. 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.

La oferta global de petróleo cayó en enero último al registrarse una baja de 1,4 millones de bb/dd según la Agencia Internacional de Energía (AIE). No obstante la caída, la agencia comentó que por el aumento de la producción de crudo fuera de la OPEP+ la curva comenzará a ascender durante el segundo trimestre del año y se espera un crecimiento de 1,7 millones de bb/dd
Mientras que por razones climáticas la producción en EE.UU y Canadá mermó en 900.000 barriles diarios, la producción de la OPEP también se redujo en 300.000 bb/dd

También prevé la agencia que la producción mundial de combustibles líquidos alcance los 101,18 millones de bb/dd en el primer trimestre de 2024, 102,27 millones de barriles diarios en el segundo trimestre, 102,88 millones de barriles diarios en el tercer trimestre, 102,87 millones de barriles diarios en el cuarto trimestre y 102,30 millones de barriles diarios en total en 2024.

El crecimiento mundial de la producción de combustibles líquidos está liderado por la oferta no procedente de la organización de países productores que aumenta en casi 0,8 millones de barriles diarios, compensando un descenso de la producción de la organización de 0,2 millones de barriles diarios subraya el informe.

La Secretaría de Energía de la Nación dispuso la “actualización transitoria” de los valores que remuneran el transporte de electricidad en alta tensión a cargo de las empresas operadoras de este servicio en las diversas regiones del país. Será hasta que se defina la Revisión Tarifaria Integral.

Lo hizo a través de las resoluciones del ENRE 104 a 111, publicadas en el Boletín Oficial el lunes 19/2, momento a partir del cual comienzan a regir los nuevos valores según cada empresa. Se trata de Transener, Trasnoa, Trasnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue, y EPEN (Neuquén).

Todas las resoluciones hacen lugar a los pedidos de compensación formulados por las empresas en audiencia pública, incluída la decisión de realizar una actualización mensual de las remuneraciones dispuestas, a partir del mes de mayo próximo.

Asimismo, Energía les fijó un plazo de 10 días hábiles para que las empresas la presenten sus respectivos planes de inversión en la infraestructura del sistema de tendido eléctrico a su cargo “acorde a los ingresos que se aprueban” en las resoluciones.

En las resoluciones se sostiene que “dada la evolución que tuvieron los índices de precios considerados en el mecanismo de actualización aplicado, resulta conveniente actualizar dichos cargos a fin de mantener en términos reales los niveles de ingresos de las transportistas que permitan cubrir las necesidades de inversión con los estándares de calidad requeridos, garantizando la sostenibilidad del servicio público de transporte hasta el momento de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes del proceso de RTI ordenado en el Decreto 55/2023”.

A modo de referencia cabe señalar el caso de Transener, donde la transportista señaló que “los ingresos necesarios para la operación y mantenimiento del sistema de transporte en alta tensión que le permitan cubrir las necesidades de inversión con la calidad requerida, ascienden a la suma de $ 256.349 millones anuales”.

Dichos ingresos contemplan la mano de obra, los costos de operación y mantenimiento, las inversiones de mantenimiento, el impuesto a las ganancias y la rentabilidad sobre la base de capital.

Trensener comparó la tarifa propuesta con la tarifa actual, expresada esta última a valores de diciembre de 2023, utilizando para noviembre la variación real del índice de precios al consumidor (IPC) de 12,8 % y para diciembre una estimación de 27 por ciento.

La transportista explicó dicha variación principalmente por 3 variables: a) la necesidad de recomponer los niveles de inversión, b) la rentabilidad sobre la base de capital y c) los impuestos asociados a mayores ingresos.

Transener solicitó en la adecuación transitoria de tarifas un total de $ 62.105 millones para las inversiones del año 2024, y un total de $ 68.281 millones para el año 2024 destinado a impuesto a las ganancias, justificado en dos componentes de la tarifa: la rentabilidad y las inversiones, describió el ENRE.

También señaló que “Transener solicitó que la adecuación de la tarifa se aplique mensualmente de forma automática, considerando índices públicos y transparentes para poder garantizar la correcta prestación del servicio público”. Este criterio resultó idéntico al manifestado por todas las empresas de los servicios de gas y de electricidad en todas las audiencias públicas activadas desde la Secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

El Gobierno Nacional ha presentado un nuevo esquema de subsidios para el servicio de gas y la electricidad, que tiene como objetivo principal establecer criterios económicos y sociales claros para la asignación de beneficios. Este esquema incluye la implementación de una Canasta Básica Energética (CBE) que considera los consumos mínimos necesarios para diferentes grupos familiares y zonas bioclimáticas.

El plan, que será detallado en una audiencia pública convocada para el 29 de febrero por la Secretaría de Energía, prevé adoptar criterios de inclusión y exclusión. Además, se establecerá una Canasta Básica Energética (CBE) que indicará los consumos mínimos necesarios para la subsistencia de diversos grupos familiares, teniendo en cuenta las distintas regiones, meses del año y tipos de suministro.

La exclusión del beneficio estará determinada por la posesión de ciertos bienes, como aeronaves, embarcaciones o propiedades inmuebles, así como por la antigüedad de los automóviles. También se considerarán los ingresos declarados por los miembros del hogar, utilizando el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS).

La asignación de subsidios se realizará priorizando hogares donde la Canasta Básica Energética represente más del 10% de los ingresos registrados, asegurando que el monto a subsidiar no exceda este porcentaje. Esto permitirá calcular los consumos necesarios por hogar, considerando la zona geográfica, el tipo de servicio y la cantidad de convivientes.

El nuevo esquema se basará en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), establecido durante el gobierno anterior, para identificar a los beneficiarios. Además, se buscará reordenar los Programas Sociales Energéticos para evitar superposiciones de beneficios, como se ha observado en segmentaciones anteriores.

Entre los programas sociales destacados se encuentra el Plan Hogar, que proporciona subsidios directos para el suministro de gas licuado de petróleo a usuarios residenciales de bajos recursos. También se consideran los Electrodependientes, quienes reciben garantías especiales en el suministro eléctrico.

Finalmente, el Registro Único de Beneficiarios Especiales del Régimen de Zona Fría ofrece tarifas diferenciales en el servicio de gas para usuarios en situación de vulnerabilidad socioeconómica en áreas con bajas temperaturas. Este beneficio se extiende a comunidades de 10 provincias del centro sur del país.

Wintershall Dea y sus socios TotalEnergies (operador) y Pan American Energy han completado con éxito la instalación de la plataforma Fénix, a unos 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, en aguas de 70 metros de profundidad.

El proyecto sigue avanzando favorablemente para obtener el primer gas a finales de 2024. Fénix contribuirá con importantes volúmenes de gas natural durante más de 15 años al suministro energético de Argentina

“La exitosa instalación de la plataforma de producción marca otro hito relevante para el desarrollo del yacimiento Fénix, lo que mantiene al proyecto encaminado hacia la primera obtención de gas prevista para el cuarto trimestre de 2024”, afirmó Manfred Boeckmann, Managing Director de Wintershall Dea Argentina. “Fénix representa un pilar sustancial para la ascendente producción nacional de gas y ayudará a la Argentina a satisfacer la creciente demanda y a compensar las importaciones, aportando volúmenes significativos de gas natural durante más de 15 años al suministro energético a largo plazo del país”, añadió Boeckmann.

Dada la envergadura del proyecto, la logística y la instalación de la plataforma de 4.800 toneladas se llevaron a cabo en dos fases: primero la instalación del jacket con cuatro pilotes durante enero, seguida por el exitoso levantamiento y colocación de la cubierta superior de 1.500 toneladas.
A partir del 8 de enero, la cubierta se transportó desde el astillero Rosetti Marino en Italia hasta Tierra del Fuego en el plazo de un mes a bordo del buque de transporte pesado HTV Interocean II. Cuatro buques participaron en la instalación de ambas partes de la plataforma, dirigidos por el buque de elevación pesada Aegir de Heerema. Todos los trabajos se completaron de forma segura y sin incidentes.

La cubierta de la plataforma Fénix cubre un área de superficie de 2.500 metros cuadrados y consta de cinco niveles: el helipuerto, la cubierta superior, la cubierta principal con los cabezales de pozo y la sala de instrumentos, y la cubierta inferior. La plataforma está diseñada para ser operada desde tierra sin la necesidad de una tripulación permanente. “Con la instalación de la plataforma hemos completado la parte de instalaciones de superficie del proyecto de desarrollo Fénix dentro del cronograma previsto”, subrayó Mariano Cancelo, Vicepresidente de Producción y Desarrollo de Wintershall Dea Argentina. “Nuestro enfoque pasará ahora al siguiente paso, que es la perforación de tres pozos de producción”, afirmó Cancelo.

La perforación de los pozos se realizará con una plataforma de perforación jack-up que se ubicará temporalmente junto a la plataforma Fénix. La primera producción de gas está prevista para noviembre de 2024. Fénix forma parte de la concesión de producción de gas CMA-1, la más austral del mundo, en la que Wintershall Dea y TotalEnergies (operador) poseen cada una una participación del 37,5%, mientras que Pan American Energy tiene el 25% restante.

FENIX EN CIFRAS

4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación

700 MUSD de inversión

Sustitución de importaciones de entre 10 y 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno.

Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto

Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10 kgCO2e/boe)

70 metros de profundidad de agua en el sector de instalación

60km de la costa

Nov- 2024: puesta de producción estimada

. El interventor del ENRE, Darío Arrué, resolvió constituir un comité dedicado al estudio de la introducción del Sistema de Medidores Inteligentes (El Sistema) para el área de concesión de la empresas distribuidoras Edenor y Edesur, denominado Comité de Estudio de Redes Inteligentes. El Comité será presidido por el Interventor y será coordinado, en sus aspectos operativos, por quien éste designe.

La resolución 100/2024 indica que el Comité “estará conformado por representantes del ENRE y de las distribuidoras EDENOR y EDESUR, sin perjuicio de que pueda requerirse la participación de profesionales de otros organismos o instituciones con interés en el tema, a consideración del ENRE. Se desempeñarán ad honorem”.

Las funciones de El Comité serán las de asesorar al Interventor del ENRE en los siguientes aspectos: a) La pertinencia, factibilidad técnica y económica, y escalas de la introducción del Sistema de Medidores Inteligentes en la red de distribución de las concesionarias; b) Características y funcionalidades que deberá presentar El Sistema y sus distintos componentes.

También en aspectos técnicos relativos a los sistemas de protecciones, la adaptación técnica de la red en los puntos de conexión, los distintos medios de comunicación, etcétera; c) Datos a recolectar o transmitir y la información a elaborar a partir de las funcionalidades que presenta El Sistema; d) Determinación de los costos asociados a ingeniería, montaje, equipos y provisiones, y a la operación y mantenimiento del Sistema; e) Sobre los procedimientos de adquisición y contratación más adecuados para la concreción de la implantación del Sistema.

Además, sobre f) Cambios regulatorios a prever para la implementación eficaz del Sistema, asociados entre otros tópicos, a la operación de redes, a las condiciones de acceso, y a la valorización por bandas de energía y potencia.

También, en aspectos económicos y tarifarios de la introducción del Sistema; g) Reclutamiento, los conocimientos a adquirir y los programas de entrenamiento que deberán ser suministrados al personal para la implementación y operación del Sistema y; h) Acciones y campañas para lograr el entendimiento, compromiso y participación de los usuarios en la implementación del Sistema.

Las propuestas que efectúe El Comité no resultarán vinculantes para el ENRE. Pero deberá redactar un informe, sin perjuicio de informes parciales de avance, en un plazo de SEIS (6) meses, con informes de avance parciales, en que se detalle el trabajo realizado y la propuesta de implementación de un plan piloto para la precalificación de tecnologías y su evaluación operativa en campo.

. El gobierno oficializó, a través de las resoluciones 101 y 102/2024 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, los incrementos que rigen a partir del viernes 16 de febrero en las tarifas del suministro domiciliario de electricidad en la región del Area Metropolitana de Buenos Aires, a cargo de las empresas distribuidoras Edenor y Edesur.

Se trata de “actualizaciones” que varían entre el 65 % y el 150 % según la categoría de usuario del servicio, y cuyos valores nominales además se actualizarán mensualmente de acuerdo con un índice específico que considera la variación de la inflación y salarial.

Con esta medida se traslada la quita de subsidios nacional de los precios de la energía a las tarifas del AMBA de hogares N1 (altos ingresos), comercios, pymes industriales, hospitales, colegios y edificios. De momento, la Secretaría de Energía no modificó el actual esquema de subsidios para los hogares de ingresos medios y bajos (N2 y N3), pero el secretario Eduardo Rodriguez Chirillo anunció que el tema será tratado en una audiencia pública prevista para fin de mes.

“A los N1 y al resto de los usuarios ya se le está reflejando lo que cuesta la generación, el transporte y la distribución de la electricidad”, describió en declaraciones periodísticas.
Adicionalmente a esta quita parcial de subsidios, aumenta el servicio de distribución eléctrica (VAD) que prestan Edenor y Edesur.

A través de las citadas Resoluciones ENRE se aprobaron los valores por categoría/subcategoría del Costo Propio de Distribución (CPD) que las EDENOR y EDESUR deberán aplicar a partir de la HORA CERO del viernes 16/2 (día de entrada en vigencia).

También se aprobaron los respectivos cuadros tarifarios por categoría de usuarios residenciales y se informa a EDENOR que el valor de la tarifa media asciende a 75,965 $/kWh. Para el caso de EDESUR el valor de la tarifa media asciende a 72,808 $/kWh.

Asimismo se estableció que EDENOR y EDESUR, teniendo en cuenta los nuevos valores, y de acuerdo al consumo mensual de cada usuario, deberán calcular el monto del subsidio correspondiente, el que deberá ser identificado de manera destacada como “Subsidio Estado Nacional” en la sección de la factura que contiene la información al usuario.

El ENRE estableció que EDENOR y EDESUR deberán presentar dentro de los 15 (QUINCE) días de notificadas las resoluciones 101 y 102, “un plan de inversiones para el año 2024 que se ajuste al 25 por ciento de la remuneración reconocida, los cuales deberán estar orientados a inversiones en infraestructura eléctrica, priorizando la seguridad de la red, confiabilidad del sistema y calidad del servicio”.

Ambas resoluciones aprueban las tarifas que deberán aplicar EDENOR y EDESUR para los Clubes de Barrio y de Pueblo (CdByP) que integran el listado que confecciona al respecto la Secretaría de Turismo, Ambiente y Deportes del Ministerio del Interior, de acuerdo a lo dispuesto por la Resolución 742/2022 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.

En los anexos a esta resoluciones se aprueban también la fórmula de actualización de la remuneración de los CPD de EDENOR y EDESUR. El ajuste de la remuneración se realizará mensualmente a partir del mes de mayo del corriente año.

