significó una reducción de 18 % respecto del año anterior producto principalmente de menores precios de combustibles medidos en dólares, y un contexto de alta inflación que impactó en los costos operativos, se indicó.

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

La Compañía comunicó recientemente que planea desinvertir en 55 yacimientos convencionales maduros, mayoritariamente ubicados en las provincias de Mendoza, Santa Cruz y Chubut.

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

La actividad en yacimientos no convencionales continuó siendo el principal eje de crecimiento de YPF. La producción de crudo no convencional mostró un aumento anual del 27 % mientras que la de gas no convencional aumentó 8 por ciento. En el último trimestre del 2023 la mitad de la producción de YPF provino del no convencional (NQN).

Las ventas domésticas de combustibles del año resultaron 3 % superiores a las del año 2022, marcando un nuevo récord histórico anual. La demanda fue abastecida principalmente a través de mayores niveles de procesamiento en las refinerías de la compañía, que crecieron 3 % en relación a 2022, y a un incremento en las importaciones, se describió.

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Transener reclama pagos a Cammesa y al Tesoro

La transportadora de electricidad en alta tensión Transener comunicó a la Comisión Nacional de Valores la situación de desfinanciamiento que atraviesa la Compañía por la mora en los pagos por parte de CAMMESA (a su vez acreedora de las Distribuidoras), y también “por los atrasos del Tesoro Nacional en los aportes que debe realizar para cubrir los subsidios otorgados”.

En su nota a la CNV Transener, que tiene por accionista mayoritaria a Citelec (51 %) -Pampa Energía y la estatal Energía Argentina en partes iguales- comunicó que “hemos puesto en conocimiento de las autoridades que de no cobrar al menos una transacción completa durante marzo, Transener no podrá cancelar sus obligaciones operativas y salariales en término”.

Y añade que “la sociedad controlada, Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal SA (TRANSBA), se encuentra atravesando el mismo escenario debido a la falta de pago por parte de CAMMESA”. “La Sociedad se encuentra analizando los reclamos administrativos y judiciales que correspondan a efectos de perseguir el cobro de las mencionadas acreencias”, puntualizó.

“A la fecha están pendientes de pago el 50 % de la factura de los servicios prestados en noviembre y el total de la de diciembre 2023, por un total de $ 11.900 millones más intereses, estando próxima a vencer la factura de enero 2024, y sin certeza respecto a los futuros pagos”, destacó Transener”. “El 95 % de los recursos financieros de Transener S.A. provienen del pago de CAMMESA, y este incumplimiento se traduce en el desfinanciamiento de la Sociedad”, agregó.

La Compañía notificó la situación al ENRE, a CAMMESA y a la Secretaría de Energía, y sostuvo que “es indispensable el cumplimiento del pago en término. Lo contrario obliga a la sociedad a mantener los egresos reducidos a un mínimo operativo que solo es aceptable en un muy corto plazo; de mantenerse tendrá impacto en la normal capacidad de atención del Sistema de Transporte, con el consecuente riesgo operativo”, advirtió.

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Un descubrimiento en China mejora su seguridad energética

Changqing Oilfield, subsidiaria de PetroChina, descubrió petróleo comercialmente explotable a gran escala. Las reservas del yacimiento ascenderían a más de 100 millones de toneladas, una cantidad equivalente a más de un tercio de la producción de la nación en 2023.

La perforación encuentra lo que parece ser un yacimiento gigantesco de petróleo y gas, en el condado de Huanxian, provincia de Gansu, en el noroeste de China.

Los analistas afirman que el descubrimiento podría representar casi un tercio de la producción total de petróleo y gas de China, lo que contribuiría a reducir la dependencia de las importaciones y mejorando la seguridad energética  del mayor productor industrial del mundo.

No está claro a cuánto podría ascender la producción diaria cuando el yacimiento esté en plena operación. La información fue suministrada por el estatal Henan Daily y el volumen estimado fue anunciado por el Servicio Geológico de China, dependiente del Ministerio de Recursos Naturales.

Hasta ahora, Changqing Oilfield ha encontrado reservas probadas de petróleo por 50,24 millones de toneladas y reservas estimadas de petróleo de 56,2 millones de toneladas en la zona, según la compañía Changqing Oilfield.

Actualmente, la producción diaria de crudo del nuevo campo petrolero alcanzó las 504 toneladas, y se estima que las reservas de petróleo descubiertas permitirían la producción de unas 500.000 toneladas al año.

Anteriormente, Changqing Oilfield habia desarrollado un campo de petróleo y gas ultragrande de clase mundial con una producción anual de 65 millones de toneladas en la cuenca Ordos del noroeste de China.

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Gobierno: Ex Infraestructura, Economía, AySA y tarifas

El presidente Javier Milei aceptó la renuncia del ministro de Infraestructura, Guillermo Ferraro, “a partir del 26 de febrero de 2024”, y le agradeció “los valiosos servicios prestados en el desempeño de su cargo”.

La dimisión de Ferraro, aceptada a través del decreto 216 del 4 de marzo, publicado en el Boletín Oficial el 5 de marzo, le había sido solicitada al ahora ex funcionario hace varias semanas, en el contexto de las divergencias que el Presidente ha mantenido con gobernadores y legisladores nacionales por el contenido de la denominada Ley Omnibus, que la Cámara de Diputados no aprobó.

Por esos días habían trascendido al periodismo presuntas furiosas declaraciones de Milei contra los gobernadores durante una reunión de Gabinete. Ferraro quedó en el ojo de la tormenta.

Casi de inmediato se anunció la decisión del Presidente de desarticular el cuasi flamante ministerio de Infraestructura, que había sido diseñado como un súper ministerio por la cantidad de áreas en las que tendría injerencia.

Muchas de tales áreas pasaron a la órbita del ministerio de Economía, consolidando a Nicolás Caputo como superministro.

Resultó llamativo entonces que Milei y el Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, hayan dejado transcurrir varias semanas para oficializar la salida de Ferraro. Mucho antes la Casa Rosada oficializó la salida de la secretaria de Minería, Flavia Royón, y del titular de la Anses, Osvaldo Giordano, ambos en el marco de las divergencias Milei-Gobernadores, cuyas relaciones ahora se procura recomponer, al menos con algunos.

ECONOMIA Y LA AUDIENCIA POR AYSA

Una de las cuestiones que estaban en la órbita de Infraestructura era la gestión de la estatal Aguas y Saneamientos (AySA), que el gobierno proyecta privatizar.

Ahora en la órbita de Economía, se acaba de oficializar la cita a una audiencia pública por parte del Ente Regulador (ERAS) para el 27 de marzo en la que se tratará la secuencia tarifaria para los servicios públicos de agua potable y cloacas en el Area Metropolitana de Buenos Aires, a cargo de AySA.

En los considerandos de la resolución 2/2024 de la Secretaría de Obras Públicas , se explica que “AYSA, empresa del Sector Público Nacional actuante en la órbita del Ministerio de Economía ha elevado una propuesta de adecuación tarifaria a la Secretaría de Obras Públicas del entonces Ministerio de Infraestructura, actual Ministerio de Economía, en su carácter de Autoridad de Aplicación del Marco Regulatorio para la prestación del servicio público de agua potable y desagües cloacales”.

Se señala al respecto que el Marco Regulatorio para la prestación de estos servicios (Ley 26221), no establece la obligatoriedad de la Audiencia Pública como procedimiento previo para realizar una revisión tarifaria.

Sin perjuicio de ello, la participación de los usuarios ha sido prevista en el Marco Regulatorio referido por medio de la Sindicatura de Usuarios y del Defensor del Usuario del Ente Regulador, en concordancia con lo establecido en el artículo 42 de la Constitución Nacional. Por lo que se considera adecuado realizar la Audiencia.

Se llevará a cabo el día 27 de marzo del 2024 a las 10 hs. Su visualización y participación se realizará mediante una plataforma digital y su desarrollo se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada a través de la página web del Ente Regulador (ERAS) .

TARIFAS

La propuesta elaborada plantea “ahorros presupuestarios adicionales sobre gastos operativos e inversiones en mejora y mantenimiento a partir de febrero 2024, calculado a partir de las cantidades de 2023” (reducción del 20 % real).

. Incremento del nivel tarifario para alcanzar equilibrio económico entre setiembre y octubre de 2024. (incremento del coeficiente de modificación K del 209 %).

. Mecanismo de actualización nominal de caracter mensual aplicable a partir de mayo considerando un índice compuesto por IPC INDEC Nivel General, IPIM INDEC apertura D (Productos manufacturados) e Índice de Salarios Nivel General INDEC, con las siguientes ponderaciones: IPC: 11% IPIM D: 44% IS: 45%.

. Previsión de revisión tarifaria en julio de 2024: Atento lo ambicioso del proceso de eficiencia iniciado, la elevada volatilidad macroeconómica y los cambios de precios relativos en curso se propone fijar una revisión tarifaria complementaria obligatoria para el mes de julio.

“Como resultado de las medidas en términos de reducción de los subsidios frente a la situación actual se alcanzaría un ahorro estimado de $ 440.000 millones a precios de marzo 2024, entre mejora de eficiencia adicional e incremento tarifario, generándose una importante mejora en términos de equidad”, sostiene la propuesta 2024. El criterio resulta similar al criterio aplicado recientemente para el tratamiento de las tarifas de gas y de electricidad.

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Generfé: Santa Fe promueve la energía renovable

El gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, encabezó el relanzamiento de Generfé, un programa del Gobierno provincial que busca mejorar el servicio eléctrico a partir de la incorporación de energías renovables y promueve el desarrollo sostenible mediante el aprovechamiento de energías limpias.

“Es una apuesta de acompañamiento al sector productivo garantizando la calidad del sistema eléctrico haciendo un gran aporte desde el punto de vista ambiental”, manifestó.

En la oportunidad, se firmaron convenios para la instalación de cuatro parques solares en distintos puntos de la provincia (Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier) por una potencia total de 20 MW, que permitirá generar más de 32.000 MWh, equivalente al consumo de 7.600 viviendas.

Pullaro remarcó que “con este hecho reflejamos que en Santa Fe tiene que haber políticas de Estado y esto es la continuidad de un programa que se pensó y que lamentablemente no se continuó, vamos a volver a impulsar porque creemos que son cosas que tienen que estar hoy en la provincia”.

El mandatario explicó que “esto es un programa integral que lleva adelante el gobierno de la provincia de Santa Fe, que piensa la descarbonización que se va a seguir llevando adelante” y anunció que próximamente “vamos a licitar 30 megas más para poder inyectar energía limpia a nuestro sistema, para dar mayor potencia energética en muchos puntos de nuestra provincia”.

Finalizado el acto, el presidente de la Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe Hugo Marcucci notificó a la firma (UTE) – Coral Consultoría en Energía SA e ITASOL SA que fue seleccionada para el “Abastecimiento de Energía Eléctrica generada a partir de Fuentes de Generación Renovable Solar Fotovoltaica”.

Eficiencia energética

El ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, se refirió a la importancia del trabajo público-privado: “Es un gran desafío empezar a trabajar en esta construcción de energía y en infraestructura, pero sobre todo en energía verde, creo que nosotros podemos hacer mucho, incentivar, alentar también a lo privado, trabajarlo de nuestros municipios y nuestros comunas. Nos pusimos como desafío trabajar en los 55 parques y áreas industriales porque la eficiencia energética tiene que ser una agenda de Santa Fe en materia productiva, y lo vamos a hacer con nuestras herramientas que son la EPE y Enerfé”.

Luego, la secretaria de Energía, Verónica Geese, expresó: “Es muy importante cerrar una etapa que empezamos allá en 2019 con Miguel Lifschitz con estas licitaciones que ahora vamos a adjudicar y concretar con el gobernador Pullaro”.

En el acto estuvieron también presentes el presidente del Directorio Enerfé, Rodolfo Giacosa; la subsecretaria de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Cecilia Mijich; la subsecretaria de Cambio Climático y Transición Ecológica de la Municipalidad de Rosario, Pilar Bueno; y la presidenta de la Cámara de Diputados, Clara García.

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GENNEIA emite dos ON para financiar proyectos en renovables (eólica y solar)

. Genneia, compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, anunció el lanzamiento de su 12° y 13° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a U$S 10 millones, ampliable hasta U$S 50 millones. La licitación de las ON en el mercado local se llevará adelante el 6 de marzo de 2024 y lo recaudado será destinado a financiar nuevos proyectos renovables, eólicos y solares, se comunicó.

Los instrumentos a licitar cuentan con una calificación AA.ar de Moody’s Local AR y cumplen con las siguientes características:
● CLASE XLIII: denominadas y pagaderas en dólares estadounidenses, a tasa de interés fija anual con vencimiento a los 36 meses.
● CLASE XLIV: denominadas en dólares estadounidenses y a ser integradas en efectivo en pesos al tipo de cambio inicial y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable, a tasa de interés fija anual, con vencimiento a los 24 meses.

Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities, Banco Santander, Banco BBVA, Banco Patagonia, Balanz, Banco Galicia, Banco Provincia, BACS, BST, Banco Hipotecario, Petrini Valores, TPGC Valores, Facimex y MAX Capital actúan como Colocadores.

La empresa es un referente en el campo de las finanzas sustentables, destacándose por su compromiso con el medio ambiente a través del desarrollo de iniciativas y buenas prácticas procurando combatir la lucha contra el cambio climático.

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

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

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

Genneia, con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, 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. Genneia además cuenta con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

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La OPEP+ extendió sus recortes de producción hasta junio

La OPEP+ acordó prorrogar sus recortes de producción un trimestre más, pero la reacción de los mercados petroleros fue relativamente moderada, dado que el acuerdo ya se había dado por hecho y el mercado lo ha descontado, señaló Bloomberg.