Asimismo, se aprueban las Tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores, vigentes a partir de la HORA CERO del día de entrada en vigencia de las resoluciones (viernes 16/2). También, los valores del Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y del Costo de la Energía No Suministrada (CENS), que EDENOR y EDESUR ya deben aplicar y que corresponde al semestre 55 (septiembre 2023 – febrero 2024).

Las distribuidoras deberán implementar en las facturas a usuarios finales la discriminación o visualización del costo que el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) representa para el usuario.

Dentro del término de CINCO (5) días corridos de notificadas las resoluciones las compañías deberán publicar los cuadros tarifarios vigentes en -al menos- DOS (2) diarios de mayor circulación en su área de concesión.

. Los primeros caños para la reversión del Gasoducto Norte comenzaron a ser trasladados desde la planta de Tenaris SIAT -ubicada en la localidad bonaerense de Valentín Alsina- al entro de acopio en la provincia de Córdoba, informó Enarsa.

Se trata de lotes de tubos con costura de 36 pulgadas de diámetro y 12 metros de largo de un total de 10.000 que se encuentran en proceso de producción y demandarán unos 2.500 viajes en camión. Estos caños serán destinados al Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio- La Carlota, una de las obras que forman parte del proyecto, junto con la reversión de 4 plantas compresoras y la construcción de un loop (tendido paralelo) al Gasoducto Norte.

Este primer despacho de caños tiene lugar tras la firma de los contratos para los tramos 2 y 3 de la reversión del Gasoducto Norte, realizada el 26 de enero.

Cabe destacar que la reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) para llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, para la generación de energía eléctrica, la conexión de nuevos hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

Asimismo, con esta obra se logrará un importante ahorro de divisas y se podrá exportar gas a países de la región, destacó Enarsa.

La Secretaría de Energía de la Nación dispuso subas tarifarias para el suministro de electricidad en el Area Metropolitana de Buenos Aires (Edenor y Edesur) que varían, según las categorías de usuarios finales, entre el 65 y el 150 por ciento respecto de las actualmente vigentes.

Los nuevos cuadros se detallan en resoluciones del ENRE y regirán por un año, mientras se lleva a cabo la Revisión Tarifaria Integral para el período 2024/2028. Pero se puntualizó que “a fin de mantener el valor real de la tarifa transitoria, se aplicará un mecanismo de ajuste mensual que empezará a regir a partir del mes de abril”.

Energía comunicó que “con el objetivo de reducir las transferencias desde el Estado Nacional hacia el sector eléctrico y promover un equilibrio económico sostenible, mediante las resoluciones ENRE, dictadas en el día de hoy -tras haberse celebrado las correspondientes audiencias públicas-, se han adoptado medidas inmediatas para que las tarifas de los usuarios finales, en sus diferentes categorías (Residencial, General y Grandes Demandas), sean acordes al costo del suministro y se pague por su uso como cualquier otro bien”.

Estas medidas, se indicó, se implementan de manera gradual, de forma que los Usuarios Residenciales categorizados como N2 y N3 sean afectados en menor medida, pendientes de una audiencia para la reasignación de subsidios que se llevará a cabo este mes.

La Secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo señaló que en términos de puntos porcentuales relativos (la comparación de los actuales valores con los que regían hasta ahora) no puede indicarse un único incremento generalizado porque, hasta ahora había distintas categorías de usuarios que pagaban precios diferentes por la energía y potencia que las distribuidoras adquirían en el Mercado Eléctrico Mayorista.

En términos absolutos, se describió, cabe destacar que para tarifas promedio, considerando un consumo promedio de 380 KV/h por mes, en el caso de los usuarios N1, una factura de $ 13.900 pasará a pagar $ 34.332, lo que representa un incremento del 150 por ciento.

En el caso de los usuarios N2, para un mismo nivel de consumo y periodo, pasará de $ 4.360 a $ 7.415, lo que representa una actualización del 70 %; y en caso de los N3, pasará de $ 4.783 a $ 7.850, equivalente a una diferencia de 65 por ciento.

No obstante, cabe señalar que, en esta clase de usuarios, en caso de superar los 400 KW/h mensuales, si el consumo alcanzara los 600 KW/h el monto pasaría de $ 14.600 a $ 34.000, es decir, un 130 % de diferencia en la reconfiguración tarifaria, puntializó Energía.

Las tarifas fijadas tendrán vigencia transitoria de un año, mientras tanto se lleva a cabo, conforme a la Ley 24.065, la revisión tarifaria quinquenal (período 2024-2028) para garantizar la ejecución de inversiones que requieren de mayor tiempo de amortización y fortalecer la calidad del suministro a los usuarios.

A fin de mantener el valor real de la tarifa transitoria, se aplicará un mecanismo de ajuste mensual que empezará a regir a partir del mes de abril, sostuvo Energía, en coincidencia con pedidos que en tal sentido realizaron las empresas en la audiencia pública convocada por el ENRE.

Energía justificó la decisión señalando que “la corrección de las tarifas es fundamental para: a) restablecer los precios relativos de la economía; b) asegurar la autosuficiencia económica del sistema eléctrico, frente a la incapacidad del Estado Nacional de seguir asistiendo financieramente; c) establecer las bases para promover la inversión privada”.

“El Gobierno Nacional continuará trabajando con este proceso de normalización del sector eléctrico para lo cual, en el futuro inmediato: a) adoptará medidas para recomponer el funcionamiento del Mercado Mayorista, para que la oferta interactúe libre y competitivamente con la demanda; b) procederá a la reasignación de subsidios para dar asistencia a quienes tienen menor poder adquisitivo; c) promoverá y ayudará a los usuarios de altos consumos para que realicen un uso responsable y eficiente de la energía mediante programas de eficiencia energética”.

Energía describió que “desde el período 2019-2023, las tarifas eléctricas permanecieron estáticas, apenas recibiendo ajustes puntuales que resultaron insuficientes frente a una inflación estructural que alcanzó un acumulado de 1,071 % durante dicho periodo”. “Esta falta de actualización, contribuyó a distorsionar los costos reales del suministro eléctrico, afectando tanto a usuarios como al funcionamiento técnico y recaudatorio del sistema en su conjunto”, agregó.

“Se han fijado nuevos cuadros tarifarios para los usuarios finales, con el fin de recuperar el funcionamiento técnico y recaudatorio del sector eléctrico. Esto va a contribuir a restablecer la estabilidad técnica y financiera de un sistema que ha sufrido décadas de desinversión y congelamiento tarifario, con consecuencias evidentes tanto en su funcionamiento como en su sostenibilidad” resumió Energía.

“Es fundamental para el crecimiento del país contar con un sector eléctrico recuperado y sostenible. Para eso recordamos a los usuarios la necesidad de hacer un uso responsable y eficiente de la energía. Sin energía no hay crecimiento posible”, remarcó la Secretaría.

. Bunge, líder mundial en agronegocios, alimentos e ingredientes, firmó un acuerdo de 10 años con Genneia para el abastecimiento de electricidad renovable en sus plantas de Campana, Ramallo, San Jerónimo Sud y TFA (Terminal de Fertilizantes Argentinos S.A.) en Puerto General San Martín, en Argentina, a partir de marzo de 2024.

El acuerdo prevé el abastecimiento del 58 % del consumo total de electricidad anual de esas plantas y alrededor del 40 % de la electricidad total consumida por Bunge en Argentina. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Una de las formas en que Bunge planea cumplir con sus objetivos basados en la ciencia (SBT) -que exigen una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030- es a través del aumento del uso de la energía eólica, solar y otras fuentes de electricidad renovable.

En relación con este acuerdo, Verónica Imoda, Directora de Operaciones Industriales en Argentina, expresó: “En Bunge, la sustentabilidad es un aspecto clave de nuestra estrategia, y estamos comprometidos a hacer nuestra parte implementando medidas concretas que disminuyan nuestra huella de carbono, a la vez que seguimos trabajando para proporcionar al mundo alimentos e ingredientes y combustibles de manera inocua y sustentable”.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, sostuvo que “como respuesta a un mercado en crecimiento y en constante evolución, desde Genneia ofrecen un conjunto de soluciones sustentables, que se adaptan a las necesidades y desafíos energéticos de su amplia cartera de clientes. “Nos enorgullece acompañar a Bunge en su camino hacia la transición energética abasteciendo con energía renovable a sus plantas en Argentina. Esta acción nos permite continuar afianzando nuestro liderazgo en el mercado corporativo, principal pilar de crecimiento de las energías renovables en nuestro país”.

Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, continúa acompañando a sus clientes en la descarbonización de sus operaciones. Recientemente la Compañía logró superar 1 GW (1004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país.

Acerca de Bunge

En Bunge (NYSE: BG), nuestro propósito es conectar a los productores con los consumidores para proporcionar al mundo alimentos e ingredientes esenciales y combustibles. Con más de dos siglos de experiencia y una escala global inigualable, trabajamos para fortalecer la seguridad alimentaria a nivel mundial, y aumentar la
sostenibilidad donde operamos, señaló la Compañía.

Como líder mundial en el procesamiento de oleaginosas y principal productor y proveedor de aceites y grasas vegetales especiales, valoramos nuestras asociaciones con los productores para llevar productos de calidad desde el lugar donde se cultivan hasta donde se consumen.

La compañía tiene su domicilio legal en Ginebra, Suiza, y su oficina corporativa principal se encuentra en St. Louis, Missouri. Cuenta con más de 23.000 empleados que trabajan en más de 300 plantas situadas en más de 40 países.

Acerca de Genneia

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar.

Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable. Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024.

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

Opinión

Por Walter Martello, ex interventor del ENRE.

El voraz incendio de la subestación de Caballito no es el primer caso, ni será el último. Sólo recordemos el suceso ocurrido en 2023 en la SSEE Calchaqui, Quilmes.
La Justicia investigará las causas del siniestro registrado durante este fin de semana. Pero, si no se abordan soluciones de fondo, la situación seguirá siendo insostenible en los 60 años que quedan de concesión.
EN 2023 realizamos una Auditoría sobre EDESUR advertimos que Caballito, Boedo y Villa Crespo constituyen zona crítica.
A su vez, ante el latiguillo de no hay inversión si no hay ingresos demostramos que si se considera que la distribuidora financieramente dispuso del equivalente al ingreso que recibió en 2017, al financiarse con CAMMESA, ese dinero debiera estar invertido en las instalaciones y no está, sin perjuicio que durante nuestra gestión no hubo congelamiento de tarifas. Por el contrario, recompusimos sus ingresos.
A lo largo de esa auditoría de más de 200 páginas, se logró concluir técnica y regulatoriamente las razones de los incumplimientos sistemáticos.
Hicimos visible la existencia de equipos obsoletos de más de treinta años.
Más del 50% de SSEE AT/MT presentan una ocupación superior al 70% con un déficit de 860 MVA y al 80% de 721 MVA. 67 de 152 Trasformadores de Potencia tienen una ocupación mayor al 80%.
También rechazamos el “Plan verano 2024” de EDESUR porque, como advertimos en aquel momento y hoy se vuelve a verificar, la empresa no estaba en condiciones de prestar un servicio digno en una situación normal, mucho menos en n-1.
Asimismo, nos negamos, con fundamento jurídico, al “perdón” de las multas que promovieron las distribuidoras para “invertir”.
Ejecutamos los embargos correspondientes.
Desde Edesur dijeron que se iban del país, a pesar que le quedan casi 60 años de concesión. Pero ahora sostienen lo contrario en reuniones que mantienen fuera de los despachos oficiales en aeropuertos con Ministros del actual gobierno.
Siempre planteamos que antes de hablar de tarifas hay que discutir servicio.
Nos encontramos con que las palabras ausentes en el actual lenguaje de funcionarios y empresarios, son #Usuarios y #Calidad #Servicio. Las más repetidas: “Reacomodamiento de precios”.

.En relación al incendio ocurrido en la Subestación eléctrica Caballito, operada por la empresa EDESUR S.A, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad informó en la tarde del sábado 10 que se encontraba “controlando, con personal técnico, la preparación de las tareas que realizará la Distribuidora en el lugar, con el objeto de determinar las causas, evaluar la magnitud del siniestro, y el daño ocasionado por el fuego a las instalaciones”.

En este sentido, describió que “hasta las 18:00 horas no ha podido ingresar personal técnico a la Subestación, dado que el Cuerpo de Bomberos continuaba trabajando”.

Cabe referir que el incendio fue de tal magnitud que obligó a la evacuación de numerosas personas domiciliadas en edificos aledaños a la subestación ubicada en la Avenida José maría Moreno, entre Alberdi y Formosa. Además, ovbiamente miles de usuarios quedaron sin suministro de electricidad.

“El ENRE ha dispuesto la presencia de personal técnico, en el lugar del siniestro y en el Centro de Control de EDESUR, constatando que la empresa disponga de todas las medidas y el personal necesario, a fin de trabajar en la reposición del servicio eléctrico en el menor tiempo posible, priorizando la atención a los usuarios Electrodependientes”, comunicó el Organismo de control.

Por otra parte, se indicó, “el Ente realizará una investigación para determinar las causas que produjeron el incendio en las instalaciones eléctricas de la empresa EDESUR”.

“Puse mi renuncia a disposición del señor Presidente de la Nación, a quién le deseo el mayor de los éxitos en la gestión para lograr el desarrollo de nuestro país en general y de la minería en particular”, manifestó la salteña Flavia Royón (vía X), de corto lapso al frente de esa cartera nacional tras enterarse de que el presidente Javier Milei deseaba su salida del gobierno, en el contexto de una relación política ahora conflictiva con el gobernador de Salta, Gustavo Saenz.

En su mensaje Royón agradeció “haber sido convocada” y también dio las gracias “al equipo de trabajo” que la acompañó.

En tanto, el Mandatario salteño lamentó la decisión de Milei, derivada del enojo que le provocó la votación de legisladores de esa provincia (y de otras) contra la denominada Ley Omnibus, frustrada en el Congreso de la Nación.

“La salida del Gobierno de @FlaviaRoyon es una pérdida para las provincias mineras y el país. Es una persona con extraordinaria vocación de servicio, capacidad de gestión, diálogo, profesionalismo y sobre todo, calidad humana”, manifestó Saenz, quien se animó a afirmar que la llegada de Royón al cargo “no fue parte de ningún acuerdo político, dado que siempre trabajó en el sector privado”.

La ex funcionaria también había ejercido como Secretaria de Energía de la Nación durante el gobierno de Alberto Fernández, en el período en el cual ejerció como ministro de Economía, Sergio Massa. Saenz (de fluída relación política con Massa, impulsó entonces la designación de Royón, que fue funcionaria en su gobierno provincial.

En los próximos días Milei designará a quien ejercerá al frente de Minería, en un contexto de renovada y fortificada relación política con el PRO, con Mauricio Macri a la cabeza.

El presidente de YPF, Horacio Marín, realizó su primera visita a Mendoza para recorrer las operaciones de la compañía y mantener encuentros con autoridades del gobierno provincial y representantes del sector.

En la Casa de Gobierno, Marín mantuvo una reunión con el gobernador, Alfredo Cornejo, y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, para compartir y analizar detalles de los planes de la compañía para potenciar el desarrollo económico provincial, especialmente de las PyMES a partir de la generación de mayor actividad.

También, visitó el yacimiento Barrancas y luego el Complejo Industrial Luján de Cuyo, en donde pudo conocer detalles del funcionamiento de estos negocios y recorrer las instalaciones.

Además, el presidente de la compañía mantuvo un encuentro con trabajadoras y trabajadores en donde pudo profundizar distintos aspectos del Plan 4×4 que apunta a
cuadriplicar el valor de YPF en los próximos 4 años. La agenda incluyó también una reunión con representantes sindicales.

TotalEnergies cerró 2023 con un beneficio neto atribuido de US$ 21.384 millones, registrando así una mejora del 4,2% en comparación con 2022, y subió un 7,1% el dividendo.

Entre octubre y diciembre, el grupo obtuvo un beneficio neto atribuido de US$ 5.063 millones , lo que representa un incremento del 55% en relación al mismo periodo de 2022, después de un efecto positivo extraordinario de 180 millones en contraste con el impacto negativo de atípicos por valor de 5.585 millones en el último trimestre de 2022.

Los ingresos de la compañía en el conjunto del ejercicio anterior disminuyeron un 15,6% anual, hasta US$ 237.128 millones, incluyendo una caída del 13,6% del negocio en el cuarto trimestre, hasta 59.237 millones.

“En un entorno incierto, la estrategia de transición equilibrada de TotalEnergies, que combina el crecimiento en petróleo y gas, en particular en GNL, y energía integrada, arrojó sólidos resultados en 2023, en línea con los objetivos”, declaró el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné.

Asimismo, el ejecutivo anunció que, ante el crecimiento estructural del flujo de caja y las recompras de acciones ejecutadas en 2023, el consejo de administración propondrá en la junta general de accionistas del 24 de mayo el reparto de un dividendo complementario de 0,79 euros por acción, incrementando así un 7,1% el dividendo ordinario de 2023, hasta 3,01 euros por acción.

Además, destacó que el consejo de administración ha confirmado una política de retorno para los accionistas en 2024, que combinará un aumento de los dividendos a cuenta del 6,8% hasta 0,79 euros/acción y US$ 2.000 millones de recompra de acciones en el primer trimestre de 2024.

La producción de petróleo de Guyana aumentó a 640.000 barriles diarios, en el Bloque Stabroek. En el último año la producción de petróleo en la zona aumentó de 380.000 barriles al día a 640.000.
Un consorcio integrado por Exxon, Hess Corporation y CNOOC Ltd controlan la producción de petróleo en las afueras de la costa de Guyana, en el Bloque Stabroek.

En ese bloque se descubrieron más de 11.000 millones de barriles de petróleo y gas.
Esa área está a más de 200 kilómetros de la costa de Guyana y su zona se expande a 13.354 kilómetros cuadrados.

Exxon espera producir más de 1,2 millones de barriles de petróleo y gas en el Bloque Stabroek para 2027. 

En el marco de la construcción del parque eólico “La Elbita”, el intendente de Tandil, Miguel Ángel Lunghi, concurrió al predio para conocer los avances de la obra del proyecto llevado adelante por Genneia, que se encuentra en proceso de traslado de los componentes y montaje de los mismos.

La visita se realizó en el parque eólico “La Elbita” en Tandil y contó con la presencia del equipo de Genneia encabezado por el CEO de la compañía, Bernardo Andrews, junto a Héctor Ruiz Moreno, Gerente General de la Cámara Eólica Argentina (CEA) y otros directivos de la empresa. Por parte del equipo municipal asistió el presidente del Honorable Concejo Deliberante, Juan Pablo Frolik, el jefe de Gabinete, Julio Elichiribehety y Marcela Petrantonio, secretaria de Desarrollo Productivo y Relaciones Internacionales. A la visita se sumó el intendente de Lobería, Pablo Barrena.

Andrews y Lunghi conversaron acerca de la construcción y los avances del proyecto, el cual contará con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura, y estará destinado a satisfacer la demanda de energía de grandes usuarios industriales, en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

“Estamos muy orgullosos de poder trabajar en una ciudad con un gran potencial, desarrollando iniciativas sustentables que promuevan un cambio en la matriz energética”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia. “Este proyecto nos motiva a continuar afianzando nuestro compromiso con el medio ambiente, potenciando cada vez más nuestras buenas prácticas”, agregó.

Asimismo, Lunghi expresó: “El parque eólico “La Elbita” significa un gran paso para el futuro de la ciudad en materia de sostenibilidad. Nos pone muy contentos que una empresa líder en el mercado, como lo es Genneia, apueste a trabajar en nuestro territorio en pos de lograr resultados innovadores y sustentables y especialmente celebramos la generación de empleo que esta actividad implica, desde el inicio mismo de la inversión”.
El parque se ubicará aproximadamente 42 km al sur de la ciudad, con 162 MW de potencia instalada y su desarrollo requerirá una inversión de más de 240 millones de dólares, obtenidos por la compañía a través de la emisión de obligaciones negociables calificadas como bonos verdes. “La Elbita” generará 705.000 MWh de energía renovable por año, lo que equivale al consumo anual de 154.000 hogares y, además, evitará la emisión de 352.000 t de dióxido de carbono a la atmósfera.

El Gobierno presentará su propuesta para conformar una canasta básica energética indispensable que sirva de referencia para implementar un nuevo cuadro de ayuda para los usuarios de luz y gas, determinado en base a los ingresos del grupo familiar. Los usuarios de luz y gas tendrán un nuevo esquema de subsidios basado en el ingreso del grupo familiar que lo perciba.

El 29 de febrero es la fecha fijada por la Secretaría de Energía para una audiencia pública en la que presentará su propuesta para la conformación de una canasta básica energética indispensable, la cual servirá de referencia para implementar un nuevo esquema de subsidios que atienda situaciones de vulnerabilidad real de cada grupo conviviente.

Fuentes oficiales anticiparon que la convocatoria para el jueves 29 de este mes, a partir de las 10, será formalizada en las próximas horas con su publicación en el Boletín Oficial, y permitirá cumplir con lo que el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anunció en las últimas semanas.

El nuevo criterio de subsidio que presentará la Secretaría dejará atrás la segmentación de tarifas de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red, implementada en el último tramo de la administración anterior, a partir del Decreto 322 de 2022.

Para la nueva administración, esa segmentación de tarifas, si bien significó una mejora en cuanto a la gestión de los subsidios del Estado según el nivel de ingreso de los titulares de los servicios, sus resultados se mantienen lejos del criterio adecuado para ayudar a quienes realmente lo necesitan.

A partir de ese primer escenario que complementa la decisión de una readecuación de las tarifas, la Secretaría de Energía inició un proceso de enfocar los subsidios a partir de establecer una canasta básica energética con volúmenes indispensables de consumo de gas y electricidad por zona bioclimática.

De esta manera, la propuesta oficial prevé determinar los ingresos totales del grupo conviviente y un porcentaje de ese ingreso usualmente aplicado para pagar la factura de energía.

A partir de ese primer paso se establecerán los alcances de la canasta energética básica indispensable, que se determinará según la región del país y la conformación de ingresos del grupo conviviente.

Consecuentemente, se podrá contrastar el costo de esas cantidades con el ingreso del grupo conviviente y limitar la incidencia de ese costo a un porcentaje del ingreso, subsidiando el Estado la diferencia en aquellas situaciones de vulnerabilidad.

De esta manera, el subsidio que otorgará el Estado será el diferencial cuando el precio de la canasta básica energética supere un porcentaje determinado de los ingresos totales del grupo conviviente y no del titular del servicio como viene ocurriendo hasta la actualidad.

También se revisará la superposición de estos subsidios con los beneficiarios de planes sociales, la mayoría de los cuales, por definición, fueron categorizados como Nivel 2.

Se cuestiona la falta de control en el padrón de usuarios del Registro Nacional Único de Titulares de Servicios Públicos Esenciales (Renut) e incoherencias o discrepancias con el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) y la base de datos del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTYS).

La propuesta oficial permitirá develar también si se buscará avanzar con la derogación de la ley 27.637 que dispuso la ampliación del régimen de zona fría, vigente hasta el 31 de diciembre de 2031, que reconoce hasta un 50% de los cuadros tarifarios para el gas en redes o en garrafas.

Además, está bajo revisión la continuidad del beneficio que reciben los usuarios más vulnerables de gas natural, aquellos que no tienen acceso a redes y usan garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), contemplados en el Programa Hogar, que consiste en un subsidio directo pagado a través de la Anses.”

La brasileña Eletrobras, mayor empresa eléctrica de América Latina, informó ayer que recibió la autorización para comenzar a operar, en fase de pruebas, los siete primeros de los 72 aerogeneradores de un parque eólico que está construyendo en la frontera de Brasil con Uruguay.

La licencia fue otorgada el pasado 30 de enero por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) y la intención de la empresa es iniciar la operación en la primera quincena de febrero, informó Eletrobras en un comunicado.

El Parque Eólico Coxilha Negra, que contará con tres conjuntos de aerogeneradores y una capacidad para generar 302,4 megavatios (MW) de energía, es el mayor proyecto de generación eólica de Eletrobras y demanda una inversión superior a los US$ 400 millones . El parque está ubicado en jurisdicción del municipio brasileño de Santana do Livramento, limítrofe con la ciudad uruguaya de Rivera; en una región conocida como Coxilha Negra (Cuchilla Negra) y que en Uruguay se le denomina Rincón de Artigas, que Montevideo llegó a considerar en sus mapas como “límite contestado”. Según Eletrobras, los siete generadores que serán probados tienen capacidad para generar 29,4 megavatios (4,2 MW cada uno) y transmitirán la energía producida a las subestaciones Coxilha Negra 2 y Livramento 3, conectadas por una línea de 31 kilómetros.
Las líneas estarán conectadas a las estaciones del sistema de interconexión eléctrico nacional en el sureño estado de Río Grande do Sul, fronterizo con Uruguay y Argentina.

El presidente de la estatal YPF, Horacio Marin, señaló que durante los próximos cuatro años la empresa se enfocará en las áreas de formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.

La nueva estrategia planificada a cuatro años tendrá varios ejes y pone en foco a Vaca Muerta como principal activo a desarrollar. La inversión en la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta en petróleo de este tipo tendrá prioridad.

EL plan incluye la desinversión en áreas convencionales maduras o marginales con alto costo operativo, para transferirlas a otras empresas interesadas, además se revisarán las participaciones en diversas empresas, con la posibilidad de desinversión en algunas de ellas.

Otro de los objetivos apuntado es el de mejorar la eficiencia en upstream y downstream, buscando aumentar la producción y mejorar la eficiencia en las operaciones de exploración y producción, así como en refinación y comercialización.

Exportaciones

El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) sería reformulado (con Petronas de Malasia) para producir y exportar GNL. En septiembre de 2022, se había firmado un acuerdo para invertir US$ 10.000 millones de dólares en una planta de licuefacción de gas extraído de Vaca Muerta.

El desarrollo del GNL se llevará a cabo mediante la construcción de infraestructuras como gasoductos, la industrialización, la comercialización y la logística internacional. La nueva gestión considera que este proyecto solo será rentable y competitivo si se realiza en colaboración con otras grandes petroleras que operan en Argentina. Por ello, planean reunirse con representantes de estas empresas para invitarlas a sumarse al proyecto, en el cual YPF mantendrá una participación del 50%.

Marín señalo también que YPF tiene como objetivo que Argentina alcance exportaciones de hidrocarburos por 30.000 millones de dólares para 2030, sin considerar el potencial del GNL.

El oficialismo sufrió un gran revés en el Congreso al no lograr los acuerdos necesarios para aprobar en particular los artículos clave de Ley denominada “Bases y puntos de Partida para la libertad de los argentinos”, más conocida como “Ley ómnibus”.

Tras una maratónica sesión y el rechazo de los principales puntos de mayor importancia para el Ejecutivo (se rechazaron 5 de 6 del artículo que otorgaba facultades extraordinarias) el oficialismo se vio obligado a remitir el texto nuevamente a comisión, según lo ordena el artículo 155 del Reglamento de la Cámara de Diputados.

El traspié implica un reinicio del proceso legislativo, por lo que las comisiones las deberán reconsiderar formalmente el proyecto presentado por el Poder Ejecutivo y emitir un nuevo dictamen.

Las sesiones extraordinarias sólo pueden tratar los temas propuestos por el Poder Ejecutivo y terminan el 15 de febrero, podrían extenderse por decreto, pero todo parece indicar que no sólo se vuelve a fojas cero, sino que el oficialismo reconsiderará seriamente el reenvio del mismo proyecto.

Rechazo

Tras el rechazo de 5 de los 6 incisos contenidos en el artículo 5º del dictamen de comisión, referentes a las facultades delegadas, y después de un cuarto intermedio solicitado por el oficialismo, el jefe de bloque de La Libertad Avanza, Oscar Zago, formuló la moción de orden para que el proyecto volviera a comisión, dado que no se contaba con los votos necesarios para avanzar con el resto de la votación artículo por artículo.

No está claro si se trató de una grave impericia política por parte del oficialismo, porque no era la única solución ante la falta de acuerdo. La Cámara pudo haber votado por un nuevo cuarto intermedio para continuar las negociaciones e incorporar los cambios acordados al dictamen en consideración. Sin embargo, el oficialismo optó por otro camino.

Antecedentes

Existen antecedentes de retorno a comisión en otros proyectos pero se trató de casos excepcionales. En 2016, el régimen de Participación Público Privada (conocido como “PPP”) promovido por Mauricio Macri sufrió un revés similar. A pesar de haber sido aprobado por el Senado, al no lograrse un acuerdo en su redacción, se remitió a comisión, pese a que no se habían votado ni en general ni en particular ningún artículo del proyecto. En aquella ocasión, el asunto se resolvió con un nuevo debate en comisión, donde se acordaron cambios que fueron reflejados en un dictamen alternativo, el cual llegó al recinto exactamente una semana después. El texto fue aprobado con esas modificaciones y hoy es conocido como Ley 27.328.

¿Cómo sigue?

Los presidentes de las comisiones de Legislación General, de Presupuesto y Hacienda, y de Asuntos Constitucionales deberán convocar a sus miembros a una reunión plenaria para alcanzar nuevos acuerdos. Una vez que se logre un dictamen con mayor consenso, se podrán obtener más votos. El nuevo dictamen deberá ser presentado ante la Cámara en una próxima sesión -las sesiones ordinarias abren en marzo- no obstante, esta no es la única alternativa posible. El Ejecutivo podría decidir no impulsar la Ley “Bases” en ese caso, instruir a sus diputados para que no haya una nueva reunión plenaria. También podría retirar el proyecto original y/o presentar uno nuevo.