La prórroga de los recortes de producción de 2,2 millones de barriles diarios de la organización no fue ninguna sorpresa. Sin embargo, su oficialización en la reunión del domingo envió una clara señal sobre el rumbo que seguirá la OPEP+.

“La decisión envía un mensaje de cohesión y confirma que el grupo no tiene prisa por restablecer los volúmenes de suministro, lo que respalda la opinión de que, cuando finalmente ocurra, será de forma gradual”, declaró Giacomo Romeo, analista de Jefferies, al Financial Times.

El crudo Brent cotizaba, prácticamente sin cambio en el precio, en 83,53 dólares, a las 0954 GMT, mientras que el West Texas Intermediate lo hacía a 79,81 dólares por barril, una baja de solo 16 centavos (-0,20%)

Rusia reducirá en 471.000 barriles diarios la extracción y exportación de petróleo en el segundo trimestre del año, comunicó Alexandr Novak, viceprimer ministro ruso.

Novak precisó que en abril la extracción disminuirá en 350.000 barriles y la exportación en 121.000, mientras en mayo el recorte de la extracción ascenderá a los 400.000 barriles y en junio a 471.000.

El viceprimer ministro explicó que los niveles de producción se restablecerán en un futuro dependiendo de la situación en el mercado internacional de hidrocarburos.

Moscú ya anunció que reduciría voluntariamente en 500.000 barriles diarios sus exportaciones de petróleo hasta fines de marzo.

Arabia Saudita también se sumó al recorte voluntario en un millón de barriles en la producción de petróleo durante este mismo periodo, en el que producirá nueve millones de barriles hasta el cierre del mes de junio, según una fuente del Ministerio de Energía saudí citada por la agencia oficial del reino, SPA.

Por su parte, Emiratos Árabes Unidos informó de un recorte de su producción en 163.000 barriles diarios hasta finales de junio, periodo en el que producirá 2,9 millones de barriles al día.

En abril de 2023, tanto Irak como Arabia Saudíta y Emiratos ya anunciaron un recorte voluntario de 211.000, 500.000 y 144.000 barriles diarios, respectivamente, en consonancia con otros países de la organización.

Kazajistán por su parte reducirá en 82.000 barriles diarios la extracción de petróleo en el segundo trimestre de este año. El país prolongará tres meses más su recorte voluntario de producción petrolera en 51.000 barriles diarios hasta finales de junio en coordinación con algunos países del grupo OPEP+ para mantenerse en 908.000 barriles diarios, ha anunciado el Ministerio de Energía.

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YPFB busca aumentar su producción asociandose con Sonatrach

La argelina Sonatrach se asocia con la petrolera boliviana YPFB en busca de oportunidades de exploración e inversión. La ceremonia de firma tuvo lugar en el marco de la VII Cumbre del Foro de Países Exportadores de Gas (GECF), celebrada este fin de semana en la capital argelina, que congregó a una decena de jefes de Estado, entre ellos, el de Irán, Qatar y Bolivia.

El director general de la empresa argelina, Rachid Hachichi, recordó en rueda de prensa que la producción nacional de gas natural licuado (GNL) se situó el pasado año en los 30.000 millones de metros cúbicos, aunque su capacidad podría alcanzar los 56.000 millones, mientras que sólo se ha explorado el 47% de la superficie total del territorio.

En tanto la renta petrolera de Bolivia pasó de 3.000 millones de dólares en 2022 a 2.000 millones el pasado ejercicio. Este descenso podría suponer la parálisis de las exportaciones e incluso la posible obligación de comprar petróleo para abastecer su propia demanda.

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YPF Luz abastecerá con 100 % de energía renovable a Bitali (Grupo Piero)

YPF Luz abastecerá con energías limpias, provenientes del parque eólico Los Teros y, a partir del segundo semestre de 2024, del parque eólico General Levalle, a la división bienestar y confort de Grupo Piero, empresa líder productora de colchones y almohadas.
El acuerdo firmado tiene una duración de 5 años y le permitirá abastecer el 100 % del consumo eléctrico de su Planta Industrial Talar, en la Provincia de Buenos Aires, con energía renovable.

Su demanda de 2.300 MWh/año es equivalente al consumo de 630 hogares, y permitirá ahorrar un total de 535 toneladas de emisiones de CO2 equivalente por año, se indicó.

El acuerdo prevé que, en una primera etapa, YPF Luz abastezca el 50 % de la demanda desde el parque Eólico Los Teros, ubicado en la localidad de Azul. Cuando inicie operación el Parque Eólico General Levalle, ubicado en Córdoba, se cubrirá el 100 % del consumo eléctrico de la planta de Bitali con energía renovable.

Javier Arriola, CEO de Bitali, aseguró que “éste es un paso fundamental en nuestra estrategia de descarbonización de la producción de colchones, almohadas y espumas, y uno de los pilares de nuestro Programa de Sustentabilidad, que además prevé nuevas inversiones en 2024 vinculadas a la economía circular y el triple impacto”.

Al respecto, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz afirmó: “Este acuerdo demuestra el compromiso del Grupo Piero por generar un impacto positivo en el medio ambiente. Nos enorgullece que nos elijan para acompañarlos en su camino hacia la transición energética y garantizar un futuro más sostenible para todos”.

Para la fabricación de espuma, Bitali se provee de TDI (insumo químico) de Petroquímica Río Tercero, empresa que también produce con energía renovable de YPF Luz y con materia prima de YPF Química. Estas alianzas estratégicas también permiten contribuir a la sostenibilidad en la cadena de valor del Grupo Piero.

Bitali obtuvo recientemente la certificación ISO 14.001 de gestión ambiental y publicará este año su Primer Reporte de Sustentabilidad.

Bitali es la compañía que agrupa a marcas líderes de la industria del descanso: Piero, Cannon, Suavestar, Gani, Suavegom y Rosen.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una generadora de energía eléctrica que desde 2013 lidera la transición energética optimizando los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. La compañía alcanzó una capacidad instalada de 3,2GW que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Actualmente, se encuentra construyendo un parque eólico de 155 MW en la provincia de Córdoba.

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Tras retroceder 1.3% en 2023, la industria cayó 6.3% en enero en la comparación interanual

El Índice de Producción Industrial (IPI) de FIEL registró en 2023 un retroceso de 1.3% respecto al año anterior, interrumpiendo dos años de mejora en el rebote pos pandemia. De este modo, la producción industrial de 2023 resultó un 5.0% inferior a la de 2011 cuando se tuvo el mayor registro de actividad más de una década atrás.
Según el informe de FIEL, los datos de diciembre mostraron una caída interanual de 5.6% en la comparación con el mismo mes del año pasado, con avances en la producción de papel y celulosa y la refinación de petróleo, que se combinaron con caídas en los despachos de cigarrillos, en las industrias metálicas básicas arrastradas por la contracción de la siderurgia, en la metalmecánica con freno difundido que alcanzó a algunas plantas autopartistas, en la producción de alimentos y bebidas y en la de químicos y plásticos.

Asimismo, en el mes destacó un ligero retroceso en las ramas que lideraron la actividad industrial a lo largo del año ‐la automotriz y la de los minerales no metálicos.

Con lo anterior, en el cuarto trimestre de 2023 la industria acumuló un retroceso interanual de 2.0%, encadenando tres trimestres de contracción de la producción.
En términos desestacionalizados, la actividad industrial del cuarto trimestre cayó 3.2% en la comparación con el tercero, encadenado dos trimestres de recorte de la producción.

A lo largo del año, diversos factores gravitaron sobre el desempeño industrial comenzando por el efecto de la sequía sobre la cosecha de granos gruesos. La falta de soja impactó a la industria aceitera, al tiempo que la sequía incentivó la salida de animales de los campos elevando la faena vacuna y marcando un deterioro de la lechería.

También se tuvieron efectos asociados a paradas de planta por ampliación de capacidad como en el caso de la refinación de petróleo o en la de químicos y plásticos.

La menor disponibilidad de divisas ciñó el acceso al mercado único y libre de cambios sobre el cual se aplicaron trabas para ralentizar las importaciones, al tiempo que la implementación del impuesto PAIS encareció el costo de insumos importados.
La puesta en práctica del mecanismo de garantías de crédito con Brasil para dar fluidez a las importaciones no alcanzó a ser implementado, mientras que el uso de yuanes del swap de monedas con China no resultó de acceso generalizado.

Con el objetivo de sostener la actividad, una gama amplia y diversa de empresas elevó por encima del normal desarrollo de los negocios su endeudamiento comercial con el exterior y casas matrices, lo que a su tiempo llevaría al recorte de la actividad productiva al demorarse el despacho de insumos debido a imposibilidad de acceder a las divisas para la cancelación de las deudas.

Con todo lo anterior, en 2023, de las diez ramas industriales que reporta el IPI de FIEL, cuatro acumularon una mejora en la comparación interanual, dos igualaron el nivel de producción de 2022 y las restantes mostraron una contracción. (Véase Gráfico No 2).
En lo que respecta a la producción industrial por tipo de bien, en 2023 los de consumo registraron el mayor retroceso mientras que la de bienes de capital en el segundo semestre recortó el crecimiento acumulado siguiendo el mal desempeño en la producción de maquinaria agrícola y la pérdida de ritmo en la producción de utilitarios. (Véase Gráfico No 3).

La industria en enero 2024

En enero de 2024, de acuerdo a información preliminar, la producción industrial registró una contracción interanual del 6.3%, con caídas generalizadas de actividad que alcanzaron a los sectores de alimentos y bebidas, textiles, químicos y plásticos, minerales no metálicos, industria metalmecánica e industria automotriz.
En cuanto al ranking de crecimiento sectorial del mes, la producción de papel y celulosa se elevó 1.9% seguida de la refinación de petróleo que aumentó 1.1%, en ambos casos en la comparación con enero del año pasado.

Por su parte, los despachos de cigarrillos igualaron el nivel de enero de 2023. Las restantes ramas de actividad industrial registraron retrocesos, comenzando con la producción de insumos textiles que se recortó 2.2%, siguiendo con la producción de insumos químicos y plásticos que se contrajo 3.1% y la de alimentos y bebidas que lo hizo 4.9%, en cada caso en la comparación interanual.

Con caídas de actividad superiores al promedio se colocan las industrias metálicas básicas que registraron un retroceso de 8.7%, la producción de minerales no metálicos que se contrajo 13%, la producción automotriz con una caída de 16.4% y la metalmecánica con una reducción del 18.7%, en cada caso respecto a enero de 2023.
En términos desestacionalizados, la producción industrial del mes cayó 0.9% respecto a diciembre, encadenando dos meses en retroceso y retomando el sendero de caída luego del impasse registrado en noviembre.

Con lo anterior, el nivel de actividad corregido por estacionalidad del mes de enero resulta 11.2% inferior al registrado en mayo de 2022 en el inicio de la actual fase recesiva de la industria.

Finalmente, todos los indicadores que permiten anticipar una reversión de la fase señalan que esta se profundiza y se prolonga, al tiempo que desde noviembre se tiene una mayor difusión sectorial de la caída de la actividad. En términos de perspectivas de corto plazo, la industria a comienzos de 2024 transita un periodo de adecuación al nuevo escenario económico, caracterizado por un marcado cambio de precios relativos de bienes y servicios, un fuerte deterioro del poder de compra del público y mayores incentivos a la exportación.

En el corto plazo el ordenamiento de las deudas comerciales con los proveedores del exterior mediante el BOPREAL, junto con los plazos establecidos para el acceso al mercado de cambio marcará el ritmo de las importaciones de insumos, partes y piezas, y con ello el de la normalización de los stocks en ramas que utilizan intensivamente insumos importados. La producción de sectores vinculados al consumo –p.e textiles, calzado, durables de la línea blanca, gris, marrón y de pequeños electrodomésticos‐, se verá afectada por el deterioro de los ingresos reales y la readecuación de los gastos de las familias.

Otros bienes con demandas menos elásticas podrían sostener ventas y producción, aún cuando ello implique migraciones hacia bienes de menor calidad. Pero, el cambio de precios relativos de la economía supone incentivos a mayores exportaciones, de modo que los sectores con inserción internacional podrían sortear con mayor margen el impacto de la contracción del mercado interno, tales los casos de los alimentos, los químicos y plásticos, metales comunes, elaborados de metal y vehículos. Al considerarse las perspectivas a más mediano plazo, no debe perderse de vista el escenario económico en Brasil, que podría sumar tracción sobre la actividad industrial local.

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Milei mantiene sus inflexibles objetivos pero modifica la estrategia

El discurso de apertura de sesiones del Congreso
Nacional 2024 por parte de Javier Milei cumplió con el mandato constitucional de rendir cuentas del estado de la Nación y recomendar medidas pertinentes. Sin embargo, a 90 días de su asunción, el presidente enfrenta desafíos económicos significativos, incluyendo alta inflación, aumento de precios y reducción de subsidios, a pesar de que llevó a una rápida reducción del déficit fiscal, generando preocupaciones sobre su sostenibilidad. A pesar de enfrentar una derrota parlamentaria y críticas por su estrategia política, Milei mantuvo un tono duro y contradictorio, repitiendo consignas electorales mientras implementaba políticas opuestas a las prometidas.Su discurso estuvo marcado por críticas al Legislativo y a los gobernadores precedidos de amenazas de “fundirlos”-, pero incluyó promesas de alivio fiscal condicionadas a la firma de un nuevo pacto. La relación tensa con los gobernadores y el desafío de alcanzar un superávit primario en un contexto de devaluación y vencimientos de deuda complejizan aún más el panorama económico y político.

El presidente Javier Milei abrió las sesiones del Congreso Nacional 2024, cumpliendo el mandato de la Constitución Nacional, que en su artículo 99 establece que el presidente “hace anualmente la apertura de las sesiones del Congreso, reunidas al efecto ambas Cámaras, dando cuenta en esta ocasión del estado de la Nación, de las reformas prometidas por la Constitución, y recomendando a su consideración las medidas que juzgue necesarias y convenientes”.

En estos escasos 90 días, la motosierra profundizó la inflación, la más alta en décadas y devaluó la moneda 120%. Se produjo una brutal suba de precios de todos los bienes y servicios, se quitaron subsidios, se redujeron los ingresos de jubilados, pensionados y discapacitados en términos reales, y a los enfermos terminales se les recortó la entrega de medicamentos.

También se redujeron los nimios gastos de café y leche en los ministerios, y se despidieron a cientos de trabajadores. Todo esto contribuyó a una vertiginosa reducción del déficit fiscal, única promesa electoral cumplida hasta el momento, aunque los expertos consultados creen que el camino elegido carece de sustentabilidad.

Contienda legislativa

La derrota parlamentaria sufrida por el presidente tras el envío del proyecto de ley que lleva el fatuo título de “Bases y principios para la libertad de los argentinos” dejó al desnudo serios errores en el planeamiento estratégico de Javier Milei y también mostró la poca capacidad legislativa de la “troupe” mileísta. El error no forzado desató la furia de Milei, quien sin sutilezas mandó a recortar los fondos coparticipables de las provincias, hecho que escaló una reyerta con los gobernadores a niveles nunca vistos en la vida democrática moderna.

Recientemente, en un reportaje al británico Financial Times, Milei había declarado que no necesitaba al Congreso para “salvar la economía” del país y que podría hacerlo mediante decretos del Poder Ejecutivo y resoluciones administrativas, pero el “nido de ratas” lo arrastró sin escalas a la realpolitik que ordena por fuerza la vida política. En el discurso de apertura de sesiones, Milei utilizó un tono más mesurado en su discurso, pero con un contenido tan duro como contradictorio.

Discurso

Desbordaron las cifras incomprobables: de referirse a los últimos cien años de fracaso, pasó a mencionar sólo los últimos 20. Repitió parte del abanico de consignas electorales a pesar de haber hecho lo contrario a lo prometido: pretende aún aumentar el piso de ganancias, aumentó retenciones a las exportaciones primarias y las retenciones a las exportaciones de manufacturas.

Desde su asunción y desde la campaña, no ha hecho una sola mención a la industria, o al aparato productivo. Lo más cercano que estuvo fueron las diatribas contra el sindicalismo. Repitió que el Estado es “una organización criminal diseñada para que en cada trámite haya una coima”. Despotricó contra el Legislativo y los gobernadores, habló del futuro para “construir lo nuevo” aunque advirtió que “si lo que buscan es el conflicto, conflicto tendrán”. Amenazó a los gobernadores de provincia con “fundirlos” y tras el revés legislativo y judicial por la inmovilización de los fondos coparticipables de la provincia de Chubut, retomó la misma estrategia pero con otro tono: prometió alivio fiscal a los gobiernos de provincia si firman un nuevo paquete de leyes que nombró “Pacto de Mayo” y le otorgó el status de “contrato social”, pomposo nombre para un acuerdo que tiene contenidos que son propios de la Constitución Nacional.

Los puntos referidos en el nonato pacto son la inviolabilidad de la propiedad privada, el equilibrio fiscal, reducción del gasto público al 25% del PIB, una reforma tributaria que reduzca la presión impositiva, rediscusión de la coparticipación federal, el compromiso de las provincias de avanzar en la explotación de los recursos naturales, una reforma laboral y previsional que vuelva a implantar la jubilación privada, una reforma política estructural (de contenido desconocido) y la apertura de comercio internacional para que la Argentina vuelva a ser un protagonista del mercado global. La mayoría de los puntos ya están contenidos en la Constitución y otros son de carácter más retórico que político.

Milei introdujo una nueva y desmedida propuesta: penalizaría la emisión monetaria a la que consideraría “delito de lesa humanidad de manera tal que sea imprescriptible”

Vigencia

La única medida de gobierno relevante que aún está vigente es el DNU 70/23, un decreto que deroga y modifica un centenar de leyes. En este sentido, todo indica que sufrirá la misma suerte que el proyecto “bases”: la Vicepresidenta Victoria Villarruel viene realizando el poroteo y las cifras muestran un panorama negativo para el mileísmo.

Es por eso que el Pacto de Mayo, podría tratarse en realidad de poner sobre la mesa nuevas opciones de discusión que dilaten la derogación parlamentaria del DNU 70/23 y eventualmente, conjuren la sanción de un paquete de leyes fiscales elaborado por la oposición.

La derogación del DNU 70/23, dejaría sin efecto la eliminación del Fondo de Incentivo Docente (FONID), el Fondo Compensador del Transporte y el Fondo de Fortalecimiento Fiscal (FOFOFI). El FONID integra los salarios docentes, el FOFOFI los policiales y refuerza programas como el Sistema Alimentario Escolar o el Plan Mesa, que se sunarían a la eliminación del plan Potenciar Trabajo y la reducción a la mitad de las asignaciones familiares a los trabajadores en relación de dependencia.

Impuestos

Los partidarios de Milei, incluyendo a sus más incondicionales, hasta ahora demostraron poca habilidad política, los aliados han sido denostados, mientras que los ex aliados ya empezaron a intercambiar ideas para imponer un consenso fiscal y -eventualmente- doblegar a la Casa Rosada.

Las medidas que se evalúan son la coparticipación del impuesto PAIS y al Cheque, pero también los subsidios al transporte y a los servicios de energía, las contribuciones a la educación, la revisión de fondos fiduciarios y el régimen de exenciones impositivas. Circulan borradores del bloque Hacemos Coalición Federal, Ricardo López Murphy (calificado por el presidente de “traidor” y “basura”) coordinados por Miguel Ángel Pichetto -un auténtico “pontífice” legislativo-, en el que se referencian los gobernadores Rogelio Frigerio (Entre Ríos), Ignacio Torres (Chubut) y Martín Llaryora (Córdoba) y el dialoguista santafesino Maximiliano Pullaro (UCR) junto con algunos partidos provinciales.

En el medio la paralización de la obra pública preocupa a los gobernadores porque impacta de lleno en los niveles de ocupación de las provincias. Los despidos y cierres de empresas tendrán fuerte impacto en la política de “pago chico”.
Por ahora falta encontrar el discurso que justifique la alianza con el bloque de Diputados de Unión por la Patria para garantizar los dos tercios en ambas Cámaras, lo necesario para rechazar un eventual veto presidencial.

Argentinos, a las cosas

Cabe recordar que tras la escalada entre federales y unitarios, el juez con competencia en la cuestión, Hugo Ricardo Sastre de Rawson, dispuso en un fallo el cese la retención de la coparticipación ordenada por la Casa Rosada y exhortó a las partes que se sienten a negociar la refinanciación de la deuda que la provincia mantiene con la Nación. Desde el Ejecutivo mandaron a girar los fondos a Chubut, lo que produjo una feroz discusión interna: “se apuraron, debieron esperar al fallo de la Corte” dijeron desde el entorno gubernamental.

Con el fallo en la mano, los gobernadores en tono conciliador, le pidieron a Javier Milei dar vuelta la página y convocar a una mesa de diálogo para discutir una agenda productiva para la región. El mensaje fue enviado desde el Senado de la Nación con el objetivo de acercar las partes para el beneficio del país.

Un dato de color: según el INDEC en la región pampeana, se generan 3 de cada 4 dólares del total de exportaciones nacionales. Mientras que el 12,4% del total, corresponde a la Patagonia, apoyada en el sector petrolero y petroquímico y la Provincia de Buenos Aires aporta casi el 40% de las exportaciones. Le siguen Santa Fe (19%), Córdoba (12%), Neuquén (4,3%) y Chubut (3,9%). Formosa (0,03%), La Rioja (0,2%) y Corrientes (0,3%).

Lo que sorprende en la estrategia de los Milei es la cantidad de frentes abiertos, lo que pone en duda su capacidad como estratega político, teniendo en cuenta el bajo nivel general del funcionariado, de los asesores que lo rodean y de los desafíos que se presentan.

Petroleros

Ni el traspié gubernamental en el Congreso, ni la puja con los gobernadores afectaron demasiado al sector hidrocarburífero: la producción petrolera viene creciendo sostenidamente desde 2019, un potente 30% desde fines de 2019. Claro que el sector espera aún algunas medidas que otorguen un poco de tranquilidad a los inversores como el proyecto de ley denominado “Régimen de promoción del gas natural licuado”, enviado al Parlamento por el gobierno de Alberto Fernandez.

Los productores aún reclaman el alineamiento de los precios internos con los internacionales, pero existen ciertas limitaciones para lograr ese objetivo: en primer lugar, porque las actuales condiciones del país podrían no resistir ese alineamiento: una nueva devaluación o la disparada del precio del barril podría tener un muy fuerte impacto inflacionario y consecuencias políticas imprevisibles. Cierto es que existe un retraso en el precio del surtidor de por lo menos un 15%.

Además, la liberalización de los precios y del comercio de los combustibles líquidos, podría también afectar la posición de los refinadores locales, hay una gran abundancia de refinerías con capacidad ociosa y deep pockets que pondrían en jaque al mercado local, a pesar de las barreras físicas para la importación.

Al atraso en el precio, resta sumar el valor al impuesto sobre los combustibles líquidos y al dióxido de carbono según Índice de Precios al Consumidor de todo el 2023.
Otro valor con atraso es el del biocombustibles, bioetanol y biodiésel que componen en un 12% las naftas y el gasoil. Al respecto trascendió que el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, mantiene una ronda de conversaciones con los grandes productores integrados, para definir el contenido de un futuro DNU que establecería un nuevo régimen para los biocombustibles.

La negociación la lleva adelante el flamante subsecretario de Hidrocarburos, Luis de Ridder, ex gerente de Tecpetrol y uno de sus funcionarios de mayor confianza. De Ridder ya se reunió con ejecutivos y empresarios cercanos al Gobierno para revisar el texto del DNU que debería firmar el presidente Milei. La iniciativa cedería a Eduardo Eurnekián una parte importante de la producción de biodiesel en la Argentina a través de Unitec Bio, empresa de biocombustibles del holding Corporación América. Por su parte De Ridder tiene estrecha relación con Hilarión del Olmo, CEO de Explora, empresa integrada de biodiésel en Santa Fe.

Tarifas

El objetivo central de la Secretaría de Energía es el ajuste de las tarifas de luz y gas eliminando los subsidios. Hasta ahora, el ajuste mediante el shock tiene antecedentes en la política del ex presidente Mauricio Macri, con resultados que cabe recordar: en 2019 debieron congelarse las tarifas e implantar nuevamente un corralito.
A pesar de la experiencia pasada, todo indica que el esquema de corrección tarifaria requiere de gradualismo, la gestión de Mauricio Macri intentó aplicar una actualización tarifaria en seis cuotas, pero el fracaso fue estrepitoso y como consecuencia pagó el más alto costo político.

¿El gobierno de Javier Milei podrá hacerlo en solo tres tramos? Nada indica que los usuarios puedan afrontar la medida sin una reacción de la representación política.
Dicho sea de paso: la dirigencia libertaria exhibe una baja calidad en la gestión, carecen de formación técnica y de conocimientos sobre el manejo de la administración de la cosa pública. La segmentación tarifaria sigue siendo un enigma a resolver, para cualquier gobierno.

El sector de mayores ingresos (N1) el de más fácil verificación, sufrió un fuerte aumento de casi 400 % lo que paga por las tarifas de algunos servicios públicos, mientras que el 65% de la población sigue recibiendo importantes subsidios, todo indica que la segmentación es un verdadero intríngulis.

Se insiste con buscar medios de identificación por nivel de ingresos y se aplicaría la quita de subsidios a quienes hayan comprado dólares o viajado al exterior, que abonen medicina prepaga o sean dueños de un auto de menos de cinco años de antigüedad. Independientemente de la necesidad de lograr una reducción sustancial del esquema de subsidios, aún pervive inmanente el fallo CEPIS. Dicho fallo marcó un punto de inflexión en la regulación de tarifas de servicios públicos. En este dictamen, se declaró la inconstitucionalidad de los aumentos tarifarios de gas implementados en 2016, argumentando la falta de consultas públicas y el incumplimiento del principio de tarifas justas y razonables.

Este fallo sentó un precedente importante en la protección de los derechos de los consumidores y subrayó la necesidad de garantizar el acceso equitativo a servicios esenciales, enfatizando la obligación del Estado de proteger los derechos de los ciudadanos en el acceso a servicios básicos.

Además, resaltó la responsabilidad gubernamental de garantizar tarifas que sean justas y razonables, promoviendo así un equilibrio entre los intereses económicos y los derechos fundamentales de la población, por lo que habrá que estar atentos, porque los ajustes tarifarios podrían terminar judicializados.

Verde que te quiero verde

A pesar de haber vociferado en contra del comunismo chino, el gobierno de Javier Milei le pidió al gobierno de ese país y por carta, que por favor renueve la política de intercambio de monedas a través del swap: la necesidad tiene cara de hereje, dicen. En paralelo el ministro Luis Caputo y el ex ministro Domingo Cavallo mantienen un debate público para definir si hay devaluación o no, previo a la liquidación de la cosecha.
“Traigan dólares” habría sido la orden del ministro Caputo a su equipo y que pidió a sus secretarios que se ocupen exclusivamente de buscar divisas. La presión devaluatoria y una supuesta apertura del cepo traba la liquidación de exportaciones y pone en riesgo la dolarización y el programa, habría dicho.