Todo indica que habrá que esperar hasta el 1° de marzo, cuando se reanuda la actividad ordinaria, pero nada indica hasta el momento, que Javier Milei insista por el mismo camino.

La petrolera británica BP registró un beneficio neto atribuido de US$ 15.239 millones en 2023, frente a las pérdidas de US$ 2.487 millones contabilizadas un año antes.

El resultado subyacente de BP ajustado por costos de reposición alcanzó en el conjunto del año los US$ 13.836 millones, un 50% por debajo de las ganancias récord anotadas por la compañía en 2022, aún así su segundo mejor resultado desde 2012.

En el ejercicio pasado los ingresos sumaron US$ 213.032 millones, un 14,4% menos que en 2022, reflejando la moderación de los precios del crudo, mientras que la deuda neta de la empresa disminuyó a 20.912 millones frente a los 21.422 millones del año anterior.
En el cuarto trimestre, BP logró un beneficio neto atribuido de US$ 371 millones frente a los 10.803 millones ganados en el mismo periodo de 2022, mientras que los ingresos de la petrolera alcanzaron los 52.586 millones un 25,2% menos.

En este sentido, la petrolera precisó que su resultado del cuarto trimestre refleja un impacto negativo de 4.600 millones por deterioros de valor como resultado en gran parte de cambios en los supuestos de precios y tasas de descuento del grupo, frente a efectos contables favorables en el valor razonable de unos 2.600 millones.

Para el cuarto trimestre, BP comunicó el reparto de un dividendo por acción ordinaria de 7,270 centavos, un 10% más que en el cuarto trimestre de 2022, además del compromiso de ejecutar una recompra de acciones por valor de US$ 1.750 millones antes de publicar sus cuentas del primer trimestre.

La petrolera también señaló su compromiso de realizar recompras de acciones por importe de US$ 3.500 millones en relación con el primer semestre de 2024. De tal modo, sujeto a mantener una sólida calificación crediticia de grado de inversión, BP planea recomprar acciones por al menos 14.000 millones hasta 2025.

. Genneia, compañía líder en energías renovables en Argentina, confirma su posicionamiento en el sector superando 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país.

La Compañía informó que “este acontecimiento se logra tras la puesta en operación de su tercer Parque Solar fotovoltaico Tocota III, ubicado a 65 km al norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan, con una capacidad instalada de 60 MW.

Su construcción requirió una inversión de más de 50 millones de dólares, obtenidos por la compañía a través de la emisión de obligaciones negociables calificadas como bonos verdes.

A partir de ahora, Genneia pasa a operar 10 parques renovables, 7 eólicos y 3 solares.

“Estamos muy orgullosos de haber alcanzado 1 GW de potencia instalada, un logro enorme para la compañía y para nuestro país. Esto confirma una vez más nuestro compromiso en materia de sustentabilidad, apostando en iniciativas que contribuyan a la lucha contra el cambio climático y a la descarbonización de la industria”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

“Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras sólidas prácticas, con el claro objetivo de que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país”, concluyó.

La empresa continúa 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.

Según los datos surgidos de CAMMESA, durante el 2023 Genneia generó un total de 3.495.819 MWh de energía solar y eólica. Esta cantidad equivale al consumo de aproximadamente 919.000 hogares, y es así como la compañía reafirma su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1,66 millones de toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera en el pasado año.

Agosto se destacó como el mes de mayor generación, con un registro total de 371.395 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 639.184 MWh de energía limpia. Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 19 % del total de la potencia instalada, conformada por 21 % de la generación de la energía eólica y 12 % de la energía solar.

Durante la última década, Genneia experimentó un sostenido crecimiento, aumentando su capacidad instalada en 3,5 veces y transformando su matriz de generación hacia lo renovable con inversiones por más de 1.200 millones de dólares entre 2016 y 2023.

Asimismo, refuerza su papel en el ámbito de las finanzas sostenibles, a través de la emisión de cinco bonos verdes locales por 159 millones de dólares durante el 2023 y, por más de 700 millones de dólares en los últimos 2 años. Además, es el principal emisor de Bonos de Carbono del país, y lidera el mercado MATER con más de 30 clientes del sector corporativo.

Esta multiplicidad de logros demuestra el fuerte compromiso que tiene la empresa con el desarrollo sostenible, la lucha contra el cambio climático y la transición hacia una matriz energética más limpia y neutra en emisiones.

Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias.

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

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

El Ministerio de Espacio Público e Higiene Urbana de la Ciudad Autónoma Buenos Aires distinguió a la empresa MetroGAS con el Sello Verde por superar el puntaje de prácticas ambientalmente responsables. Durante el año 2023, MetroGAS tuvo como objetivo reducir el impacto ambiental y promover una economía circular en el Edificio Lamadrid, una de las sedes de la compañía.

Esto fue posible gracias al trabajo en equipo de diversos sectores de la empresa que llevaron a cabo y lograron eliminar los cestos papeleros del edificio, concentrando la disposición en Rincones Verdes -estaciones de separación de residuos-, prescindir de los vasos descartables de todas las máquinas de café y capacitar al personal para lograr una conciencia mayor en materia ambiental.

La ceremonia de la entrega de la distinción contó con la presencia de la vicejefa de Gobierno de la Ciudad, Clara Muzzio, y el ministro de Espacio Público e Higiene Urbana, Ignacio Baistrocchi, quienes fueron recibidos en la sede central de MetroGAS, en el barrio de Barracas, por el director general de la compañía, Tomás Córdoba.

Participaron también del acto los directores Daiana Barasch, Silvina Larrecharte, Pablo Anderson, Diego Siri, Juan Pablo Mirazón y Alejandro Di Lázzaro, quienes acompañaron a representantes de sus equipos de trabajo.

El ministro Baistrocchi elogió las prácticas medioambientales de la empresa y destacó el avance ese sentido, ya que obtuvo por segunda vez la distinción: “MetroGAS tiene tres estrellas dentro del Sello Verde por el tratamiento de los residuos secos, la optimización y la innovación en ese tratamiento, lo que hace que consigan este reconocimiento para su edificio, un intercambio de buenas prácticas que los empleados se llevan a sus casas. Es el buen camino”.

La vicejefa de Gobierno fue, en su rol anterior, la impulsora de esta iniciativa. Durante el acto felicitó por haber alcanzado la distinción con 94 puntos y destacó: “Celebro que existan empresas comprometidas con el cuidado del ambiente. Y en el caso de MetroGAS, que va un paso más allá porque tiene esa política dentro de sus ejes estratégicos, lo que revela no sólo el compromiso de la empresa sino también de cada uno de sus empleados, que eligen vivir en un mundo mejor. Y eso nos da orgullo.”

Tomás Córdoba agradeció la distinción y ratificó el esfuerzo de compañía 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”, dijo el director general.

Acerca de MetroGAS

Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano. Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.—————————————————————————

El ENRE implementa el “Programa para la mejora del factor de
potencia” en usuarios de las categorías tarifarias T1, T2 y T3

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad dispuso a través de la
Resolución ENRE N° 85/2024, la implementación del “Programa para la mejora del
factor de potencia”, con el fin de atender las necesidades de un sistema que se
encuentra al límite de su capacidad y que ante circunstancias de alta demanda se
ve superado.

La normativa establece una modificación en el límite del factor de potencia
inductivo, pasando del actual valor de 0,85, un parámetro en vigencia desde hace
más de 60 años, a un nuevo valor de 0,95, en sintonía con las normativas que
rigen a nivel internacional, e incluso de aplicación actual en jurisdicciones
provinciales y municipales de la República Argentina.

La Resolución prevé para los usuarios de la categoría tarifaria T1 (Pequeñas
demandas) y T2 (Medianas demandas) de las distribuidoras EDESUR S.A y
EDENOR S.A, una mejora del factor de potencia en los puntos de consumo de
edificios de propiedad horizontal o conjuntos inmobiliarios. La misma se llevará a
cabo mediante la instalación de un equipo de corrección automático que mida el
valor que se registra a nivel de la acometida general, mejorando el factor de
potencia de la demanda conjunta de todos los usuarios.

La puesta en marcha de este programa permitirá la recuperación de capacidad en
cables y transformadores; una disminución de los cortes de servicio; una reducción
de las pérdidas de potencia y energía en las redes de distribución; menores caídas
de tensión en las redes; y una extensión en la vida útil de instalaciones por menor
carga y calentamiento.

Desde la Intervención del ENRE señalaron que “esta Resolución busca mejorar la
eficiencia y confiabilidad del sistema de distribución. Se trata de una medida que
forma parte de un conjunto de acciones tendientes a salir de la emergencia
energética en que nos encontramos”.

En respuesta a la emergencia eléctrica nacional, la Secretaría de Energía implementó un programa de acciones para mejorar la calidad del suministro eléctrico y ofrecer beneficios a los consumidores: Se van a reprogramar los precios estacionales del verano, que son los meses de mayor demanda, para el período del 1° de febrero al 30 de abril del 2024.
En ese periodo -y para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos- se van a establecer Precios de Referencia de la Potencia (POTREF), Precio Estabilizado de la Energía Eléctrica (PEE) y el Precio Estabilizado del Transporte (PET).
Para evitar impactos bruscos en los costos del servicio para usuarios de ingresos bajos y medios, se van a mantener los precios estacionales subsidiados en esos segmentos, hasta tanto se ponga en vigencia el nuevo sistema de subsidios que considerará la capacidad de pago de cada consumidor.
Las distribuidoras de energía federales y provinciales deberán mostrar en las facturas de sus usuarios el monto del subsidio que recibe cada uno por parte del Estado Nacional.
El objetivo de estas medidas es establecer mecanismos que equilibren los precios, servicios, inversiones y calidad de distribución; y corrijan progresivamente los desfasajes generados por 20 años de subsidios, que generaron un déficit para el Estado Nacional de USD 104.764.808.732.

ExxonMobil registró en 2023 ganancias netas por US$ 36.010 millones, una merma del 35,4% respecto del resultado récord contabilizado en 2022 y el segundo mayor beneficio anotado por la multinacional desde 2012. Es su segundo mejor resultado en más de una década, a pesar de ganar un 35% menos en 2023

Entre octubre y diciembre, el resultado de la mayor petrolera estadounidense sufrió una caída anual del 40%, hasta US$ 7.630 millones, después de asumir impactos desfavorables por valor de US$ 2.300 millones relacionados principalmente con obstáculos regulatorios en California, que fueron parcialmente compensados por impuestos favorables y desinversiones.
La cifra de negocio de ExxonMobil en el conjunto del ejercicio alcanzó los US$ 344.582 millones, un 16,7% menos que en 2022, incluyendo un retroceso del 11,6% en el cuarto trimestre, cuando facturó 84.344 millones.

Los costos y otras deducciones contabilizados por la empresa en 2023 ascendieron a US$ 291.799 millones, un 13% por debajo de la cifra de 2022, con un recorte del 13,4% en los gastos de producción y manufactura, hasta 36.885 millones.

Chevron registró un beneficio neto atribuido de US$ 21.369 millones en 2023, un 40,5% por debajo de las ganancias contabilizadas el año anterior.

Los beneficios del negocio de exploración y producción retrocedieron un 42,4% interanual, hasta los 17.438 millones, mientras que los de refino y marketing disminuyeron un 24,7%, hasta los 6.137 millones. Otros conceptos restaron 2.206 millones

También comunicó que en el cuarto trimestre sus resultados incluirían un impacto negativo de US$ 3.625 millones por el deterioro y desmantelamiento de activos de producción de petróleo y gas en el Golfo de México. Además, los tipos de cambio desfavorables detrajeron 479 millones.

Los ingresos de la petrolera alcanzaron US$ 200.949 millones, un 18,4% por debajo de los ingresos correspondientes a 2022.

Vale la pena destacar que durante el ejercicio anterior la petrolera adquirió PDC Energy, una participación mayoritaria en ACES Delta y un acuerdo de compra por Hess de US$ 53.000 millones

Por otro lado, los dividendos a los accionistas ascendió a US$ 26.300 millones, un 18% por encima de la cifra récord de 2022. En cuanto a las métricas financieras, Chevron cerró los últimos tres meses de 2023 con un rendimiento sobre el capital empleado (ROCE) del 5,1%, inferior a la media anual del 11,9%.

En el cuarto trimestre, Chevron obtuvo un beneficio neto atribuido de US$ 2.259 millones, un 64,4% inferior al del mismo tramo de 2022, mientras que sus ingresos hasta diciembre cayeron un 16,5%, hasta los 47.180 millones.

No obstante, el consejo de administración aprobó una mejora del 8% en el reparto del dividendo trimestral para dejarlo en 1,63 dólares (1,50 euros) por acción pagadero el 11 de marzo a los tenedores que figuren como tal el 16 de febrero.

El Gobierno de Javier Milei, tras decretar la emergencia energética, intervino los entes reguladores de gas y electricidad hasta el 31 de diciembre del corriente. La emergencia incluye tanto la generación (de interés público) como el transporte y distribución de energía eléctrica y transporte y distribución de gas natural (servicios públicos).

Para cumplir el objetivo fueron designados por 180 días los interventores Carlos María Casares -en el ENARGAS- y Darío Arrué, en el ENRE, ambos con facultades para supervisar las revisiones tarifarias y restaurar los directorios de ambos organismos (en 180 días), de acuerdo con lo establecido en las normas regulatorias.

La urgencia en las designaciones efectuadas por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, está motivada por la inminente revisión tarifaria integral (RTI) y el restablecimiento de la plena vigencia de los marcos regulatorios que contienen los mecanismos de fijación de precios y tarifas en condiciones competitivas, manteniendo los ingresos que permitan a las empresas amortizar inversiones.

Unificación

La novedad del paquete normativo enviado al Congreso, es la unificación de los organismos reguladores del gas y la electricidad, una compleja ambición que para adquirir consistencia requerirá de aprobación parlamentaria, habida cuenta de la complejidad normativa entrelazada con voluminosos contratos de licencia y concesión.

No se conoció aún la exposición de motivos que impulsan la amalgama de los reguladores. Todo indica que se busca una reestructuración de ambos organismos, por lo que la unificación en un solo ente, al estilo del Ofgem británico, facilitaría la tarea. Pero también es cierto que las tendencias en materia de regulación de los servicios públicos de energía están cambiando y teniendo en cuenta la íntima relación entre el precio del gas natural y el costo de generación, hablar de “energía” como un solo concepto para ambos consumos, no parece desatinado.

Subsidios

Según los trascendidos periodísticos, el Gobierno tendría en carpeta un nuevo esquema de subsidios que presentará en los próximos días, conformado por una canasta básica energética. La idea no resulta totalmente novedosa, pero podría ser la base conceptual para la unificación regulatoria.

La “canasta” representaría un tope de 10% de los ingresos de cada hogar destinados a satisfacer las demandas del acondicionamiento térmico, cocción y agua sanitaria. El guarismo no es caprichoso, ya que superado ese umbral, podría ingresarse en la zona de “pobreza energética”.