El objetivo fiscal es el propuesto en la VII revisión del acuerdo firmado en junio de 2018 con el FMI, que fija un superávit primario (antes del pago de los servicios de la deuda externa) del 2% del PBI para 2024 (es en pesos, pero equivale a unos 9.500 millones de dólares), cuando en el año 2023 se operó con un déficit primario base caja del 2,9% del PIB. Para llegar a ello deberían incrementar los ingresos con respecto al año 2023 en esa magnitud y, a la vez, reducir el gasto público en 2% del PIB.

Como contrapartida, ante la devaluación del peso -todo indica que va a ser una constante en el gobierno de Milei- se va a incrementar el pago de los servicios de la deuda (se tiene que recaudar más pesos por cada dólar que se paga de deuda), a lo que se suma que, desde el segundo semestre de 2024, comienza a vencer el capital adeudado con los ‘bonistas’ (tenedores de títulos de deuda externa argentinos), del acuerdo realizado el 31 de agosto de 2020 por el entonces ministro Martín Guzmán. Por ende, el ajuste fiscal sobre los gastos en pesos debe ser mayor aún, en una economía que el FMI en forma conservadora estima que se cae en 2,8% del PIB (es en pesos, pero equivale a 13.500 millones de dólares).

FMI

La subdirectora gerente del Fondo Monetario Internacional (FMI), Gita Gopinath, estuvo de gira por la Argentina. Dicen que la calcutense podría ocupar el lugar de Kristalina Georgieva. De paso en Buenos Aires, se reunió a solas con Javier Milei, al que conoció en Davos y que había reiterado su apoyo a las medidas de ajuste.
En aquella oportunidad la delegación argentina con Caputo a la cabeza, firmó un Staff Level Agreement con la delegación del FMI, preparatoria para el inicio de las discusiones técnicas sobre la renegociación del acuerdo por la deuda, que vence en septiembre, y cuyo replanteo podría incluir, nuevos desembolsos.

El nuevo programa aún se desconoce, pero los antecedentes son los modelos Stand By, aplicados en 2018, que consistieron en desembolsos y devoluciones en el corto plazo destinados a minimizar las consecuencias de los desequilibrios en la balanza de pagos; y el Extended Fund Facility (EFF), que se utilizó desde 2022 para financiar los vencimientos del SBA con plazos más largos (el repago termina en 2032), pero con la exigencia de una serie de reformas estructurales como correlato.

La CGT con Gita

Gita Gopinath también se reunió con el secretario de Relaciones Internacionales de la CGT, Gerardo Martínez, quien le expresó su preocupación por la situación económica y social. Tras la visita a la central obrera, sorprendieron las declaraciones de la número dos del FMI: “Dados los costos de estabilización a corto plazo, es esencial sostener esfuerzos para apoyar a los segmentos vulnerables de la población y preservar el valor real de la asistencia social y las pensiones, así como garantizar que la carga del ajuste no recaiga desproporcionadamente sobre familias trabajadoras. Proceder de forma pragmática para asegurar apoyo social y político también es fundamental para garantizar la durabilidad y eficacia de las reformas”, dijo.

Dolarización

Gopinath puso reparos a la dolarización que impulsa Milei, al evaluar y analizar el programa económico argentino y si bien reconoció el “coraje y convicción” de Milei le recomendó proteger a los más pobres. El mensaje contiene en el subtexto una seria advertencia sobre la propuesta, mileísta de “barajar y dar de nuevo”, mensaje contenido en el “reseteo del capitalismo”: Gita dijo que podría romperse el “contrato social” si se tira mucho de la piola. Mientras tanto, para solucionar los problemas de la economía argentina, como el déficit fiscal, frenar el proceso inflacionario y alcanzar un crecimiento sustentable, se plantean medidas contradictorias sin medir sus consecuencias.

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Milicic comenzó su primer proyecto en Perú

La empresa argentina de construcciones y servicios puso en marcha su
primera obra en Perú. Consiste en la construcción de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, ubicada en Tumbes, al norte del país.

Milicic comenzó los trabajos para el consorcio Besalco–Stracon (CBS), para la
ejecución de un proyecto de protecciones frente a inundaciones en la quebrada
Cabuyal, como parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios (PIRCC)
del gobierno de Perú para adecuar la infraestructura dañada por el fenómeno de
“El Niño Costero” en 13 regiones del país.

“Agradecemos la confianza del Consorcio Besalco Stracon en Milicic para la
adjudicación de este importante proyecto que beneficiará a cientos de
pobladores y agricultores de la región Tumbes y al crecimiento de Perú. Esta es
una gran oportunidad para Milicic ya que nos permite darnos a conocer y
mostrar el valor que podemos ofrecer a nuestros clientes”
, expresó Eduardo
Prudencio Rishing, gerente de Proyecto de Milicic Perú.

El proyecto incluye la ejecución de 6.300 metros lineales de diques
longitudinales, materializados con bolsas de geotextil tejido, rellenos de
material seleccionado, la realización de obras conexas y complementarias
(pases de agua, protecciones de canales, cámaras, etc.), además de 4.990
metros de caminos de acceso y 1.059 m2 de intervención paisajística.

La mano de obra estimada, entre directos e indirectos, es de más de 160
colaboradores. Además, MIlicic aportará más de 30 equipos para el proyecto
que tendrá una duración de 9 meses.

“Nuestra perspectiva es continuar realizando las inversiones necesarias en
términos de equipamiento e infraestructura para poder atender el negocio en el
Perú”,
concluyó Eduardo Prudencio.

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

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Aumentó en febrero la producción de la OPEP

La producción de la OPEP creció 110.000 bb/dd hasta los 26,68 millones de bb/dd, según consignó Bloomberg. Uno de los países miembros de la organización, Libia, aumentó su producción al poner en marcha el yacimiento Sharara.

Si bien Irak redujo su producción en febrero, sigue produciendo más de lo que exige su acuerdo con la organización. Los Emiratos Árabes Unidos también produjeron por encima de su cuota. Varios miembros han tenido dificultades para cumplir con los compromisos asumidos dentro de la entente que había decidido continuar con los recortes de producción de petróleo.

No obstante, la mayoría de los analistas prevé que la entente amplíe sus recortes de producción en el segundo trimestre.

Los miembros de la OPEP + decidieron recortar voluntariamente 2,2 millones de bpd este trimestre, aunque gran parte de esa cantidad correspondía a recortes de producción que ya estaban en vigor, incluido el recorte voluntario de Arabia Saudí de 1 millón de bpd.

El ministro de Energía de Arabia Saudí, el príncipe Abdulaziz bin Salman, siempre ha dejado la puerta abierta a ampliar los recortes, y ya en diciembre dijo que los recortes de producción podrían prolongarse más allá de marzo si el mercado lo requería.

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Con subas del 7,5 % promedio país, rigen nuevos precios para las naftas y gasoils

. Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de la diversas marcas que operan en el mercado local aumentaron 7,5 por ciento promedio país desde el primer minuto del sabado 2 de marzo.

Ello, principalmente por efecto de una actualización parcial del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (CO2) dispuesta por el ministerio de Economía (se calcula una incidencia de 4 %), más el traslado proporcional de nuevos precios de los biocombustibles que las refinadoras adquieren para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils.

También incidió en esta variación de precios un incremento en los márgenes de rentabilidad dispuesto por las petroleras.

A modo de referencia para el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires los precios de los combustibles comercializados por YPF (por lejos la marca de mayor participación en el mercado) se ubicaron en $ 800 por litro para la Nafta Súper; $ 987 para la Infinia Nafta; $ 843 para el Diesel 500 (común); y $ 1.073 para el Infinia Diesel.

En el caso de AXION, el litro de Nafta Súper se ubica en $ 859; la Nafta Quantium en $ 1.039; y el Diesel Quamtium en $ 1.129 por litro.

Por otra parte, en estaciones de Shell (Raízen) en CABA el litro de Nafta Súper se ubica en $ 848; la V.Power Nafta en $ 1.044; el Diesel Evolution en $ 966; y el V.Power Diesel en $ 1.119.

Se trata de las principales operadoras en el downstream local. En todas las marcas pueden registrarse leves diferencias de precios según zonas de la CABA, por decisión de los expendedores.

Economía pautó en cuatro etapas la actualización gradual de los impuestos citados (restan dos) ya que no se habían aplicado durante todo el 2023 por decisión del gobierno anterior, en procura de desacelerar la inflación. Del mismo modo había pautado a las empresas ajustes trimestrales de los precios, que siempre estuvieron por debajo de la inflación mensual.

Nuevos ajustes a la suba por los impuestos estan previstos para abril y mayo, pero además habrá que ver si ocurren subas tomando en cuenta la variación del dólar respecto al peso, y del precio internacional del crudo Brent que se tomaba como referencia a nivel local.

Incidirá al menos parcialmente en los precios al público la evolución de la demanda interna.

La cámara de expendedores CECHA advirtió que en los dos últimos meses se registró una fuerte merma en las ventas de las naftas premium, y el pase de consumidores a las naftas súper. Pero además, la demanda de ambos combustibles se muestra contenida, tal como ocurre con otros rubros de consumo masivo en general.

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La producción de gas y petróleo de Brasil creció 7,5% respecto de enero de 2023

La producción total de petróleo y gas natural en enero fue de 4,487 millones de barriles de petróleo equivalente por día (bep/d), de acuerdo con el informe difundido por la Agencia Nacional Petróleo (ANP) de Brasil

En cuanto al petróleo, se extrajeron 3.519 millones de barriles diarios (bbl/d), una reducción del 1,8% respecto al mes anterior y un aumento del 7,5% respecto al mismo mes de 2023.

La producción de gas natural en enero fue de 153,93 millones de metros cúbicos por día (m³/d). Hubo una caída del 1,7% respecto a diciembre de 2023 y un aumento del 7,6% respecto a enero de 2023.

PRESAL

La producción total (petróleo + gas natural) en el presal, en enero, fue de 3.389 millones de boe/d y correspondió al 75,5% de la producción brasileña.

Esta cifra representa una reducción del 2,8% respecto al mes anterior y un aumento del 7,0% respecto al mismo mes de 2023. Se produjeron 2.670 millones de bbl/d de petróleo y 114,32 millones de m³/d de gas natural a través de 148 pozos. .

GAS NATURAL

En enero el uso de gas natural fue del 97,1%. Se pusieron a disposición del mercado 52,36 millones de m³/d y la quema fue de 4,55 millones de m³/d. Hubo un aumento del 33,9% en la quema respecto al mes anterior, y del 13,0% respecto a enero de 2023. El aumento de la quema es común cuando se ponen en servicio nuevas plataformas, lo que ocurrió en el mes, con el inicio de operación de la FPSO Sepetiba. , en Campo de Mero.

ORIGEN DE LA PRODUCCION

En el mes, los campos marinos produjeron el 97,5% del petróleo y el 84,0% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, sola o en consorcio con otras empresas, fueron responsables por el 88,0% del total producido. La producción se originó en 6.639 pozos, 537 marinos y 6.102 terrestres.

CAMPOS E INSTALACIONES

En enero, el campo Tupi, en la Cuenca presalina de Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas, registrando 751,31 mil bbl/d de petróleo y 37,09 millones de m³/d de gas natural. La instalación con mayor producción de petróleo y gas natural fue la FPSO Guanabara, en el yacimiento compartido Mero, con 179.144 bbl/d de petróleo y 11,47 millones de m³/d de gas.

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YPF encara una racionalización de sus campos maduros convencionales

. El Directorio de la energética YPF aprobó avanzar con un programa de “racionalización y optimización” de la inversión de la empresa en los denominados “campos maduros”, lo cual implica realizar una evaluación de recuperabilidad del valor contable de dichos activos, que arrojaría como resultado un deterioro del valor contable del ejercicio 2023, estimado en U$S 1.800 millones, informó la Compañía.

El plan de racionalización busca optimizar el portafolio del upstream convencional, permitiendo a la empresa continuar desarrollando las áreas convencionales y no convencionales (por caso Vaca Muerta) que aportarán mayor rentabilidad a la compañía y sus accionistas por dólar invertido, mediante una mejor alocación de sus recursos técnicos y económicos, se explicó.

Los campos maduros que conforman el grupo de activos comprendidos constan de un total de 55 áreas. Se denomina “yacimientos maduros” a aquellos que ya pasaron su pico “óptimo de producción”.

Se trata de campos ubicados principalmente en las provincias de Chubut, Santa Cruz y Mendoza, varios descubiertos y explotados por la otrora Yacimientos Petrolíferos Fiscales, luego por la privatizada YPF S.A. (década del 90), y luego por la YPF S.A. (mixta).

“Las buenas prácticas de la industria petrolera establecen que, para las compañías de escala como YPF, no resulta eficiente ni rentable producir petróleo en este tipo de yacimientos, los cuales en general son explotados por operadores más pequeños que puedan dar continuidad a la actividad”, describió el comunicado.

En este proceso, YPF colaborará de forma activa con el desarrollo local y garantizará los puestos de trabajo durante la transición, entendiendo que este proceso dinamiza la industria en su conjunto, ya que nuevas pymes locales podrán dar trabajo y desarrollo a cada región explotando áreas que de otra manera no podrían hacerlo, indicó la petrolera de mayoría accionaria estatal ahora presidida por Horacio Marin.

Con esta puntualización la conducción de YPF procura acotar las alarmas que se encendieron entre gobernadores y gremios petroleros cuando se les explicó cuál sería el plan de la empresa en sus provincias.