Lo que se subsidiaría es el excedente de ese tope: si una familia gasta un 12% de lo que gana por mes en energía, el Estado le subsidiará ese 2% adicional.  El cálculo se haría sobre todos los consumos de la vivienda, a partir de un determinado monto de consumo que el regulador determine como el mínimo indispensable para satisfacer las necesidades energéticas de la unidad habitacional.

Un 10% de los ingresos se computarían para el total de la demanda energética: 5% por consumos eléctricos y el otro 5% por el uso de gas natural, proporciones aplicables a la región centro, con las variaciones según las seis zonas bioclimáticas que se estarían estudiando a lo largo del país.  En caso de no tener gas por redes, se computará el 10% para electricidad.

Los consumos gasíferos tendrían un tope de 30 m3 mensuales para la temporada estival y 90 m3 para el invierno, tomando como referencia la zona centro.

Cabe recordar que el consumo por mes de un usuario de CABA es de 55 m3, aunque eso promedia los meses de verano con los de invierno.

Para el sector eléctrico no está definido el umbral, pero se calcula que el bloque será de unos 400 kw/h al mes.

La interrelación del precio del gas y la electricidad es determinante, podría decirse que el gas natural en Argentina fija el precio de generación.

Complejidades

A priori resultaría una tarea técnica y jurídicamente compleja, unir dos organismos con funciones, competencias y facultades tan diversas.

El gas natural se rige por la Ley 24.076 y sus operaciones son de carácter federal, mientras que el transporte y distribución eléctrica (sólo en CABA y gran Buenos Aires) se rige por la 24.065. Hay aquí un diferendo fundamental en cuanto al alcance de las competencias y facultades de cada uno de los entes.

Ambas leyes tienen sus respectivos decretos reglamentarios que junto con las reglas básicas de las licencias, los reglamentos del servicio, las normas técnicas y las resoluciones de cada organismo, integran el denominado “marco jurídico” tanto para el transporte y distribución de gas como de electricidad.

La distribución eléctrica se rige, tanto en la expansión de las redes, calidad del servicio, las tarifas y el control regulatorio, por la ley de cada provincia, con excepción de Edenor y Edesur.

El ámbito del gas natural presenta una mayor complejidad. Se trata de un servicio de alcance federal, donde la regulación no solo aborda aspectos económicos, sino también técnicos. Este asunto se complica aún más considerando que el ENARGAS, además de supervisar los aspectos económicos tarifarios, se encarga de desarrollar normativas y garantizar la seguridad del sistema, incluyendo al Gas Natural Comprimido (GNC), con casi dos millones de usuarios y dos mil y pico de estaciones de carga distribuidas a lo largo del país.

El servicio eléctrico y el gasífero revisten la condición común de “servicio público”, ambos son monopolios naturales y por tanto las funciones teóricas de los reguladores es simular condiciones de mercado a efectos de regular las tarifas, habilitar el Pass Trough y fijar tarifas en base al sistema de incentivo a la eficiencia mediante la fijación de precios máximos (Price cap).

GLP

Resulta llamativo que a la unificación regulatoria, no se incorpore el control del fraccionamiento y distribución del GLP, un mercado que requiere urgentemente el reordenamiento y control, porque es lamentable ver el estado de las garrafas, la falta de control tanto en peso como en calidad del producto y un pésimo servicio de distribución.

Cabe recordar que el Art. Nº 8 de la Ley 26.020 establece que se podrá delegar en el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), las tareas de fiscalización y control técnico del mercado del GLP.

El mercado argentino demanda la mayoría del GLP fundamentalmente en los sectores más vulnerables en el uso residencial

Su producción es excedentaria -unos 2,5 millones de toneladas al año mientras que el mercado interno demanda 1,5 millones- y altamente estacional. La mayoría de la distribución tiene como destino los hogares más pobres y se realiza mediante subsidios contemplados en el denominado “Programa Hogar”, que consiste en un monto que se paga directamente a través de la Anses.

La tendencia mundial es a la electrificación, en particular sustituyendo el uso de GLP, un commodity con alta demanda internacional.

Pero este punto aún es controvertido: las instalaciones eléctricas internas de las viviendas de hogares vulnerables, requieren de una revisión técnica profunda y financiamiento para el acondicionamiento técnico e instalación de electrodomésticos eficientes.

Y desde ya, inversiones en líneas de transporte en media y baja tensión, subestaciones y transformadores para distribución, pero lo que falta estructuralmente es financiamiento, el nudo gordiano de la Argentina que nadie ha podido cortar aún.

Claro que la readecuación eléctrica podría realizarse a través de un plan que podría financiarse con el incremental producto de las exportaciones de GLP.

Nuevos paradigmas

En la argentina, el peso de los subsidios en el presupuesto constituye un problema que todos los sectores reconocen, pero que ni por izquierda ni por derecha se ha encontrado una solución viable.

Para poner en dimensión el asunto, es preciso recordar que en 2022, los subsidios a la energía alcanzaron los US$ 12.427 millones (el 2% del PIB), explicando el 82% del déficit fiscal primario del año, según datos de Presupuesto Abierto. En 2023 se redujeron sustancialmente (menores importaciones de barcos por la construcción del gasoducto PNK) alcanzando los US$ 8.395 millones, que se explican principalmente por transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. y Enarsa.

Al parecer para comprender la unificación de los entes reguladores, hay que posar la vista más allá de los subsidios, en un aspecto que ha tomada la mayor relevancia en materia energética: la descarbonización y la transición energética.

Cabe recordar, que a través de una serie de acuerdos internacionales, la Argentina se comprometió a alcanzar la neutralidad en emisiones de carbono para 2050 y a disminuirlas un 19 % hacia 2030 (tomando como base 2007) apuntando a mantener un porcentaje de participación del 0,9 % respecto de las emisiones globales.

La descarbonización no es un tema menor: se trata de un objetivo casi obligatorio en el comercio mundial, donde la huella de carbono determinará las nuevas barreras arancelarias de casi todos los productos.

Ambiente y mercado

El avance en el establecimiento de un mercado de créditos de carbono requiere aún el más amplio desarrollo de las fuentes de energía renovables y sobre todo de las posibilidades de almacenamiento de esa energía intermitente para la incorporación al sistema de gas natural, donde el biometano y el hidrógeno podrían tallar fuerte.

Las leyes regulatorias de gas y electricidad son pioneras en materia ambiental y ambas ordenan velar por la protección del medio ambiente.

No obstante, en algunos aspectos -en particular tecnológicos- han quedado un tanto vetustas y la tendencia actual en materia regulatoria pone el foco no sólo la descarbonización, para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también la tecnología puede contribuir decisivamente mediante la aplicación de la Internet de las cosas (IoT), medidores inteligentes, prepagos, etc.

En este sentido, la digitalización del sector energético contribuiría de forma decisiva, incluyendo la implementación de tecnologías digitales para gestionar de manera más eficiente la generación, distribución y consumo de energía.

Un ejemplo claro son los medidores “inteligentes” que podrían contribuir a modificar las curvas de la demanda si estuviesen disponibles tarifas diferenciadas para “pico” y “valle”.

En materia de descarbonización, son conocidos los estudios del ENARGAS en materia de “descarbonización el gas natural” mediante el corte del hidrocarburo circulante con gases análogos al metano (biometano, hidrógeno) de origen no fósil, facilitando la creación de un mercado de créditos de carbono. Claro que esto requerirá la incorporación y modificación de algunas normativas técnicas (NAG) y la reglamentación adicional de ciertos artículos de la ley.

Además, existen otros puntos clave de las nuevas tendencias regulatorias, como los mercados energéticos liberalizados para fomentar la competencia y la eficiencia, permitiendo la entrada de nuevos actores y la libertad de elección del proveedor de energía por parte de los consumidores.

La Ley 24.076 contemplaba un mercado de gas y capacidad de transporte pero la salida de la convertibilidad complicó definitivamente a la actividad.

Transporte

En materia de transporte de bienes y personas, la Argentina tiene un atraso importante. A pesar de la abundancia de gas –el gran combustible de transición- decenas de miles de camiones y ómnibus continúan utilizando gasoil, que en buena parte es importado.

Los subsidios al gasoil han sido el verdadero freno a la conversión del transporte de pasajeros y carga a GNC, donde en otras latitudes -incluso con gas importado- muestran como logro ambiental.

Del mismo modo es imperiosa la necesidad de gasificar al campo, ya sea con gas natural mediante gasoductos virtuales o con GNL o BioGNL, teniendo en cuenta  la caída en los valores de las tecnologías de licuefacción.

Formación del consumidor

Para llevar adelante la transformación regulatoria, resulta estratégicamente relevante el impulso a la formación para el consumo del usuario. No sólo en materia de uso eficiente de la energía sino en la promoción de ciertos hábitos y la incorporación de nuevos métodos constructivos del hábitat, teniendo en cuenta que el hogar constituye una unidad de consumo energético.

Este punto es complicado por el carácter federal del país donde el control está en manos de las provincias. Del mismo modo sucede en el caso eléctrico donde el desarrollo de redes eléctricas inteligentes (smart grids) resulta clave. La excepción son Edenor y Edesur.

No caben dudas de que las novedades tecnológicas contribuyen a una mejor, más eficiente y eficaz regulación y deben ser incorporadas aún a riesgo de modificar el modelo de negocios. En este sentido, la unificación de los entes reguladores debería contribuir definitivamente a la transición energética permitiendo la incorporación de nuevas fuentes de energía y los mercados de carbono.

El nuevo concepto “canasta básica energética” propuesto por esta gestión es un camino interesante desde el punto de vista teórico, pero no está demás recordar que en la práctica, desde hace décadas, los técnicos argentinos buscan infructuosamente implementar una segmentación eficiente, eficaz y justa.

La exploración de alternativas al modelo regulatorio actual se encuentran en permanente evolución y afortundamente la Argentina cuenta con cuadros técnicos altamente calificados en la materia, preparados para los nuevos desafíos.

En el Presal también se registró la mayor producción anual de la historia, que correspondió, en promedio, a más del 75% de la producción nacional.

En 2023, la producción media anual de petróleo y gas natural en Brasil marcó un récord, con 4.344 millones de barriles de petróleo equivalente por día (bep/d), alrededor de un 11,69% por encima del récord anterior, alcanzado en 2022. Fue la primera vez que la producción anual promedio nacional alcanzó una marca superior a 4 millones de boe/d.

También se registró un récord en el año en la producción separada de petróleo, con 3.402 millones de barriles diarios (bbl/d), un 12,57% por encima del valor de 2022 (que había sido de 3.022 millones de bbl/d); y el gas natural, con 150 millones de metros cúbicos diarios (m³/d), alrededor de un 8,7% superior a lo observado el año anterior (138 millones de m³/d).

El volumen promedio producido en el Presal en 2023 también fue el mayor jamás registrado, con 3.304 millones de boe/d, lo que representó, en promedio, el 75,18% de la producción nacional.

Estos y otros datos se pueden encontrar en el Boletín Mensual de Producción de Petróleo y Gas Natural de diciembre de 2023, publicado hoy (02/02), en un encarte que consolida los datos anuales.

El informe de 2023, difundido por la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) presenta algunos datos nuevos en relación con las publicaciones de años anteriores. Por ejemplo, algunos gráficos con datos históricos contienen información de los últimos 10 años, en lugar de los cinco años de ediciones anteriores, lo que permite el análisis en un período de tiempo más amplio.

También se incluyeron nuevos gráficos y tablas, como los de los mayores campos productores de petróleo, en el mar y en tierra, en los últimos cinco años, y listados de las instalaciones marítimas que más petróleo y gas produjeron en 2023 y las que comenzaron a operar en el año.

DATOS DE LA PRODUCCION DE DICIEMBRE

En diciembre de 2023, el campo que más produjo petróleo y gas natural fue Tupi, en la Cuenca de Santos, con una producción promedio de 804,44 mil bbl/d de petróleo y 40,01 millones de m³/d de gas natural.
El campo con mayor número de pozos productores fue Estreito, en la Cuenca Potiguar, con 865 pozos. El campo marino con más pozos productores fue Tupi, con 60 pozos.

La instalación con mayor producción tanto de petróleo como de gas natural en el mes fue la FPSO Guanabara, en Campo de Mero, que produjo 179.380 bbl/d de petróleo y 11,63 millones de m³/d de gas.

El estudio fue realizado por la revista Forbes a través de una encuesta a clientes y altos ejecutivos de firmas de consultoría de 40 países. Es un reconocimiento a la tarea de los equipos profesionales de KPMG de Energía y Recursos Naturales (ENR), Clima y Descarbonización que refleja su liderazgo como asesores en transición energética.

Por su calidad profesional, KPMG fue reconocida por la revista Forbes como una de las “Mejores Firmas de Management Consulting del mundo” en energía y medio ambiente. En esta categoría específica, KPMG obtuvo la máxima calificación de 5 estrellas, por ser sus profesionales “muy frecuentemente recomendados”, tanto por clientes como por consultores que trabajan en 40 países.

Para la realización de la encuesta, Forbes se asoció con la empresa de estudios de mercado Statista la que consultó a clientes y altos ejecutivos de firmas de diversos países. Las firmas fueron evaluadas por su desempeño en industrias específicas, así como en áreas funcionales de consultoría, que incluyen transformación digital, sostenibilidad, y fusiones y adquisiciones.

Esto constituye un gran reconocimiento a la tarea que realizan los equipos profesionales de KPMG de Energía y Recursos Naturales (ENR), Clima y Descarbonización en toda red mundial de la firma y refleja su posición de liderazgo como asesores en transición energética. En términos de clima, descarbonización y naturaleza, trabaja estrechamente con Anish De y los equipos de ENR de toda la red en la transición energética.

“Este reconocimiento continuo de los profesionales del sector de energía de KPMG es el resultado exitoso de generar valor y un impacto de transformación en nuestros clientes del sector de energía, a gran escala. Las firmas de KPMG cuentan con un equipo global de energía altamente motivado que trabaja arduamente para marcar una diferencia para los clientes en este sector muy dinámico y complejo. El reconocimiento de Forbes es un honor y demuestra el compromiso de todos nuestros colaboradores del área de energía entre ellos, con sus clientes y con el trabajo que hacemos diariamente en pos de la transición energética”, afirma Anish De-profile, directora Global de Energía, Recursos Naturales y Productos Químicos (ENRC) de KPMG International.

Para Diego Calvetti, socio líder de Energía y Recursos Renovables de KPMG Argentina, “no hay mayor logro para una firma de servicios profesionales que ser reconocida por sus clientes, aquellos que buscan nuestro conocimiento profesional, nuestra experiencia y nuestro consejo; esto solo es posible cuando logra conjugarse un equipo extraordinario de gente, desde lo profesional y lo personal, con una visión de liderazgo de Firma que buscar dejar su huella en el camino de logar un mundo más sostenible que aún busca cimentar su transición energética.”

Por su parte, Mike Hayes, Líder de Cambio Climático y Descarbonización, responsable global de Energías Renovables de KPMG International, sostiene que “es un orgullo que las firmas de KPMG hayan sido reconocidas por Forbes y nuestros clientes por nuestra experiencia en consultoría medioambiental. El negocio de Clima Global, Descarbonización y Naturaleza de KPMG, junto con la práctica de Energía y Recursos Naturales, se dedica a ayudar a nuestros clientes a abordar los aspectos de clima y naturaleza, cada vez más complejos, en su camino hacia un impacto positivo neto.”

Finalmente, Romina Bracco, Socia líder de Sostenibilidad & ESG de KPMG en Argentina, agrega que “la gestión de los riesgos y oportunidades relacionados al clima, como la definición de una estrategia de descarbonización representa un gran desafío entre nuestros clientes. Para acompañarlos en este recorrido, nuestra propuesta de valor se centra en el trabajo conjunto entre las distintas oficinas que conformamos la red de KPMG-ESG, permitiéndoles acceder a metodologías, casos de éxito, herramientas tecnológicas y referentes especializados en distintas partes del mundo, y aplicar de forma anticipada buenas prácticas ya vigentes en mercados más maduros.”

Transición energética en América del Sur

Un reciente estudio de KPMG titulado “Transición energética en América del Sur. Las energías renovables como vehículo para lograr el cambio”, indicó que la región se perfila como líder en la transición hacia la energía sostenible, con una participación de más del 30% en la matriz de energía primaria y aproximadamente del 70% en la matriz de generación eléctrica. Además, en países como Paraguay, Brasil, Uruguay y Colombia, las fuentes renovables ya contribuyen en la actualidad con la mayor parte de la capacidad de generación eléctrica instalada.

La investigación, basada principalmente en datos del Instituto de Energía y la Agencia Internacional de Energía para el período de 2010 a 2022, señala que la generación de energía renovable creció en la región en un 4%, 6% y 9% en los años 2020, 2021 y 2022, respectivamente, totalizando un aumento del 20% acumulado (de 220 millones a 265 millones de kW) en ese mismo período. De esta manera, la transición energética en América del Sur representa una oportunidad significativa para ampliar el acceso a la energía baja en carbono y desalentar el uso de combustibles fósiles. “Sin embargo, para aprovechar plenamente este potencial, es crucial superar las barreras actuales y mejorar la infraestructura, garantizar la estabilidad financiera y abordar los problemas socioeconómicos para impulsar aún más la transición energética”, explica Manuel Fernandes, director del sector de Energía y Recursos Naturales de KPMG en América del Sur.

La falta de velocidad en el despliegue de las energías renovables fue identificada como el desafío más urgente para alcanzar las metas climáticas según el 82% de encuestados y el 89% de los sudamericanos. “Este importante consenso refuerza la necesidad de abordar los obstáculos que actualmente dificultan la rápida adopción de fuentes limpias“, agrega Fernandes.

En este sentido, el estudio identifica desafíos persistentes, como la necesidad de mejorar las políticas y regulaciones, facilitar el acceso al capital, acelerar la implementación de proyectos y mitigar los impactos ambientales, entre otros obstáculos. Los líderes del sector sudamericano también enfatizaron la urgencia de eliminar los subsidios a los combustibles fósiles y fortalecer las políticas para fomentar las energías limpias.

Existe una clara tendencia hacia el desarrollo de estas energías en la región, justificada por las inversiones y la aplicación de un conjunto diversificado de iniciativas que han ganado espacio en la matriz energética, generando expectativas positivas para este mercado. La colaboración continua entre los sectores público y privado, la mejora de las políticas de estímulo y el enfoque en la superación de los desafíos identificados son esenciales para fomentar y acelerar este proceso de transformación hacia un futuro más sostenible.

El Gobierno comenzó a aplicar una actualización gradual de los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono sobre las naftas y el gasoil, para lo que dispuso un esquema de traslado de los cargos pendientes desde el tercer trimestre de 2021 hasta el mismo período de 2023. El incremento sobre el precio final de todos los ajustes suspendidos oscilaría entre el 10% y el 12%. Al decidirse un traslado gradual, esos porcentajes se repartirán entre febrero y mayo.

Como consecuencia de esta decisión oficializada en el decreto 107/2023, las petroleras implementaron un aumento de hasta 6,4% promedio en todo el país en los precios de los combustibles.

LOS AUMENTOS

Del 6,4% total, un 4% corresponde a la actualización tributaria y el 2,4% restante 2,4% a una recomposición de precios de los combustibles dispuesto por las petroleras.

De esta manera, YPF que tiene un 55% de participación de mercado presenta desde este jueves sus nuevos precios con alza de 6,4% promedio en surtidor por lo cual el litro de nafta súper paso a $744, la nafta premium $918, el diesel 500 $784 y el diesel premium $988.

Por su parte, la empresa Raizen Argentina que opera la marca Shell en el país y controla el 24% del mercado, dispuso un aumento del 6% promedio, con lo cual la nafta súper pasó a valer $765, la nafta premium $945, el diesel $849 y el diesel premium $1023

La medida impositiva era esperada tanto por los usuarios de vehículos como por los expendedores, ya que las sucesivas prórrogas de la suspensión de los aumentos representaban una acumulación de cargos estimada entre un 340% y un 370%, según estimaciones de cámaras de estaciones de servicio.

El incremento sobre el precio final de todos los ajustes suspendidos fue estimado por fuentes del mercado entre el 10% y el 12%.

Un dato a tener en cuenta es que al decidirse un traslado gradual, esos porcentajes se repartirán entre febrero y mayo.

Las mismas fuentes señalaron que el aumento impositivo aplicado desde hoy tiene un impacto de aproximadamente el 4% en el precio final, pero, al tratarse de una suma fija, está sujeto a variaciones de acuerdo con los valores vigentes para cada empresa, además de la incidencia dispar de impuestos, tasas y contribuciones en provincias y municipios.

Para que los nuevos valores comiencen a aplicarse, aún está pendiente la comunicación oficial de la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) a las compañías petroleras, para que estas a su vez informen de los cambios a las expendedoras, un trámite que podría concretarse en el transcurso del día.

A eso debe añadirse el impacto que tendrán los ajustes en los precios de adquisición de los biocombustibles, también vigentes desde hoy: 1,81% para el biodiesel, 15,75% para el bioetanol elaborado en base a maíz y 25,4% para el compuesto con caña de azúcar.
Como consecuencia de esta decisión oficializada en el decreto 107/2023, las petroleras implementaron un aumento de hasta 6,4% promedio en todo el país en los precios de los combustibles

El presidente de la Cámara de Empresarios de Combustibles, Raúl Castellanos, aclaró que los incrementos que se aplicaron a partir de esta mañana fueron decisiones de las empresas, sin vinculación con el componente impositivo.

“No es un aumento de impuestos, es un aumento de nafta”, indicó en declaraciones a El Destape Radio, en las que explicó que “en el marco actual de precios libres, las empresas no necesitan autorización del Gobierno para aumentar los precios” y que “de hecho, antes tampoco lo necesitaban legalmente, pero en la práctica sí siempre hubo negociaciones y acuerdos entre las compañías petroleras y los gobiernos antes de hacer un aumento”.

Asimismo, consideró que el impacto de los aumentos impositivos son “irrelevantes” en comparación con los incrementos de los combustibles en las últimas semanas.

El incremento sobre el precio final de todos los ajustes suspendidos fue estimado entre el 10% y el 12% / Foto: Archivo.
Aumentos progresivos

Una vez que la AFIP comunique a las petroleras los nuevos valores, comenzarán a aplicarse sobre los precios de las naftas y el gasoil los incrementos correspondientes al tercer y cuarto trimestres de 2021 y los cuatro trimestres de 2022.

A partir del 1° de marzo se sumarán los cargos del primer y segundo trimestre de 2023, al mes siguiente los del tercer trimestre, en tanto el último trimestre se comenzará a aplicar el 1° de mayo.

Los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono son sumas fijas que se actualizan de manera trimestral en función de la inflación, pero desde el 1° de junio de 2021 se dispuso una postergación de esos incrementos para evitar su traslado al precio final.

Así se dispuso mediante el decreto 352/2021, prorrogado sucesivamente hasta el 567 de octubre de 2023, que resolvió postergar nuevamente el ajuste hasta este jueves.

De las sucesivas prórrogas acumuladas se desprende que los aumentos suspendidos abarcan nueve trimestres (desde el tercero de 2021 hasta el tercero de 2023), a los que habrá que sumar a partir del 1° de mayo los incrementos resultantes del trimestre noviembre 2023/enero 2024.

“Con el fin de iniciar un proceso de regularización de los referidos incrementos remanentes, resulta razonable diferir parcialmente sus efectos, así como los de la actualización correspondiente al cuarto trimestre calendario de 2023, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, de manera tal que los incrementos derivados de todas las actualizaciones atinentes a dicho año surtan efectos conforme a un cronograma de gradualidad”, se sostuvo en los considerandos del decreto.

El Fondo Monetario Internacional analizó la situación de la Argentina en su staff report publicado el 1º de febrero. El informe indica que el organismo recibió “con satisfacción” las “audaces” medidas iniciales del gobierno de Milei, al tiempo que valoró su “determinación” en la aplicación de un “ambicioso plan de estabilización”

El organismo multilateral se manifestó de este modo al analizar la situación de la Argentina en su staff report publicado tras la aprobación de la séptima revisión del acuerdo ampliado bajo el Servicio Ampliado del Fondo (SAF) para Argentina por parte del Directorio, lo que permitió el desembolso inmediato de alrededor de US$ 4.700 millones (o DEG 3.500 millones).

En ese marco, tras la conclusión de la séptima revisión, dio su aval para “la prórroga del programa hasta fines de 2024”, por lo que la próxima supervisión se concretará en los últimos meses del corriente año.

“El personal recibe con satisfacción las audaces medidas iniciales y la determinación de la nueva administración en la aplicación de un ambicioso plan de estabilización para restablecer la estabilidad macroeconómica y volver a encarrilar el programa”, destacó el FMI, al tiempo que remarcó que “el compromiso de las autoridades para lograr superávits fiscales y por cuenta corriente gemelos es digno de elogio”.

En tal sentido, remarcó que “como resultado, la economía se ha alejado de una crisis de balanza de pagos en toda regla, aunque el camino hacia la estabilidad macroeconómica será difícil -es probable que las condiciones empeoren antes de mejorar- y requerirá una aplicación sostenida de las políticas”.

“La economía se ha alejado de una crisis de balanza de pagos en toda regla, aunque el camino hacia la estabilidad macroeconómica será difícil -es probable que las condiciones empeoren antes de mejorar- y requerirá una aplicación sostenida de las políticas”.

El staff report además manifiesta su “satisfacción” con el compromiso de lograr un superávit primario del 2% del PBI este año y de eliminar todas las formas de financiación del presupuesto por el banco central.

Si bien apoya las medidas para garantizar la consolidación fiscal, advierte que “las medidas distorsionadoras, como los impuestos sobre el comercio, deberán sustituirse con el tiempo por medidas fiscales de mayor calidad que mejoren la estructura y la eficiencia del sistema tributario y refuercen el diseño de los sistemas de subsidios a los servicios públicos, pensiones y transferencias provinciales”.

En este sentido, -continúa el informe- “será necesario un esfuerzo continuado para asegurar la oportuna aprobación de la legislación fiscal, incluyendo el fortalecimiento del régimen del impuesto sobre la renta de las personas físicas, así como la eventual aprobación de un presupuesto para 2025 que incorpore el necesario giro en las medidas fiscales”.

El staff del FMI destacó tmaabièn los esfuerzos iniciales por aumentar la asistencia social para proteger a los más vulnerables, sobre lo cual dijo que “es posible que se necesite apoyo adicional en el futuro”.

“Dada la delicadísima situación social, con tasas de pobreza ya elevadas, y el hecho de que la estabilización estará asociada a costes económicos a corto plazo, la asistencia social a través de los programas de subsidios familiares y de cupones para alimentos debería reforzarse según sea necesario”, se explaya al respecto.

Mientras que paralelamente, indica el FMI, deben proseguir los esfuerzos, aprovechando las aportaciones de los asociados para el desarrollo, para mejorar la focalización y la eficiencia de los programas sociales, y deben idearse mecanismos para proteger a los hogares pobres de los necesarios reajustes de los precios relativos.

“Dada la delicadísima situación social, con tasas de pobreza ya elevadas, y el hecho de que la estabilización estará asociada a costes económicos a corto plazo, la asistencia social a través de los programas de subsidios familiares y de cupones para alimentos debería reforzarse”

En otro orden, el staff report indicó que “tras la muy necesaria corrección del desajuste cambiario, la política cambiaria deberá calibrarse cuidadosamente para apoyar la acumulación de reservas”, y que “habrá que tener cuidado de evitar una rápida reversión de las anteriores ganancias de competitividad para garantizar un superávit por cuenta corriente coherente con los objetivos de acumulación de reservas”.

En esta línea, valoró “el compromiso de pasar a un régimen más basado en el mercado y el abandono del enfoque anterior de intervenir en los mercados de divisas paralelos y de futuros no entregables, que sólo drenan reservas y aumentan las vulnerabilidades”, así como la eliminación del “sistema opaco de control de las importaciones -en alusión al SIRA/SIRASE- y los esfuerzos para garantizar una resolución ordenada del gran exceso de deuda comercial”.

El FMI recomendó además proseguir “los esfuerzos para eliminar los MCP (en referencia a los distintos tipos de cambio) y las restricciones cambiarias […], incluida la eliminación del impuesto sobre el acceso a las divisas para las importaciones en el transcurso de este año […] y el régimen de incentivos a la exportación (que permite la liquidación en los mercados paralelos de divisas)”.

En cuanto a la política monetaria, el organismo sostuvo que “deberá ajustarse para apoyar la demanda de dinero y la desinflación”, al tiempo que consideró “necesaria una rápida transición a un nuevo marco de política monetaria y operaciones para fortalecer el papel de anclaje del Banco Central (BCRA)”.

En tal sentido, celebró “la prioridad de fortalecer gradualmente el balance del BCRA y mitigar los riesgos de refinanciamiento interno”.

En otro orden, si bien el staff marcó como positivo el esfuerzo por buscar “una economía más abierta, basada en normas y orientada al mercado, y apoya las iniciativas encaminadas a reducir el exceso de regulaciones que frenan el crecimiento, el empleo y el comercio, las reformas deberán secuenciarse adecuadamente para evitar aumentar los costos de dislocación mientras la economía se ajusta a los cambios de los precios relativos.”

“Mientras tanto, siguen siendo cruciales los esfuerzos para liberar el potencial energético y minero de Argentina a través de marcos regulatorios más predecibles”, planteó.

El staff del FMI también hizo alusión al tratamiento de la Ley “Bases”, sobre lo cual contempló que “los retrasos en la obtención de apoyo político para la legislación clave de la reforma podrían complicar la implementación del programa, mientras que los riesgos de disturbios no pueden descartarse dados los costes sociales a corto plazo asociados al plan de estabilización”.