El directivo, con 30 años de trayectoria en Tecpetrol, asumió la conducción de YPF por designación del gobierno nacional, oportunidad en la cual se impulsaba una gestión con vistas a mejorar su puesta en valor, y luego privatizar la mayoría accionaria estatizada en 2012.

De hecho, YPF estaba en el listado de empresas que la Administración Milei pretende privatizar, según constancias en el proyecto de Ley Omnibus que el Congreso no aprobó. En las últimas semanas se dejó trascender que el objetivo privatizador para el 51 % de YPF (el 49 % restante esta en manos privadas) no se llevaría a cabo.

En este contexto, ahora se indicó que “la compañía optimizará su inversión, pudiendo concentrarse en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala”.

Finalmente, se informó que “para llevar adelante este proceso se debe realizar una evaluación de recuperabilidad del valor contable de estos activos convencionales, evidenciando un indicador de deterioro del valor al 31 de diciembre del 2023 estimado en 1.800 millones de dólares”.

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Energía activará cambios en los subsidios y en las tarifas a partir de abril

. La secretaría de Energía de la nación ratificó su intención de activar en el mes de abril próximo el nuevo cuadro de tarifas, y esquema de subsidios (parciales o totales) a la demanda de usuarios de energía eléctrica y de gas considerando el precio de una Canasta Básica Energética calculada según zonas bioclimáticas del país, y también la situación de ingresos y patrimoniales de los usuarios.

Los DNU 55 y 70/2023 habilitaron una revision urgente del esquema vigente de subsidios en el rubro según decreto 332/2022, de Tarifa social, de régimen de Zona Fria, y de subsidio al GLP.

Energía desarrolló una audiencia pública en la cual varios funcionarios del área describieron la actual situación de la demanda energética, sus costos de producción, los niveles de cobertura de dichos costos con las tarifas actuales, los montos destinados por el Estado para subsidiar la diferencia en las facturas, y las características del consumo de luz y gas. Luis De Rider, subscretaio de Hidrocarburos, presidió la audiencia.

También, los criterios aplicados para el diseño de un nuevo esquema de subsidios que reemplace el de la segmentación en tres niveles de usuarios vigente desde mediados del 2022 (N1, N2 y N3). También se consideraron los programas de subsidios a los usuarios de garrafas (HOGAR) y la tarifa diferencial para la población habitante de zonas frías.

Los técnicos del gobierno tomaron en consideración modelos aportados por el BID y del Banco Mundial. También datos comparativos de consumo a nivel regional según los cuales “el gasto energético de los hogares en Argentina es uno de los más bajos de América Latina y el Caribe, los argentinos destinan un 3 % de su presupuesto, mientras que el promedio de la región es de un 9,5 por ciento”.

También señalaron que “de la región de Latinoamérica y el Caribe, el consumo per cápita de electricidad en hogares argentinos es de los más altos, y es el país donde más barata es esa energía”.

Varios participantes de la audiencia, funcionarios provinciales, municipales, y otros Defensores de los usuarios, advirtieron sobre las consecuencias sociales y económicas de la aplicación del nuevo esquema y cuestionaron los parámetros que se aplicarán.

Es que los efectos del nuevo esquema de subsidios vendrán a sumarse a los incrementos (adecuaciones) tarifarias en los costos fijos y variables de las facturas por consumo de gas y de electricidad, en el contexto de subas provisorias hasta que concluyan las respectivas Revisiones Tarifarias Integrales, a fin de este año. Habrá actualizaciones mensuales.

Desde el gobierno se sostiene que “hay que ir a un subsidio a la demanda, que permita racionalizar el consumo, generando ahorro para el pais (menor déficit fiscal), y llegando a quienes realmente lo necesitan”. Y se agrega que “en un contexto de recursos escasos se eliminan los subsidios a la demanda no residencial” (Producción), lo cual afectará a Pymes industriales y comerciales.

Al respecto, Energía puntualizó que:

. La Canasta Básica Energética (CBE) contempla las necesidades básicas de consumo de electricidad y de gas de los hogares, para cada mes del año, según su ubicación geográfica conforme al mapa de zonas bioambientales de la República Argentina -(Norma IRAM 11603)- y a la conformación del hogar: de 1 a 2 personas, de 3 a 4 personas, o más de 5 personas.

. La Secretaría de Energía fijará un % máximo que la CBE deberá representar respecto del ingreso familiar. Superado ese umbral, se subsidiará el hogar hasta llegar a su canasta básica, determinada por las variables antes mencionadas.

.Este esquema de subsidios es un nuevo enfoque que contempla la capacidad de pago de las personas, para que el dinero del Estado Nacional llegue a quienes más lo necesitan y no se haga en forma indiscriminada y generalizada, como sucede con el esquema vigente.
“Dado que el dinero es escaso, el esquema propuesto, no busca excluir sino focalizar la ayuda en los sectores vulnerables”.

Desde la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chririllo se indicó además que “para eso, será fundamental mantener una dinámica de control estricto y permanente, a través de las bases de datos del SINTyS (Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social) y otros organismos. Además, se incluyen marcadores de patrimonio, consumo y otros elementos de presunción de ingresos no registrados”.

PARAMETROS CONSIDERADOS

Los siguientes criterios podrían tomarse en consideración para el rechazo o exclusión del beneficio, en los casos en los que de las bases de datos del SINTyS u otras bases resulte que alguno de los integrantes del grupo conviviente resulte ser:

a. Titularidad de una aeronave.; b. Titularidad de embarcación de lujo o con fines recreativos; c. Titularidad total de dos o más inmuebles; d. Titularidad de al menos un automóvil con una antigüedad inferior a 5 años o dos automóviles con una antigüedad menor a 10 años; e. Titularidad de al menos un automóvil de lujo o colección independientemente de la antigüedad que registra; f. Titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total o por derivación); g. Más de una salida a países no limítrofes en los últimos 5 años; h. Pertenencia al directorio o ser propietario de una empresa privada (IGJ);

También se considerarán: i. Consumos en tarjeta de crédito superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles (SMVM), lo que equivale a $ 780.000 (Diciembre 2023); El valor del Salario Mínimo Vital y Móvil para Diciembre de 2023 es de $156.000; j. Compra de moneda extranjera en al menos uno de los últimos tres meses; k. Consumos en billeteras virtuales superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles ($ 780.000 (Diciembre 2023); l. Consumos en telefonía móvil superiores al 25 % del Salario Mínimo Vital y Móvil, lo que equivale a $ 39.000 (Diciembre 2023).

Energía señaló además que considerando que la cobertura de la energía eléctrica es casi universal mientras que el acceso al gas de red no lo es, es necesario considerar la situación de los hogares que consumen GLP envasado o que utilizan energía eléctrica como único energético disponible.

Desde la Secretaría de Energía se justifica el cambio (a la baja) del esquema de subsidios puntualizando falencias del esquema actual:

⦁ El principal problema es subsidiar la oferta y no la demanda. El subsidio afecta sobre los precios generales, y no llega específica y únicamente a quienes lo necesitan.

⦁ Las Declaraciones Juradas para la solicitud del subsidio son por una única vez, no considera cambios en el ingreso del grupo conviviente. Una vez subsidiado, lo sos para siempre. No hay revisiones del estatus económico después de determinado tiempo.

⦁ En el segmento N2 (ingresos bajos y con mayores subsidios) no hay límite de consumo. Los usuarios pueden consumir toda la energía que deseen sin racionalizar.

⦁ Para el segmento N3 (ingresos medios) se estableció un límite muy alto de 400 kWh/mes -cuando el consumo promedio en el país es de 250 kWh/mes- que tampoco promueve el consumo racional.

⦁ Los segmentos subsidiados (N2 y N3) consumen más energía que el segmento sin subsidio (N1).

⦁ Otorgar beneficios sin límite de consumo, deriva en mal uso de los recursos, saturaciones del sistema, y cortes en los suministros.

⦁ Los subsidios generalizados a la generación de energía, nos ha dejado a todos los argentinos en una situación crítica, con un sector energético que no se autofinancia y requiere aportes del Tesoro Nacional para mantenerse en un promedio anual de 5 mil millones de dólares en los últimos 20 años.

⦁ Balanza comercial energética deficitaria de 30.000 millones de dólares en los últimos 10 años.

⦁ No se refleja en la factura el “verdadero costo” de la energía suministrada, lo que tampoco alerta ni concientiza sobre el uso de la energía.

⦁ Se establecieron límites de aumento de precios por debajo de los índices de Variación Salarial. A mayor inflación, más crece el porcentaje de subsidio por parte del Estado Nacional.

El objetivo macroeconómico procurado por el ministerio de Economía es lograr una fuerte reducción del déficit fiscal este mismo año y en ello la cuestión de la eliminación o al menos una baja sustancial de los subsidios resulta clave. En 2023 el deficit primario fue de 2,9 % del PBI y de eso más del 1 % fueron subsidios energéticos, se destacó.

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Audiencia Pública para restringir subsidios a tarifas de gas y electricidad

Una audiencia pública no vinculante analizará el jueves 29/2 los criterios que busca aplicar el gobierno nacional (a través de la Secretaría de Energía) para la inclusión y la exclusión de usuarios a un nuevo esquema de subsidios estatales en las tarifas residenciales de gas y de electricidad.

Será en base a la determinación de una Canasta Básica Energética (CBE) que indique los consumos mínimos necesarios para la subsistencia de diferentes grupos familiares, en diversas regiones del país (zona bioclimática), meses del año y tipos de suministro.

Un hogar podrá ser subsidiado cuando la Canasta Básica Energética (CBE) represente más del 10% de los ingresos registrados y bienes del grupo familiar cohabitante.

Esta CBE considera la cantidad de miembros del hogar en tres categorías: de una o dos personas, de tres o cuatro personas o de cinco o más personas.

Con el nuevo esquema se buscará estimar (y reducir sensiblemente) los fondos públicos que se destinarían a subsidios directos, y obtener el número concreto de beneficiarios.

La base de registro inicial para el nuevo esquema será la población incluida en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), confeccionado para el esquema de segmentación tarifaria durante el gobierno anterior.

Fue la segmentación dispuesta por el decreto 322/2022 para usuarios residenciales de los servicios de energía eléctrica y gas natural por red, lo que permitió una identificación primaria de usuarios de ingresos altos (N1), bajos (N2) y medios (N3).

Ahora la asignación de subsidios se efectuará considerando al hogar como la unidad en la que reside una o un grupo de personas que comparten gastos, por lo cual se tomará en cuenta la suma de los ingresos y bienes de los cohabitantes.

Para ello se realizará un cruce sobre jubilaciones y pensiones, pensiones no contributivas, electrodependientes, programas sociales, empleo independiente, empleo dependiente, y posesión de inmuebles, embarcaciones, automotores, motos, y aeronaves.

También se aplicaría un criterio de exclusión del beneficio del subsidio si se registra titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total o por derivación).

Un anexo del informe preliminar para la audiencia pública puntualiza que “Los siguientes criterios podrían tomarse en consideración para el rechazo o exclusión del beneficio, en los casos en los que de las bases de datos del SINTyS u otras bases resulte que alguno de los integrantes del grupo conviviente presenta:

a. Titularidad de una aeronave.
b. Titularidad de embarcación de lujo o con fines recreativos.
c. Titularidad total de dos o más inmuebles.
d. Titularidad de al menos un automóvil con una antigüedad inferior a 5 años o dos
automóviles con una antigüedad menor a 10 años.
e. Titularidad de al menos un automóvil de lujo o colección independientemente de la
antigüedad que registra.
f. Titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total
o por derivación).
g. Más de una salida a países no limítrofes en los últimos 5 años.
h. Pertenencia al directorio o ser propietario de una empresa privada (IGJ).
i. Consumos en tarjeta de crédito superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles
(SMVM), lo que equivale a $780.000 (Diciembre 2023). El valor del Salario Mínimo Vital y
Móvil para Diciembre de 2023 es de $156.000.
j. Compra de moneda extranjera en al menos uno de los últimos tres meses.
k. Consumos en billeteras virtuales superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles
(SMVM), lo que equivale a $780.000 (Diciembre 2023).
l. Consumos en telefonía móvil superiores al 25% del Salario Mínimo Vital y Móvil (SMVM),
lo que equivale a $39.000 (Diciembre 2023). El valor del Salario Mínimo Vital y Móvil para
Diciembre de 2023 es de $156.000.

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Naturgy informó resultados e inversiones en la transición energética

. El Grupo energético Naturgy dió a conocer en Madrid sus resultados económicos y operativos informando una mejora de su Ebitda (beneficio bruto antes de intereses y amortizaciones) hasta 5.475 millones de euros (+11%) y registró un beneficio neto de 1.986 millones (+20%) en un ejercicio marcado por el descenso de los precios de la energía y un escenario de gran volatilidad.

Naturgy aumentó su inversión 53%, hasta los 3.000 millones, con el foco en la transición energética y España. El 90 % de la inversión se dirigió a proyectos de transición energética, destinando 1.730 millones a la generación de energía renovable y más de 900 millones a las redes de distribución.

Naturgy cuenta en la actualidad con 6,5 GW de capacidad instalada de generación renovable en operación y espera acabar el año 2024 con alrededor de 8 GW, a los que habría que sumar un pipeline de proyectos en desarrollo de casi 20 GW, principalmente en España, Australia y EE.UU.

En el campo de los gases renovables, Naturgy gestiona un total de 70 proyectos en diferente grado de avance, todos ellos en territorio español, y focalizados en biometano (60 proyectos) e hidrógeno (10 proyectos).