Con lo cual, agregó, “sigue siendo indispensable esforzarse por conseguir el apoyo de la sociedad al programa, así como una asistencia social adecuada y bien orientada”.

“En caso de que se materialicen los riesgos, será necesario desplegar medidas políticas adicionales, como un control más estricto del gasto, una mejora del cumplimiento de las obligaciones tributarias y una racionalización de los gastos fiscales para garantizar los objetivos fiscales, junto con un ajuste ágil de la política de divisas para alcanzar los objetivos de acumulación de reservas”, sugirió, al tiempo que apeló a que haya “una comunicación clara y continua será esencial para gestionar las expectativas y mantener el apoyo al programa”.

Finalmente, el FMI recomendó “la conclusión de la séptima revisión y la prórroga del programa hasta fines de 2024”.

La red nacional de productores autoconvocados, que surgió en el marco de las movilizadas realizadas en 2008 durante el “conflicto agropecuario”, difundió un escrito destinado al presidente Javier Milei en el cual expone el rechazo a los aspectos contenidos en el proyecto de “Ley Ómnibus” que se está tratando en el Congreso.

“Compartimos sus ideas desde hace más de 15 años como lo muestra nuestro manifiesto. Hemos fiscalizado por ellas ya en las PASO y nos emocionó su discurso en (el Foro de Davos). Apoyamos la desregulación, la igualdad ante la ley, el fin de los privilegios, de los kioscos y aportes compulsivos a gremios dinásticos en aras de la liberación de las fuerzas del capital y el trabajo de un estatismo opresor”, comienza a carta destinada al presidente.

Sin embargo, los autoconvocados expresaron rechazo a la iniciativa destinada a establecer cuotas máximas de emisión de gases de efecto invernadero por sector y subsector económico con penalizaciones para los infractores.

“Esas disposiciones contradicen la letra y el espíritu de su brillante discurso de Davos”, manifestaron los autoconvocados, para luego añadir que “este asunto no es sino la excusa de una elite parasitaria para consolidar un estatismo global en detrimento de las soberanías nacionales y las libertades individuales”.

Lhyfe, líder europeo en la producción de H2 verde y renovable para el transporte y aplicaciones industriales, está construyendo una planta de producción de H2 en Alemania, en Brake (Unterweser). El proyecto se ubica en terrenos de la zona portuaria de Niedersachsen Ports (NPorts), el mayor operador público de puertos marítimos de Alemania.

La planta sería la primera de la región del norte de Alemania en poner H2 verde a disposición de un mercado más amplio. La planta producirá hasta 1.150 toneladas de H2 verde al año (capacidad de electrólisis instalada de 10 MW). La electricidad procederá de plantas eólicas y fotovoltaicas del país, a través de PPA corporativos. Entre los posibles compradores se encuentran diversas aplicaciones industriales y de movilidad.

El proyecto representa un nuevo hito en la expansión del H2 verde en el mercado y se integra en la creación de valor local de la región gracias a sus diversos ámbitos de aplicación en la movilidad y la industria.

La empresa anunció recientemente el inicio de la construcción de la mayor planta de producción de H2 de Baden-Württemberg, en Schwäbisch Gmünd.

Lhyfe produce hidrógeno verde y renovable por electrólisis del agua, en instalaciones de producción alimentadas por energías renovables. El primer centro de la empresa ya está en funcionamiento desde el segundo semestre de 2021, mientras que otros dos centros en Francia se inauguraron en diciembre de 2023. En la actualidad se están construyendo otros centros en toda Europa.
 

El sistema eléctrico nacional superó hoy el récord histórico de 29.105 MW, registrado el 13 de marzo de 2023, consignó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). En virtud de las altas temperaturas registradas por la ola de calor que sufre la mayor parte del país, la Secretaría del Energía solicita el uso responsable en el consumo de energía.
También estableció medidas para nutrir al Sistema de Interconexión (SADI) con mayor energía.

Estas son:
Promedio diario de importación de energía eléctrica de Brasil en 1.529 MW, Uruguay en 177 MW, Bolivia en 100 MW y Chile en 80 MW.

El sistema se encuentra operando con las mínimas reservas técnicas para evitar colapsos intempestivos.

Estas medidas buscan mitigar un sistema que hoy está saturado y al borde del colapso, producto de años de falta de inversión y tarifas congeladas. Esto generó una extrema vulnerabilidad del sistema evidenciada en niveles de reserva mínimos.

Les recordamos a los usuarios la importancia de hacer un uso racional y responsable de la energía, tanto en el hogar como en el trabajo, para poder atravesar sin inconvenientes los próximos días ante las altas temperaturas pronosticadas.

Shell registró en 2023 un beneficio neto atribuido de US$ 19.360 millones , un 54,2% menos que en el ejercicio precedente, debido a la caída de los precios del crudo y el gas.

Los ingresos brutos fueron de US$ 32.638 millones casi un 50% por debajo de su récord en 2022, mientras que el ebitda se situó en US$ 68.538 millones, un descenso del 19%, según el comunicado remitido a la Bolsa de Londres.

En su informe da cuenta que la caída de ingresos del año pasado reflejan la caída de los precios del petróleo y el gas, así como menores márgenes en el apartado de refinación, que se compensaron parcialmente por un aumento de las ventas de gas natural licuado (GNL).

En 2023 el barril de petróleo cotizó a una media de 82 dólares, frente a unos 100 dólares en 2022 tras la invasión rusa de Ucrania. Actualmente, el crudo Brent, de referencia en Europa, se mantiene en torno a los 80 dólares y se prevé que se mantendrá alrededor de ese nivel.

La facturación de Shell fue en 2023 de US$ 323.183 millones, frente a 386.201 millones el año precedente, con una deuda neta de US$ 43.541 millones, un 2,9% menos.

En el cuarto trimestre del pasado año los ingresos de la multinacional petrolera fueron de US$ 474 millones un 93% menos que en el mismo periodo de 2022, apuntó en su comunicado.

La empresa anunció un programa de recompra de acciones por valor de US$ 3.500 millones , que se espera que esté completado cuando se publiquen el 2 de mayo los resultados del primer trimestre de 2024. También dijo que espera dar a conocer su estrategia de transición energética para este año el próximo 14 de marzo, cuando difunda detalles a los accionistas y a la sociedad de sus medidas para alcanzar la neutralidad de carbono en 2050.

El consejero delegado de Shell, Wael Sawan, dijo que en 2023 la compañía abonó 23.000 millones de dólares a los accionistas y anunció que ahora aumentará su dividendo un 4%. 

La petrolera francesa TotalEnergie firmó un acuerdo con la austriaca OMV para comprarle por US$ 903 millones una participación del 50% de una filial que produce gas en Malasia.
Los US$ 903 millones que pagará por SapuraOMV incluyen un préstamo de US$ 350 millones que le concedió OMV a esa empresa de Malasia.

El cierre de la operación, que está condicionada a los procedimientos habituales, en particular las aprobaciones de las autoridades de regulación, se espera para finales del primer semestre de 2024

Los principales activos de SapuraOMV son participaciones del 40% y del 30% en dos bloques situados en aguas de Malasia, frente a la costa de Sarawak.

En 2023 su producción fue de unos 500 millones de pies cúbicos diarios de gas natural destinado a la planta de licuado de Bintulu, operado por Petronas, así como 7.000 barriles diarios de condensados

En uno de los dos bloques, en el segundo semestre de este año debe comenzar la explotación de un campo gasístico, el de Jerun.

El prototipo argentino de bus eléctrico ya tiene 30.000 kilómetros de pruebas totalmente satisfactorias y hace un año se iniciaron las gestiones de homologación ante la Secretaría de Industria.La posibilidad de contar con un colectivo 100% eléctrico con chasis de fabricación nacional circulando por las calles de la ciudad de Buenos Aires podrá ser una realidad dentro de pocos meses, una vez que se completen los trámites de la homologación que permitirá concretar un proyecto de cinco años que estuvo a punto de quedar trunco por la pandemia de coronavirus.

La opción de contar con un vehículo “made in Argentina” de la línea 28, que une Puente de la Noria con Ciudad Universitaria y que altere, al menos mínimamente, el monopolio de unidades chinas en toda América Latina, estará a cargo de Agrale, como primer paso para lo que podría derivar en la fabricación de más unidades.

Sin contar los trolebuses, que elevarían la cifra a 5.076 unidades, en América Latina hay en circulación unos 2.000 buses eléctricos “y los 2.000 son chinos”, destacó Ignacio Armendáriz, director y gerente comercial de Agrale.

Por entonces, la empresa fabricó el chasis para un bus eléctrico de dimensiones estándar (12 metros de largo, 17 toneladas de pesos y capacidad para 70 pasajeros parados y sentados) y formalizó un joint venture con la compañía inglesa Equipmake, formada por exingenieros de Fórmula 1 (su director general, Ian Foley, trabajó en Lotus, Benetton y otras escuderías), que en la actualidad se dedican al desarrollo de motores eléctricos de transporte para servicios pesados. “Allí se hicieron cargo del motor, las baterías y el software que controla el funcionamiento de la unidad”, detalló Armendáriz, quien recordó que “cuando comenzaron las pruebas, estalló la pandemia y todo se demoró, porque teníamos que mandar la unidad para que fuera homologada por laboratorios ingleses que, obviamente, estaban cerrados”.

Una vez superada la fase crítica de la pandemia, se hicieron las homologaciones correspondientes en el Reino Unido y se trajo la unidad a la Argentina.

Según Armendáriz, “el bus ya tiene 30.000 kilómetros de pruebas totalmente satisfactorias y hace un año se iniciaron las gestiones de homologación ante la Secretaría de Industria, algo que lleva bastante tiempo por la complejidad de los trámites”.

Al respecto, explicó que la homologación lleva dos etapas: la primera es por el chasis y se llama Constancia Técnica; en tanto la segunda es por la unidad completa, una vez montada la carrocería y se denomina Licencia de Configuración de Modelo (LCM).

“La primera homologación está lista y estamos trabajando en la segunda con la empresa de carrocerías TodoBus; estimamos que estará en uno o dos meses. Una vez que esté todo completo, la unidad saldría a circular en una línea del AMBA, que en principio sería la 28”, adelantó.

En cuanto a la performance del vehículo, Armendáriz la calificó como “excelente”, con una autonomía de 250 km a 280 km, equivalente al recorrido total de un bus urbano en una jornada.

Desde hace años, Mendoza cuenta con un sistema de trolebuses. “Con el equipo adecuado, el período de recarga demanda cuatro horas”, indicó, para dar paso a una eventual segunda etapa si el lanzamiento es exitoso: el inicio de la producción de más unidades, tanto para el mercado local como para el de otros países de América Latina, a pesar de las condiciones notoriamente desiguales con las compañías chinas.

Pero Armendáriz cree tener la carta de triunfo en la circunstancia que “los chinos ofrecen unidades terminadas, pero en América Latina la costumbre es que el cliente elija la carrocería”.

“Por eso, nuestro proyecto es hacer un chasis autónomo y sobre ese chasis el cliente puede elegir la carrocería”, explicó, para añadir que Agrale “no tiene ningún problema en cuanto a capacidad de producción”, ya que los chasis se montarían en la planta de la empresa en la localidad bonaerense de Mercedes.

Las complicaciones, en rigor, no se centran en la producción de vehículos sino en la falta de una infraestructura de apoyo y el financiamiento necesario para su desarrollo: “una flota no se transforma en eléctrica de la noche a la mañana”, advirtió, “ya que si una línea quiere muchos colectivos eléctricos va a necesitar de una instalación importante, con unos 50 cargadores y una subcentral eléctrica a su disposición”.

En ese aspecto, Armendáriz limita a dos los problemas principales para desarrollar una industria de buses eléctricos local”, como son “la competencia de los chinos y la falta de políticas públicas que ayuden a la transformación de la flota”.

Entre estas últimas, los obstáculos al financiamiento se ubican en los primeros puestos, si se tiene en cuenta que si bien “el costo operativo de una unidad eléctrica es tremendamente menor al de una con motor de combustión interna”, el problema estriba en la inversión inicial debido a que “un colectivo común está en unos US$ 180.000 y uno eléctrico en US$ 400.000”.

“En ocho años se podría amortizar la inversión, pero para eso hace falta créditos de largo plazo, porque no cualquiera puede dar ese paso ni mucho menos disponer de la electricidad suficiente para cargar una flota de 50 buses”, manifestó.

Los ejemplos de experiencias exitosas al respecto no están muy lejos, al punto que Armendáriz destacó una iniciativa de la municipalidad de Montevideo, donde ya circulan más de 30 buses eléctricos.

“El municipio compra un colectivo usado, lo paga como si fuera nuevo y con ese dinero obliga al transportista a comprar uno eléctrico, podría decirse que es un subsidio encubierto”, indicó, en un contexto regional donde “los chinos muestran una gran agresividad en el momento de venta, con precios 20% más baratos”.

La Argentina tiene un retraso relativo en América Latina respecto de la electromovilidad en general y al impulso de los buses eléctricos en particular, con apenas 22 unidades a batería concentradas en dos ciudades y 77 trolebuses en otras dos, respectivamente el 0,55% y el 7,24% del total de unidades en circulación en la región.

En un contexto marcado por los compromisos asumidos en el plano internacional de cara al 2030 y el 2050, la necesidad de avanzar en el desarrollo de una red de transporte público eléctrico enfrenta el dilema de cómo hacerlo sin comprometer los criterios de producción local.

Para Claudio Damiano, profesor del Instituto del Transporte de la Universidad de San Martín, “la mejor forma de reemplazar flotas es hacerlo de golpe, con licitaciones de 400 a 500 buses”, por entender que “reemplazar colectivos de a poco no dio buenos resultados”.

“Los países que avanzaron más rápido fueron directamente a licitaciones de muchos buses e incorporaron de a cientos los colectivos en las líneas más importantes, en lo que generalmente fueron operaciones con rédito político, porque tenían problemas de contaminación o de congestión y ruido”, indicó Damiano, en referencia a las dos ciudades latinoamericanas con mayor presencia de transporte público eléctrico, como Santiago y Bogotá.

En la Argentina, fuera de los 18 buses eléctricos en Mendoza y los cuatro en San Juan (además de los servicios de trolebuses en Rosario y Córdoba), el resto del país no cuenta con unidades en circulación, más allá “una iniciativa en CABA con la línea 59, que no prosperó”, recordó Sergio Alvaro, presidente de la Asociación Argentina de Vehículos Eléctricos y Alternativos (Aavea).

Para Alvaro, las opciones de incorporación de buses no pueden despegarse de la situación económica general: “somos un país con mucha cultura de colectivo, tenemos fábricas de carrocerías, chasis y todos los implementos en general, convertir un colectivo a eléctrico no debería ser tan complejo, pero tenemos que esperar a ver cómo van a evolucionar las cosas, porque en la actualidad importar motores o tratar de fabricarlos aquí, es bastante complejo”.