Desde el inicio del Plan 21-25 hasta el cierre del ejercicio 2023, Naturgy ha generado un Ebitda agregado total de 13.958 millones de euros, ha invertido 6.430 millones, habrá distribuido entre sus accionistas un total de 3.908 millones de euros en dividendos y habrá contribuido con 3.177 millones de euros, entre impuestos y tributos.

El Consejo de Administración de Naturgy ha convocado la celebración de la Junta General 2024 el próximo 2 de abril.

Naturgy mejoró su Ebitda hasta 5.475 millones de euros (+11%) en 2023 y registró un beneficio neto de 1.986 millones (+20%), en un ejercicio marcado por el descenso de los precios de la energía y un escenario de gran volatilidad. El negocio de redes obtuvo un Ebitda de 2.638 millones (+7%) y los negocios liberalizados, de 2.949 millones (+15%).

En cuanto a la gestión del balance, la mejora del flujo de caja de la compañía ha permitido tanto incrementar las inversiones como mantener el nivel de deuda neta en 12.090 millones, reduciendo, a su vez, la ratio deuda/ebitda hasta 2,2x. Esta política financiera permitió que S&P reafirmase este año el rating del grupo en el nivel BBB.

“Los buenos resultados del año 2023 reflejan, de nuevo, el compromiso, la calidad profesional y el buen desempeño de todo el equipo de Naturgy, así como la solidez de nuestros planes de crecimiento industrial y una prudente gestión financiera. Trabajamos para adaptar esta compañía, que ha cumplido 180 años de vida, a un nuevo entorno: el de transformar nuestro mix de negocio y contribuir positivamente a los retos de la transición energética en los países en los que operamos; en especial, en España”, explicó el presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés.

Respecto a las perspectivas de futuro, como ya hizo en 2023, Naturgy no cuantifica por el momento sus objetivos de resultados para el año 2024 debido a la extrema volatilidad de los mercados energéticos y la inesperada climatología.

El grupo energético sí ha fijado las prioridades de gestión del año en curso: i) mantener el compromiso inversor en la transición energética, principalmente en España, con foco especial en la generación renovable de electricidad y el desarrollo de gases renovables, así como en el refuerzo de todas sus redes de distribución; ii) gestión regulatoria y de los aprovisionamientos y contratos de suministro de gas natural, con el objetivo de asegurar el suministro energético y la competitividad; y iii) mejora continua de la experiencia de los clientes, proporcionando un servicio y unos precios adecuados.

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Pemex obtuvo una ganancia del 9,9% en 2023

Petróleos Mexicanos (Pemex) obtuvo un beneficio neto de US$ 6.497 millones , un aumento del 9,9% frente a 2022 y el segundo año consecutivo de ganancias.

La compañía señaló que los ingresos totales por ventas y servicios descendieron un 27,8% hasta casi 1,72 billones de pesos (101.639 millones de dólares).

El gobierno de López Obrador condonó recientemente a la petrolera los impuestos por el derecho de utilidad compartida (DUC) y la extracción de hidrocarburos de los últimos cuatro meses, lo que equivaldría al menos a US$ 5.060,8 millones

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Un fallo judicial aflojó tensiones entre gobernadores patagónicos y la Administración Milei

. La controversia entre los gobernadores de las provincias de la Patagonia, que dió lugar la semana pasada a un documento crítico hacia el gobierno nacional por arbitrariedades con la coparticipación federal de impuestos, ingresó en las últimas horas del martes 27 en un terreno de menor confrontación entre las partes, seguramente como consecuencia de gestiones políticas antes que económicas.

Parece que la solidaridad de los mandatarios patagónicos para con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, tuvo límites, y un muy oportuno fallo judicial sirvió para ordenar la situación, al menos momentaneamente.

La Justicia determinó este mismo martes que la Administración Milei deberá refinanciarle la deuda a Chubut y mientras tanto no volver a retener fondos de la coparticipación a esa provincia, medida ejecutada por el ministerio de Economía, que había derivado en un cruce de declaraciones y hasta en la advertencia de Torres de frenar esta semana la salida de hidrocarburos producidos en la provincia.

El mandatario provincial del PRO no contó con apoyo a esa posible medida por parte de los gobernadores de Santa Cruz, de Río Negro, de Neuquén, de La Pampa, aunque si, limitadamente, de Tierra del Fuego. Tampoco apoyaron los gremios petroleros neuquinos, aunque si el de Chubut por su sintonía política con Torres. Y todo bajo la atenta mirada de la industria petrolera que opera en la región.

Fue evidente la mayoría a favor de mantener la producción de crudo y gas, claves en esas economías, y así se lo hicieron saber a Torres en una reunión previa a una conferencia de prensa que casi todos los gobernadores mencionados (no estuvo Tierra del Fuego) realizaron en dependencias del Senado de la Nación.

Desde el Gobierno nacional trascendió que se presentará un per saltum (salto de instancia) ante la Corte Suprema tras el fallo de la justicia federal de Chubut. Si una causa judicial reviste gravedad institucional la parte apelante puede llevar el caso directamente a la Corte Suprema de Justicia de la Nación evitando pasar por la segunda instancia y acelerar una decisión. Pero si se confirma el trascendido, habrá que ver que hace la SCJN.

Bajo este paraguas, los gobernadores patagónicos pidieron al gobierno nacional procurar consensos, e invitaron al presidente Javier Milei a la cumbre de mandatarios de la región que se llevará a cabo el 7 de marzo.

Torres, de muy buena sintonía con Mauricio Macri, dijo ahora que la disputa por fondos “es un tema saldado” tras el fallo judicial favorable. ¿ Acaso es una apuesta a un acuerdo Macri-Milei por espacios en el gobierno ¿.

Alberto Weretilneck (Río Negro), Sergio Ziliotto (La Pampa), Rolando Figueroa (Neuquén) y Claudio Vidal (Santa Cruz), se mostraron juntos durante la conferencia de prensa para reflejar la unidad patagónica ante el conflicto. Y con Torres exhortaron a Milei a dialogar sobre las disputas latentes ( por caso respecto de las centrales hidroeléctricas cuyas concesiones caducaron) y generar “consensos” en base al “respeto a las provincias”.

Con algo de sobreactuación Torres afirmó ahora que es momento de construir y remarcó que Argentina “si hay algo que necesita es unidad” entre las provincias y la Nación para salir adelante. “No tenemos tiempo para dar discusiones ideológicas”, agregó.

Por zoom, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, consideró que “llegó el momento de buscar consensos, trabajar en equipo, tiene que haber respeto, basta de violencia mediática. El gobierno nacional tiene que dar el ejemplo, comenzando a respetar la democracia, convocando a todos los sectores a una mesa de diálogo”, expresó.

Weretilneck aprovechó la ocasión para extenderle una invitación al presidente Milei a la cumbre que se realizará en Puerto Madryn, donde estarán presentes mandatarios, legisladores, empresarios y gremios de la región.

El pampeano Sergio Ziliotto aseguró que los gobernadores provinciales “vamos a seguir apostando a la institucionalidad”, dijo que “el mandato no nos pone por encima de nadie” e insistió en la propuesta de “diálogo, consenso y discusión porque en la Argentina hace falta gobernabilidad”.

Rolando Figueroa, de Neuquén, destacó el aporte de las provincias patagónicas a la actividad económica al señalar que contribuyen “muchísimo al Producto Bruto Interno del país” pero advirtió que “a la hora de recibir” obtienen “la energía más cara y pagando el transporte más caro”.

Este conflicto que por ahora parece morigerado no esta aislado de otros que se han suscitado entre el gobierno central y los provinciales en general por el tema de la coparticipación, y el recorte y hasta la eliminación de fondos específicos destinados a las provincias (por caso Buenos Aires).

Varios vienen denunciando arbitrariedad de la Administración Milei en el marco del DNU 70/2023, que todavía no han podido tratar en el ámbito parlamentario pese al reiterado reclamo de sesiones, que el oficialismo ha logrado esquivar.

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MetroGAS avanza con su programa “Instalaciones Solidarias”

. Facilitar el acceso al servicio de gas natural a organizaciones de la sociedad civil realizando o mejorando instalaciones internas de gas es el objetivo que se marcó MetroGAS en su programa “Instalaciones Solidarias”, que suma ya a 28 organizaciones beneficiadas en 6 años, y por el cual recibió una distinción.

El trabajo llevado adelante por parte de MetroGAS implica un análisis de cada proyecto técnico, la contratación y seguimiento de la obra civil, el acompañamiento de los aspectos comerciales y administrativos, y el alta de servicio.

Estas obras, siempre tienen una especial atención en la revisión y control de todos los artefactos o incluso de la reposición total de los que tienen en funcionamiento y sensibilizando sobre la importancia de su mantención regular como medida preventiva de accidentes por monóxido de carbono.

“Este programa nos llena de orgullo, porque sabemos de la transformación que tiene el trabajo diario que realizan a partir de contar con gas natural”, explica Alejandro Di Lazzaro, director de Comunicación y Asuntos Corporativos de MetroGAS, y agrega: “Las organizaciones atendidas presentan una diversidad de alcance social, desde la inclusión, el empleo y la educación hasta la contención de niños, adolescentes, jóvenes y adultos mayores.

La iniciativa Instalaciones Solidarias se implementa desde hace seis años y benefició a más de 5.100 familias. Durante 2023 se realizaron 8 instalaciones internas completas, compra de cocinas, termotanques, calefactores, instalación de agua caliente y mejora de cocinas y hornos en “Centro Cultural Manitos Garabato, “Comedor Sagrada Familia”, “Rincón de Amistad”, “Solidaria Club de la Virgen”, “Comedor del Niño San Agustín”, Parroquia Santa Clara de Asís”, “Casa de la Mujer” y “Comedor Maternal San Agustín”.

“Hace un tiempo, la idea de cocinar con gas era algo impensado para nosotros. Sin embargo, este cambio nos transformó por completo. Ahora, contamos con una cocina que nos permite brindar desayunos, almuerzos y meriendas. Además, hemos incorporado el uso de agua caliente, algo que antes era desconocido para ellos”, detalla Miguel Mumbath, responsable del Centro Cultural Manitos Garabatos, al que asisten 230 chicos todos los días.

Asimismo, Mumbath asegura que el contar con gas natural les permitió variar el tipo de alimentación, optando por una más saludable, minimizando los hidratos de carbono y adoptando métodos de cocción más saludables, como la transición de frituras a horneados.

La postulación está abierta para todas las organizaciones de Ciudad de Buenos Aires y los 11 partidos del área de concesión de MetroGAS y la selección se realiza siguiendo criterios ajustados disponibles en: https://instalaciones-solidarias.metrogas.com.ar sus empleados, que eligen vivir en un mundo mejor.

Tomás Córdoba, Director General de la compañía, agradeció la distinción y ratificó el esfuerzo por alcanzar los más altos estándares en materia ambiental: “Este reconocimiento demuestra nuestro compromiso con el cuidado del medio ambiente. En MetroGAS procuramos prevenir y minimizar los impactos de nuestra operación y buscamos la mejora continua de la gestión ambiental. Valoramos cuando las políticas públicas tienen un impacto positivo en las empresas privadas para que caminen hacia la excelencia”, señaló.

Para MetroGAS es muy importante formar parte de esta red de organizaciones que trabajan en conjunto para fortalecer el sistema de reciclado, el consumo responsable, y la implementación de buenas prácticas ambientales. Este logro impulsa a seguir apostando por iniciativas que cuiden el ambiente para construir una cultura basada en la concientización, se indicó.

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BTU, Techint-Sacde, y Pumpco ofertaron por el Tramo 1 de la reversión del Gasoducto Norte

. Energía Argentina realizó la apertura de sobres con las ofertas técnicas y de antecedentes para los tramos pendientes de la Reversión del Gasoducto Norte, obra complementaria del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias del noroeste del país.

Las firmas BTU S.A. ; TECHINT-SACDE (UTE), y la estadounidense PUMPCO INC. realizaron sus respectivas ofertas durante el acto realizado en la sede de ENARSA, en el cual estuvieron presentes Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente y Ximena Valle, directora de Legales, además de representantes de las empresas participantes.

Se trata del Tramo 1 del proyecto que, en rigor, ahora fue vuelto a licitar por ENARSA dado que en una primera instancia (último trimestre del 2023) las ofertas formuladas fueron desestimadas ya que excedieron lo presupuestado por el gobierno.

Las obras en este tramo comprenden el tendido de 22 kilómetros del Gasoducto de Integración Federal, de 36 pulgadas de diámetro, desde Tío Pujio hasta La Carlota, en Córdoba. También el tendido de 62 kilómetros de un loop -tendido paralelo- al Gasoducto Norte, en la misma provincia, que permite ampliar la capacidad de transporte.

En las próximas semanas se sabrá si estas propuestas han calificado tecnicamente y entonces se avanzará en la apertura de los sobres 2 que contienen las ofertas económicas.

El proyecto se completa con la reversión de 4 plantas compresoras (dos en Córdoba, una en Santiago del Estero y otra en Salta) que se licitan en forma separada, y está previsto que el 11 de marzo se realice la recepción y apertura de los sobres 1, indicó ENARSA.

La Reversión del Gasoducto Norte demandará una inversión de 710 millones de dólares, de los cuales 540 millones de dólares serán aportados por un crédito del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe -CAF-.

La conclusión de estas obras permitirán transportar el gas producido en Vaca Muerta a la región Noroeste del país y abastecer a industrias instaladas en Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. También permitirá el abastecimiento de gas a hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería del litio.

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Las Provincias Unidas del Sur (y otras) en conflicto con Nación

Gobernadores patagónicos advierten a la Administración Milei que no aceptan la restricción de fondos que les pertenecen. Se pronunciaron en igual sentido otros gobiernos provinciales como Buenos Aires, Córdoba, Santiago del Estero y Santa Fe.

Documento:

LAS PROVINCIAS UNIDAS DEL SUR
. Las provincias son preexistentes a la Nación y merecen respeto. Nadie puede someterlas ni extorsionarlas con amenazas de restricción de fondos públicos que les pertenecen por derecho propio.

Los gobernadores no son empleados del Poder Ejecutivo Nacional ni están sujetos a órdenes. Sus mandatos surgen del pueblo de sus provincias y tienen la obligación de defender sus intereses.

Hoy la provincia del Chubut está padeciendo las represalias que se anunciaron luego de que cayera el tratamiento de la Ley Omnibus.

En febrero el Ministerio de Economía de la Nación le retuvo ilegalmente $13.500 millones; más de un tercio de su coparticipación mensual.

No es una revancha contra el gobernador del Chubut. Es una afectación a más de 600 mil chubutenses que de esta forma ven afectados su derecho a la educación, a la salud, a la seguridad y al desarrollo.

También de forma ilegal el gobierno nacional retuvo los fondos destinados al Fondo Compensador de las tarifas del transporte público. Son recursos procedentes del impuesto a los combustibles y tienen una asignación específica. Solo una ley podría disponer otro destino y sin embargo se retuvieron.

Por esa razón la justicia federal, a instancias de una acción promovida por el gobierno del Chubut decretó la ilegalidad de la quita. No se trata de una guerra sino de proteger a los usuarios del transporte que tienen los mismos derechos que los habitantes del AMBA.

Ese fallo judicial también explica la represalia de privar a Chubut de sus derechos.

Repudiamos tajantemente el ataque que está haciendo el gobierno nacional a una provincia hermana y nos solidarizamos con el gobernador Ignacio Torres y el pueblo del Chubut.

No aceptamos patrones de estancia ni el unitarismo de quienes se creen que van a poder pisotear a las provincias.

Por esa razón avalamos la determinación de la provincia del Chubut de ejercer en plenitud sus derechos como dueña de sus recursos hidrocarburíferos y responder con acciones contundentes en caso de que el Ministro de Economía de la Nación persista en retenerle a la provincia los fondos que por derecho le pertenecen.

Si el Ministerio de Economía no le entrega a Chubut sus recursos, entonces Chubut no entregará su petróleo y su gas.

Quitarle a una provincia más de un tercio de su coparticipación es una acción criminal que persigue el objetivo deliberado de hacer sufrir a sus habitantes para de este modo forzar a su gobierno a adoptar determinadas decisiones políticas.

Es una medida extensiva y disolutoria del sistema federal. Ningún gobernador lo va a consentir ni permitir porque se juega la existencia misma de la República Argentina.

Firman:
Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz.
Ignacio Torres, gobernador del Chubut.
Gustavo Melella, gobernador de Tierra del Fuego.
Alberto Weretilneck, gobernador de Rio Negro.
Sergio Zilioto, gobernado de La Pampa.
Rolando Figueroa, gobernador del Neuquén.

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Avila: “Si se va YPF muchas PyMEs van a desaparecer”

. El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut Jorge Avila, encabezó el viernes 23/2 en Comodoro Rivadavia un acto convocado en defensa de la industria hidrocarbuífera y el trabajo en la Cuenca del Golfo San Jorge, con una movilización por el centro de la ciudad de Comodoro.

“Este es un Aniversario triste (123), si se va YPF muchas PyMEs van a desaparecer advirtió el dirigente en el acto del cual también tomaron parte los gremios de Camioneros con su Secretario General, Jorge Taboada, y de UOCRA con su titular, Raúl Silva; el Intendente local, Othar Macharashvili y el Gobernador chubutense, Ignacio Torres.

Ávila llamó a la solidaridad entre compañeros de diferentes sectores en la ciudad de Comodoro Rivadavia y a recordar los sacrificios de los Trabajadores en el desarrollo de esta industria.

Asimismo, destacó la importancia de “luchar por condiciones laborales justas y defender los derechos de los Trabajadores en un contexto de incertidumbre y cambios en la región”, remarcando que “la caída de las inversiones fue grandísima y que la unidad entre los sindicatos hace que esta movilización sea grande y fuerte, porque a la hora de pelear hay que estar unidos”. Y manifestó su deseo en este 123° Aniversario de la ciudad “es que volvamos a tener Trabajo, porque Comodoro es una ciudad de Trabajo”.

“Vinimos a demostrar la amargura que tiene esta ciudad después de tantos años de haberle dado tanto al país, y de haber dejado la vida tantos Trabajadores en el Campo. Ninguna empresa se acuerda de Trabajadores cuando se van, del sacrificio que hemos hecho por la Industria”, afirmó Avila, quien además es diputado nacional.

Y agregó que “estamos acá por esa historia nuestra, por eso peleamos, para mejorar condiciones, que no se privatice el Banco Nación, ni los intereses de nuestra provincia, de nuestra ciudad y de nuestro país, queremos mantener la riqueza de un Estado nacional que quiere olvidarse de esta ciudad, de la Patagonia.

“Cuando se lucha por la Paz Social no hay un solo sindicato, somos los que están defendiendo la Cuenca, los que estamos acá, tenemos que luchar y si nos provocan nos obligaran a tomar las calles, y esa sí será provocación del Estado Nacional”, señaló.

Avila señaló que “cuando dicen que van a sacar las regalías a la provincia de Chubut para castigarla, es ahí donde nosotros tenemos que decir basta, enfrentarlos y decir ¿vamos a dejar que nos saquen el boleto, que los docentes o los empleados de ATE no cobren, que privaticen el Banco Nación, que YPF se vaya, vamos a dejar todo eso, o vamos a salir a pelear?. Esa es la consigna, salir a defender esta ciudad”.

“Jamás traicionaremos a los Trabajadores y no tenemos que pensar que vivimos de un Estado sino que hay un Estado que nos necesita a nosotros, y esta es la única manera de hacerlo”, aseveró.

Por otra parte, indicó que “voy a hacer todo lo que tengo que hacer desde la Cámara de Diputados para ayudarles a defenderlo, porque tengo un compromiso con mis Trabajadores, pero lo asumí con toda la provincia de Chubut, porque a mí no solo me respalda Petroleros, los hace UOCRA, Camioneros, Comercio, Transporte, La Bancaria, y eso es lo que tengo que agradecer a Comodoro Rivadavia, que me ayudó a llegar al Congreso”.

“Agradezco a todos los que nos acompañan hoy acá, en este Aniversario, triste para Comodoro, feliz quizás para algunos empresarios, ya hemos sufrido demasiado, sino miremos cómo quedaron empresas como San Antonio, cómo quedó Tecpetrol, cuántas empresas desaparecieron, y cuántas van a desaparecer con YPF si también se va, porque muchas PyMEs van a desaparecer, y somos nosotros junto a ellas quienes tenemos que defender la actividad en la región”, advirtió.

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OLADE impulsa la transición hacia la electromovilidad

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y BYD se unen para impulsar la transición hacia vehículos eléctricos en la región.

Con el objetivo de acelerar la transición hacia la movilidad eléctrica en América Latina y el Caribe, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y la empresa BYD realizaron su primer taller «La movilidad eléctrica: Casos de éxito y retos de su implementación en el transporte público y comercial de Latinoamérica», en el marco del plan de Capacitación de OLADE.

La movilidad eléctrica es un pilar fundamental en la transformación del sector del transporte, no solo por su contribución a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, sino también por sus beneficios para la salud pública y la economía de los países.

El Secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, manifestó que “este es el primero de una serie de talleres sobre Movilidad Eléctrica que presentarán experiencias de países de la región en el marco de un convenio con BYD, que tiene por finalidad visibilizar esta tecnología y compartir los desafíos y las ventajas con los países de América Latina y el Caribe, para alcanzar la descarbonización de nuestras economías”.

Jorge Burbano, Country Manager de BYD Ecuador, destacó la amplia experiencia en movilidad que desean compartir en el marco de esta cooperación con OLADE. “La transición energética es un ganar-ganar para todos. Desde el punto de vista operativo, nos permite reducir los costos operativos de las unidades, mejorar la calidad del servicio de transporte, la seguridad vial y reducir la dependencia de los combustibles fósiles; y para algunos países reducir los costos de subsidios», describió.

El Viceministro de Electricidad de Ecuador, Ramiro Díaz, resaltó “la importancia de impulsar acciones y trabajar de manera decidida en materia de transición energética y el necesario transporte eficiente para la mitigación del cambio climático. Señaló que los talleres que se han iniciado permiten sembrar las bases para un impulso decidido en ese sentido”.

En este taller, se presentaron casos de éxito de implementación de la electromovilidad en el transporte público en Latinoamérica, como el caso de Chile, presentado por Rodrigo Salcedo Campino, Presidente de AVEC; José Silva, Presidente de SAUCINC S.A. (Ecuador) y Marcos Ataya de Transporte Transmilenio de Colombia.

Se destacó que “la electromovilidad no es solo una opción deseable, sino una necesidad urgente en la lucha contra el cambio climático y la contaminación ambiental. Es hora de que América Latina y el Caribe se unan a la vanguardia de la revolución eléctrica en el transporte público, y así construir un futuro más limpio, seguro y próspero para todos”.

Es fundamental que se tomen medidas concretas para promover su adopción en el transporte público. Esto incluye la formulación de políticas públicas que incentiven la compra de vehículos eléctricos, la expansión de la infraestructura de recarga y la implementación de programas de educación y sensibilización para fomentar un cambio de mentalidad hacia la movilidad sostenible, se indicó.

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Designaron a Alfonso Peña al frente de la Entidad Binacional Yacyretá

. Mediante el decreto 180/2024 del Poder Ejecutivo Nacional, se designó en el cargo de director ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá al ingeniero civil Alfonso Peña.

Peña realizó sus estudios primarios y secundarios en el Colegio Cardenal Newman.

En 1979 inició sus estudios en la Facultad de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica Argentina, donde se graduó como ingeniero civil en 1984.

Profesionalmente, se desempeñó en la empresa Decavial S.A.I.C.A.C desde 1987 hasta 2016. En esta empresa, estuvo a cargo de varias obras viales e hidráulicas.

Desde 2016 hasta 2020, ocupó la gerencia general de la empresa Cunumi S.A.,
especializada en proyectos de obras y servicios en las áreas de saneamiento, higiene urbana, captación, conducción y tratamiento de fluidos, redes viales urbanas y rurales, así como obras civiles y de arquitectura.

Desde 2020, se desempeña como profesional independiente, comunicó la EBY.

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MEGSA-CAMMESA: oferta de 21.950.000 m3/día para marzo

En el Mercado Electrónico del Gas se realizaron dos subastas, solicitadas por CAMMESA, para la provisión de gas natural durante el mes de marzo, con destino a usinas generadoras. El volúmen total ofertado fue de 21.950.000 metros cúbicos día.

En la tradicional subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, se registraron 14 ofertas por un total de 4.150.000 m3/día y los precios promedio ponderados fueron de U$S 2,12 el Millón de BTU puesto en el PIST, y de U$S 2,30 el MBTU puesto en Provincia de Buenos Aires.

De estas ofertas 5 fueron de productores de Neuquén (por 1.750.000 m3/día) , 4 del NorOeste ( 1.100.000 m3/día) , 3 de Chubut ( 700.000 m3/d), 1 de Santa Cruz (300.000) y 1 de Tierra del Fuego (300.000). Los precios en GBA oscilaron entre U$S 1,93 y U$S 2,41 el MBTU.

Por otra parte, el MEGSA realizó 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 esta subasta se registraron 13 ofertas por un volumen diario de 17.800.000 m3 y un PPP de U$S 2,81 el MBTU.

De tales ofertas 8 fueron de productores en Neuquén (7,8 millones de m3/día) , 3 de Tierra del Fuego (6.5 millones de m3/día), 1 de Santa Cruz (1,5 MMm3/día) y 1 de Chubut (2.0 MMm3/día). Los precios oscilaron entre U$S 2,50 y U$S 2,99 el MBTU.

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Fundelec: La demanda de electricidad registró en enero una baja i.a. de 3,7 %

.La demanda de la energía eléctrica registró en enero un descenso interanual de 3,7 %, aunque al alcanzar los 13.086,9 GWh a nivel nacional se convirtió en el tercer mes con mayor consumo de toda la historia, reveló el informe periódico de la fundación Fundelec.

Cabe detallar que enero de 2023 continúa siendo el segundo mes de mayor consumo histórico con 13.592,5 GWh, mientras que marzo de 2023 encabeza la lista con un registro de 13.996,3 GWh.

En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA registraron una menor demanda de -4,6 % y, en todo el país, disminuyeron en promedio los consumos residenciales, comerciales e industriales, se indicó.

DATOS DE ENERO

En enero de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 13.086,9 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 13.592,5 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -3,7 por ciento. En enero, se anotó además un crecimiento intermensual del 11,3 % respecto de diciembre de 2023, cuando alcanzó los 11.762,6 GWh.

Asimismo, se registró una demanda de potencia máxima de 29.653 MW, el 1 de febrero de 2023 a las 14:18, que superó el récord histórico de 29.105 MW registrado en marzo de 2023.

En cuanto a la demanda residencial de enero, representó el 49 % del total país con una caída de -5,4 % respecto al mismo mes del año pasado. En tanto, la demanda comercial descendió un -0,9 %, siendo un 28 % del consumo total, y la demanda industrial reflejó otro 23 %, con una baja en el mes del orden del -3,3%, aproximadamente.

EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2023): 8 meses de baja (abril de 2023, -1 %; mayo -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre, -9,7 %; y enero de 2024, -3,7 %) y 4 meses de suba (febrero de 2023, 12,7 %; marzo, 28,6 %; septiembre, 6,3 %; y octubre de 2023, 2,3 %). En el año móvil (últimos doce meses) se presenta una suba del 0,8 por ciento.

Además, los registros muestran que el consumo de febrero de 2023 llegó a los 11.904,6 GWh; marzo, 13.993,6 GWh; abril, 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; y, por último, enero de 2024 alcanzó los 13.086,9 GWh.

CONSUMO A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo mensual por provincia, en enero, 17 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Corrientes (-13 %), Entre Ríos (-12 %), Santa Fe (-8 %), Santa Cruz (-7 %), Misiones, Córdoba, EDEN y EDES (-6 %), Santiago del Estero y Tucumán (-4 %), Chaco, Jujuy, EDELAP y La Pampa (-3 %), San Luis (-1 %), entre otros.

Por su parte, 10 provincias y/o empresas presentaron ascensos en la demanda eléctrica : San Juan (13 %), La Rioja y Neuquén (6 %), Chubut y Catamarca (5 %), Salta (4 %), Mendoza (3 %), Formosa (2 %), Río Negro y EDEA (1 %).

En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
 LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– descendió el consumo: -9,1 %.
 NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un decrecimiento: -7,8 %.
 CENTRO -Córdoba y San Luis- la caída en la demanda fue de -5,3 %.
 METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo baja en el consumo: -4,6 %.
 BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un -3,3 %.
 NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- mantuvo la demanda con respecto al mismo mes del año anterior.
 COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- creció 2,1 % respecto a enero de 2023.
 PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo subió 2,9 % respecto al año anterior.
 CUYO -San Juan y Mendoza- ascendió el consumo 5,8 por ciento.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 31 % del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de -4,6 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -5 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -4,1 %. El resto del país cayó en su consumo -3,6 por ciento.

TEMPERATURAS

Las temperaturas del mes de enero de 2024 fue menores en comparación con enero de 2023. La temperatura media fue de 25.8 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 26.9 °C, y la histórica es de 24.6 °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 enero, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 3.744 GWh contra 2.635 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 30 %. 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 anterior.

Con un despacho térmico menor, el consumo de combustible para generar 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 en el caso del gas natural para generar también hubo un consumo menor.

En enero siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 50,23 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 26,80 %, las nucleares proveyeron 8,15 %, y las generadoras de fuentes alternativas 14,18 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 0,65 % de la demanda total, señaló Fundelec.

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Naturgy fue premiada por la Cámara de Comercio Argentino Británica

En el marco de la XI edición del Premio BritCham Argentina al Liderazgo en Sostenibilidad 2023, la Cámara de Comercio Argentino Británica premió, en Innovación en Reporte de Sostenibilidad, a Naturgy por su “Informe de Sostenibilidad 2022”. Dicho reconocimiento fue entregado por Kirsty Hayes, Embajadora británica en Argentina, y fue recibido por María Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales del Grupo Naturgy en Argentina (Naturgy BAN, Gasnor y Energía San Juan).

Desde 2013 BritCham reconoce públicamente a aquellas empresas, pymes, microemprendimientos, ONGs y sector público que con su labor generan un triple impacto (económico, social y ambiental) en pos de un planeta más sostenible. En línea con la definición adoptada por las Naciones Unidas, BritCham entiende el Desarrollo Sostenible como ‘la capacidad creada por el sistema humano para satisfacer las necesidades de las generaciones actuales sin comprometer los recursos y oportunidades para el crecimiento y desarrollo de las generaciones futuras’.

Estas distinciones contaron con el aval de la Embajada Argentina en Reino Unido, la Embajada Británica en Buenos Aires y su Departamento de Comercio Internacional.

Hace 19 años Naturgy elabora su Informe de Sostenibilidad. Desde el primer informe, se creó dentro de la compañía, el “Grupo de Sustentabilidad” encargado de integrar todas las áreas en la gestión de la responsabilidad corporativa y de participar en el análisis y medición de indicadores. Además, este grupo tiene la responsabilidad de acompañar el proceso de auditoría del Informe de Sostenibilidad. En la evaluación de sostenibilidad realizada por S&P Global en 2022, la compañía obtuvo una valoración de 87 puntos sobre 100.

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Nombran al nuevo subsecretario de Energía

A través del Decreto 174/2024, publicado el 22 del corriente en el Boletín Oficial, se oficializó el nombramiento del ingeniero electromecánico Luis Francisco de Ridder como subsecretario de Hidrocarburos de la Nación.

Con una vasta experiencia en logística petrolera, De Ridder es egresado de la UBA y cuenta con un historial de 30 años en Tecpetrol. Su trayectoria en la empresa comenzó en 1991, desempeñándose como responsable de Logística y Administración de venta de petróleo, y culminando como gerente en agosto de 2020.

Dentro de las responsabilidades de la subsecretaría, bajo la dirección de Eduardo Rodríguez Chirillo, se incluye la asistencia en el diseño, ejecución, seguimiento y control de la política nacional de hidrocarburos y otros combustibles, en todas sus fases, desde la exploración hasta la distribución, coordinando con otras áreas pertinentes.

Además, se le encomienda la implementación de programas y la propuesta de normativas relacionadas con las especificaciones de combustibles y biocombustibles, así como la refinación y comercialización de petróleo crudo y sus derivados, llevando a cabo la caracterización técnica necesaria.

Asimismo, se le asigna la tarea de registrar y supervisar a las empresas elaboradoras y comercializadoras de combustibles líquidos, y de administrar los sistemas de información relacionados con las actividades de refinación y comercialización de hidrocarburos.

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Wintershall Dea con beneficio neto de €513 millones

Wintershall Dea ha publicado hoy sus resultados del ejercicio completo 2023, con un EBITDAX de 4.200 millones de euros y un beneficio neto ajustado de 513 millones de euros. El CEO, Mario Mehren, ha señalado que “en un año difícil para Wintershall Dea, nuestro equipo ha logrado un rendimiento operativo y unos resultados financieros sólidos a pesar de los contratiempos macroeconómicos”. La empresa produjo 323.000 barriles equivalentes de petróleo (boe) al día en 2023.  

Acuerdo

El 2023 comenzó con la decisión de la compañía de salir de Rusia y terminó con un anuncio que supone un cambio importante para toda la empresa. En diciembre de 2023, los accionistas de Wintershall Dea, BASF y LetterOne, firmaron un acuerdo de combinación de negocios con Harbour Energy. 

El acuerdo consiste en la transferencia a Harbour Energy del negocio de E&P de Wintershall Dea, formado por sus activos de producción y desarrollo y sus derechos de exploración en Noruega, Argentina, Alemania, México, Argelia, Libia (excluida Wintershall AG), Egipto y Dinamarca (excluida Ravn), así como las licencias de almacenamiento de carbono de Wintershall Dea. 

La casa matriz de Wintershall Dea, y el equipo de las oficinas centrales, no forman parte de la transacción. Esto requerirá una nueva reestructuración y, en última instancia, el cierre de las dependencias de la casa matriz de Kassel y Hamburgo, que actualmente cuentan con unos 850 empleados. Harbour Energy tiene la intención de incorporar a algunos empleados de la actual casa matriz en la empresa combinada. Los detalles serán acordados en el marco de la revisión actualmente en curso.

Mehren declaró que “hasta el cierre, Wintershall Dea seguirá trabajando como compañía independiente, produciendo energía y avanzando en la gestión del carbono y los proyectos de hidrógeno. De forma segura y eficiente”.

Hitos

A pesar de un año difícil, Mehren afirmó que ¨Wintershall Dea logró hitos relevantes para nuestro negocio de E&P y las actividades de gestión del carbono e hidrógeno¨. 

En Noruega, la compañía reanudó la plena producción en el yacimiento de Dvalin a finales de 2023, proporcionando nuevos e importantes volúmenes de gas para Europa. También obtuvo la aprobación para seguir desarrollando los yacimientos Dvalin Norte y Maria Fase 2, así como 13 nuevas licencias de exploración en la última ronda de concesión de licencias.  

En México, Wintershall Dea cerró la adquisición de una participación del 37% en el yacimiento en producción Hokchi, e hizo un importante descubrimiento de petróleo en el prospecto de exploración Kan, con estimaciones preliminares de volumen de 200 a 300 millones de boe. Junto con sus socios, la compañía obtuvo la aprobación del modelo de desarrollo del yacimiento de Zama, uno de los mayores descubrimientos de petróleo en aguas poco profundas de los últimos 20 años.  

En Argentina, el desarrollo del proyecto Fénix ha continuado a buen ritmo. La plataforma de producción del proyecto se ha instalado con éxito en febrero de 2024. El proyecto producirá hasta 10 millones de metros cúbicos de gas natural al día para Argentina una vez esté operativo, estando previsto su primer gas en el cuarto trimestre de 2024.  

En la región de Oriente Medio y Norte de África (MENA), Wintershall Dea produjo el primer gas en su proyecto operado de Damanhour Este, en Egipto, y tomó la decisión final de inversión para el desarrollo de Raven Oeste (Delta del Nilo Occidental), con inicio de producción previsto para el segundo trimestre de 2025. En Argelia, la empresa completó la adquisición de una mayor participación en Reggane Nord. 

Solidez

La compañía también realizó grandes avances en sus actividades de captura y almacenamiento de carbono (CAC). 

Wintershall Dea y sus socios lograron la primera inyección de CO2 en el proyecto CAC de Greensand, en Dinamarca, en 2023. Mehren afirmó que ¨este fue un momento realmente importante para la CAC en Europa. Llevar la CAC internacional del proyecto piloto a la realidad es esencial para descarbonizar la industria europea y alcanzar los objetivos de cero emisiones netas.¨

La empresa terminó el año con una cartera de cinco licencias de almacenamiento de CO2 en Noruega, Dinamarca y el Reino Unido, con una capacidad anual combinada de almacenamiento de 17,4 millones de toneladas de CO2 (correspondiente a Wintershall Dea). Esto equivale a alrededor del 12% de las emisiones totales de la industria alemana.

Mehren declaró: ¨Wintershall Dea ha construido en pocos años una de las carteras de CAC más sólidas de Europa¨.

¨Doy las gracias a nuestro equipo por lo que ha conseguido en el transcurso del último año, en unas circunstancias que ni ellos mismos habrían elegido. El trabajo duro y el compromiso de nuestros equipos garantizan que nuestros proyectos y unidades de negocio están preparados de la mejor manera posible para el futuro”¨ dijo Mehren.

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VISTA proyecta invertir este año U$S 900 millones en Vaca Muerta

. Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó resultados -EBITDA ajustado de 288 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2023-, y ratificó que en 2024 planea invertir 900 millones de dólares para conectar 46 pozos nuevos en Vaca Muerta e impulsar su producción total a 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día.

En términos de lifting cost, Vista pronostica llegar en 2024 a 4.5 dólares por boe. El EBITDA ajustado (beneficio bruto, antes de impuestos y amortizaciones) se prevé que aumente para fin de año 1.100 millones de dólares, ratificando lo anunciado en septiembre 2023 durante su investor day.

Miguel Galuccio, presidente y CEO, encabezó la presentación de resultados del cuarto trimestre de 2023 junto al equipo directivo de la empresa, oportunidad en la cual sostuvo que “Estamos bien encaminados para duplicar nuestra producción a 100 mil barriles equivalentes de petróleo por día para 2026. Nuestros objetivos para 2024 son el primer paso en esta dirección, con un crecimiento de la producción del 35 % y un crecimiento del EBITDA ajustado del 23 por ciento.

Durante el cuarto trimestre de 2023 Vista enfocó su campaña de perforación y completación en el bloque Bajada del Palo Oeste. Esto condujo a una producción total de 56.4 mil barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento de 14 % comparado contra el trimestre anterior.

El lifting cost de la compañía (costo directo de producción) mantiene su tendencia a la baja y se ubicó en 4.3 dólares por barril equivalente de petróleo durante el trimestre, informó la compañía.

El EBITDA ajustado fue de 288 millones de dólares, un 43 % más que en el año anterior.

Los ingresos se redujeron 3 % respecto del 4T de 2023, mientras que el ingreso neto ajustado fue de 240 millones de dólares, un 40 % de incremento año contra año. El flujo de caja operativo se ubicó en los 107 millones de dólares, un crecimiento de 86 % con
respecto al mismo periodo del año pasado.

RESULTADOS ANUALES 2023

Uno de los principales hitos del año para Vista fue la transferencia de sus activos
convencionales, lo que le permitió convertirse en una compañía íntegramente enfocada en el desarrollo de Vaca Muerta.

Vista incrementó 27 % sus reservas probadas de petróleo y gas, totalizando 318.5 millones de barriles de petróleo equivalente al 31 de diciembre de 2023, reflejaron un aumento interanual del 27 %. El inventario de pozos de la compañía aumentó 28 % año contra año, alcanzando los 1.150 pozos.

La producción total fue de 51.1 mil barriles de petróleo equivalente por día, un 5 % mayor año contra año. El lifting cost fue de 5.1 dólares por boe, lo que representó una disminución del 33 por ciento.

El EBITDA Ajustado fue de 871 millones de dólares, un incremento del 14 % respecto del 2022. La acción de Vista aumentó más de 115 % entre el 31 de diciembre de 2022 y febrero de 2024.

La compañía continúa mostrando progresos en sus métricas de sustentabilidad, en particular con respecto a su plan para descarbonizar sus operaciones y reducir su huella ambiental. Esto llevó a que las emisiones de efecto invernadero de la compañía se redujeran 13 % año contra año, se indicó.