Roberto Stazzoni, responsable de Electromovilidad de ABB, aseguró que “están dadas las condiciones para ensamblar buses eléctricos en la Argentina” en paralelo con Brasil, que está “armando algo interesante” en la materia y ya es el cuarto país de la región (tercero si se excluyen los trolebuses) en cantidad de unidades.

“Lo central es la batería, que es carísima, pero todo lo demás se puede resolver. Resuelta la batería, tenés resuelto el bus”, aseveró, para agregar que “una veta interesante para explorar en la Argentina es el retrofit, la conversión de viejos colectivos convencionales en eléctricos, que podría generar muchos puestos de trabajo”, y puso de relieve al respecto “las experiencias en San Juan y en la Universidad de La Plata”.

Si bien se mostró partidario de los cambios masivos en las flotas de transporte, Damiano advirtió que “el modelo de shock, de reemplazar líneas enteras, va en contra de los criterios de producción local”, en tanto implica la incorporación de unidades completas y en los reemplazos paulatinos, “a medida que van saliendo de fábrica”.

Sin embargo, de cara al cambio global de infraestructura que implica la electromovilidad, aseguró que “eso es algo a los que le rehúye la gente que conoce el tema y los primeros son los del mundo financiero”.

“Y eso es así – explicó- porque quieren tener certezas sobre lo que va a ser el flujo de fondos de la operación y se preguntan cómo se van a comportar esos colectivos, cuántas veces se rompen, cuánto cuesta repararlos, qué vida útil tiene la batería, cómo afectan las indisponibilidades de cada colectivo al servicio general, etc”.

En ese marco, planteó, “se cae en la compra a firmas con historia, con estadística, que hayan construido buses en operación hace muchos años y que uno pueda verlos y tratar de modelar hacia el futuro lo que pasó con esa marca y con ese modelo”.

“Los únicos que tienen esto para ofrecer son los chinos”, sentenció, para añadir que “BYD es la fábrica más grande del mundo, y en el resto del mundo no hay fábrica que siquiera se arrime a las tres o cuatro más importantes de China”.

En cuanto a la situación en el Área Metropolitana de Buenos Aires, puntualizó el problema de jurisdicción como uno de los principales obstáculos, ya que “la potestad de ordenar el cambio de las unidades es algo difusa y no se sabe bien quién la tendría”, entre la Nación, la provincia de Buenos Aires y CABA.

China, uno de los países que más crudo consume, acaba de descubrir un yacimiento de petróleo con unos 107 millones de toneladas, equivalente a más de la mitad de su producción anual, en la provincia central de Henan, informó el diario hongkonés South China Morning Post.

Este campo podría convertirse en “una nueva base de recursos”, según la televisión estatal CCTV, mientras que analistas apuntan que aportaría casi un tercio de la producción total de petróleo y gas del país asiático, dependiente en buena medida del crudo importado desde países como Rusia (un 19% del total) o Arabia Saudí (15%).
En 2023, China produjo unos 208 millones de toneladas de crudo e importó otros 564 millones, por lo que la tasa de dependencia de importaciones supera el 70%.

El país asiático es el mayor comprador a nivel global de petróleo debido a la alta demanda derivada de su condición de número uno en la tabla de productores industriales del planeta.

Ante las tensiones e incertidumbres en el panorama geopolítico, las autoridades chinas están tratando de impulsar la autosuficiencia en campos estratégicos como el energético, con esfuerzos renovados por hallar yacimientos de petróleo o fuertes inversiones en fuentes de energía alternativas que ayuden asimismo a cumplir con los compromisos en materia de reducción de emisiones de carbono.

“China también está explorando nuevos tipos de combustibles fósiles como el gas de lutita o el ‘hielo combustible’, por lo que su demanda de petróleo alcanzará un punto de inflexión”, aseguró el presidente del laboratorio de ideas Guangdong Society of Reform, Peng Peng.
El analista alude al impulso de Pekín hacia tecnologías como los vehículos eléctricos, las baterías de litio o las células fotoeléctricas para reavivar la economía, reducir la demanda de petróleo y rebajar las emisiones de carbono.
Según datos del Ministerio de Recursos Naturales, las reservas de petróleo de China alcanzaron unos 3.800 millones de toneladas en 2022, lo que la sitúa en el decimotercer puesto con un 1,58% del total global.
Las reservas chinas equivalen únicamente a un 9% de las de Venezuela o a un 10% de las de Arabia Saudí, los dos líderes de la tabla, apunta South China Morning Post. 

. El consumo de energía eléctrica a nivel nacional aumentó en 2023 el 1,99 % respecto a 2022, se indicó en el informe anual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).

El documento señala que la demanda residencial creció 3,09 %, la no residencial menor a 300 kW subió 0,81 % y la no residencial igual o mayor a 300 kW disminuyó 2,01 %. Por otro lado, el segmento de grandes usuarios del MEM registró un incremento de demanda del 2,09 por ciento.

En CABA y Gran Buenos Aires, donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, la demanda se amplió 2,26 por ciento, y representó 38,51 % del total.

El mes con mayor crecimiento interanual de consumo fue marzo, ya que alcanzó un pico excepcional de 30,18 % más respecto al mismo mes de 2022 debido a altas temperaturas.

El descenso más notorio de la demanda de electricidad fue durante diciembre, con una caída relativa de 8,67 %, concentrada principalmente en el interior del país, se indicó.

Las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante 2023 fueron Santa Cruz, Santiago del Estero y Formosa, todas con una suba superior al 7 %, mientras que los menores niveles se detectaron en San Luis, Santa Fe y Chubut, describió el informe de la Addera.

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

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

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

. El gobierno de la provincia de Chubut avanza en la diagramación del Programa de Incentivos para las Cuencas Maduras, que estará exponiendo ante distintas compañías de petróleo, en el marco de la presentación y seguimiento del “Plan de Inversión 2024” que llevarán adelante las operadoras el viernes 2 de febrero en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Acerca del Programa referido, el Gobernador del Chubut, Ignacio Torres, mantuvo una reunión de trabajo con los diputados nacionales, Ana Clara Romero y Jorge “Loma” Ávila; el ministro provincial de Energía e Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario Coordinador de Gabinete, Guillermo Almirón; y el presidente del Directorio de Petrominera Chubut, Héctor Millar, quien fue renovado en su mandato por la Legislatura Provincial

Respecto de la reunión, en la Residencia del Gobernador en Comodoro Rivadavia, el titular de la cartera provincial de Energía e Hidrocarburos señaló que “hicimos un seguimiento de las últimas medidas, relacionadas con los hidrocarburos, que fueron aprobadas recientemente en la Legislatura Provincial”, y agregó que “aprovechamos, asimismo, para analizar el capítulo de hidrocarburos del proyecto de ‘Ley Ómnibus’ que va a estar siendo tratado en el Congreso Nacional”.

Ponce detalló que “abordamos también el traspaso de las áreas hidrocarburíferas que hoy por hoy no están siendo explotadas por YPF, y trabajamos en conjunto con los diputados nacionales Romero y Ávila para garantizar la defensa de los recursos de nuestra provincia”.

El Gobierno pretende incentivar la producción de gas y petróleo en yacimientos convencionales de la provincia, para revertir la declinación natural que vienen registrando todas las cuencas maduras del país en los últimos años, se indicó.

“No sólo pudimos elaborar la presentación sobre incentivos para cuencas maduras que vamos a estar exponiendo a distintas operadoras en Buenos Aires, si no que también pudimos encarar los temas que hacen a la defensa de nuestra cuenca y nuestros recursos naturales”, enfatizó el ministro Ponce.

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La baja en las ventas de autos eléctricos y el exceso de oferta en el mercado de metales para baterías empujaron a la baja en 80% el valor del litio en 2023.
La producción de litio fue importante en 2022, el mercado pasó de un déficit de oferta en ese año, a un superávit en 2023. Sin embargo la baja en las ventas de autos eléctricos por parte de China también favoreció la caída del precio del metal.

En el segundo trimestre de 2024 podría producirse cierta reposición de existencias, lo que daría lugar a una ligera recuperación de los precios pero “en general tenderán a la baja la cotización del litio durante la segunda mitad del año”.

El crecimiento de la demanda se ha ralentizado mientras aumentaban las existencias de metales para baterías, lo que ha presionado a la baja los precios del litio.
Las ventas chinas de autos eléctricos crecieron en 1,5 millones de unidades entre enero y octubre de 2023, frente a los 2,3 millones de unidades vendidas en el mismo periodo de 2022, “lo que apunta a una normalización en las cadenas de suministro”, escribieron los analistas de investigación de Goldman Sachs en una nota a finales de noviembre.

“La aceleración de la expansión de la oferta y el aumento del capex de baterías de los últimos 18 meses ha llevado al balance de baterías de China a un superávit, lo que a su vez ha pesado en la demanda de reabastecimiento de litio”, dijo Goldman Sachs.
Según los analistas de Goldman, “la normalización de la cadena de suministro, combinada con la eliminación progresiva de las subvenciones nacionales en China, también erosionó el ritmo de crecimiento de la demanda de autos eléctricos”.

El debilitamiento del mercado del litio se ha hecho cada vez más evidente, con una ralentización del crecimiento de la demanda que contrasta directamente con el aumento de la oferta mundial de litio.

Sólo en China, parece haber habido un excedente de más de 200 GWh de baterías de iones de litio el año pasado, dijo Wood Mackenzie en una perspectiva de 2024 sobre las cadenas de suministro de baterías y autos eléctricos.Los pronósticos de esta consultora señalan que aún hay margen para que el precio caiga, pero recuperará terreno en el mediano plazo si se busca un precio de equilibrio. Asegura que la nueva alza del precio comenzaría en 2028.
El temor de las mineras es que se descubran nuevos y abundantes yacimientos de litio que puedan impulsar más a la baja la cotización del metal.

En el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”, Naturgy te acerca recomendaciones con el objetivo de promover durante la época estival el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural. A su vez, consejos para la prevención de accidentes por inhalación de monóxido de carbono, gas letal que no se toma vacaciones en tus vacaciones.
 
A su vez, la idea es que todos tomemos conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares propios o de alquiler durante el verano se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo. En nuestro portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua, disfrutando la misma calidad de vida que llevas en familia y contribuyendo a la reducción de gases de efecto invernadero.
 
Por esto, Naturgy te invita a poner en práctica las sugerencias para realizar un uso responsable de la energía; además, de recordatorios sobre las precauciones a tener frente a accidentes por monóxido de carbono que en el verano también pueden estar, ya que debemos verificar el funcionamiento de artefactos y que estén en condiciones de seguridad:
 
ARTEFACTOS DEL HOGAR
 
Utilizar artefactos aprobados por el ENARGAS y verificados por un gasista matriculado.
Si cambia de calefón o termotanque, elegir siempre los más eficientes: los Clase A.
Verificar el buen funcionamiento de los tirajes o conductos de ventilación, de modo que no estén obstruidos, estrangulados, fisurados desconectados o abollados, dado que las casas de veraneo pueden estar mucho tiempo en desuso durante el año.
No obstruir las rejillas de ventilación e ingreso de aire.
Si el establecimiento posee calefón, revisar antes de usar, es el artefacto que provoca más accidentes.
En caso de que alguna persona esté bajo los efectos del monóxido de carbono deberá ser rápidamente retirada del lugar para que aspire aire fresco y deberá ser atendida por un médico.
 
PARA COCCION
 
Usar el horno con moderación (el gasto de gas de 1 horno equivale al de 3 hornallas chicas).
Cocinar con la olla tapada y reducir la llama cuando se llegue al punto de hervor.
Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes y manténgalos tapados. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente y si está destapado se pierde temperatura.
Cuando alcance el punto de ebullición, disminuya la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apáguela.
Limpiar los quemadores: si están sucios por caída de comida anterior o bien por falta de mantenimiento ya que demoran la cocción de los alimentos y aumenta el consumo de energía.
La llama siempre tiene que ser AZUL.
 
PARA AGUA CALIENTE
 
Utilizar el agua caliente sólo cuando sea necesaria, y calentarla a temperatura suficiente. No derrochar agua ni gas que son recursos limitados.
Si tiene calefón, regular en el verano la temperatura del agua con la perilla o botonera. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.
Si tiene termotanque, regular su temperatura y aislar térmicamente el artefacto cuando está colocado fuera de la vivienda.
Usar la ducha con flor en buen estado y que disperse bien el agua. Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.
 

. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) realizó (lunes 29/1) la Audiencia Pública para la “adecuación tarifaria del servicio de Transporte de energía eléctrica en 2024”, y en ese marco escuchar las presentaciones y solicitudes de las empresas concesionarias del servicio para una suba transitoria para el año en curso. Ello, hasta tanto concluya la Revisión Tarifaria Integral en base a la ley 24.065, a más tardar en diciembre de este año.

Formularon sus presentaciones directivos de las Transportitas Transener (extra alta tención) , y las troncales Distrocuyo, Transba, Transpa, Transnea, Transnoa, Transcomahue (Transco) y EPEN. Solicitaron diversos montos de ingresos transitorios inmediatos que en general representan un incremento del 200 por ciento comparados con sus ingresos actuales. Señalaron que la incidencia en la estructura de la factura ronda el 1.5 %.

Pablo Tarca, de Transener, solicitó ingresos para este año de 256.640 millones de pesos, un ajuste de 200 % respecto del ingreso actual. Edgardo Fonoli, de Distrocuyo, pidió una readecuación por 29.265 millones de pesos , lo que significa un incremento de 249 % comprada con la remuneración actual.

Pablo Tarca, también en Transba, solicitó ingresos de 122.220 millones de pesos a moneda del diciembre de 2023, lo que representa incremento de 207 % y una adecuacion por cláusula de ajuste mensual “para avanzar con inversiones necesarias para el mantenimiento del sistema, pero no su ampliación”, sostuvo.

TransNOA solicitó ingresos para una adecuacion transitoria de tarifas en 2024 de 59.512 millones de pesos en moneda a diciembre de 2023, “más su adecuación mensual para afrontar los costos crecientes”.

Desde Transpa se planteó que los ingresos necesarios para el mantenimiento del servicio asciende a 28.818 millones de pesos anuales en modeda de dicimbre de 2023. “La tarifa solicitada tiene baja incidencia de sólo 1,5 % en la factura del usuario y representa un costo adicional de sólo 100 pesos”, se afirmó.

Igual que lo que ocurrió en la reciente Audiencia Pública por las tarifas de las Distribuidoras, las Transportadoras también pidieron una actualización automática mensual de los ingresos para garantizar que no se vean deteriorados “en el actual contexto de precios” .

Se insistió en destacar que la incidencia del rubro Transporte en la factura final al usuario “es muy baja” comparada con los otros componentes del servicio de suministro de electricidad, en alusión al valor de generación, Valor Agregado de Distribución, e impuestos.

En las sucesivas exposiciones los representantes designados resumieron las características de cada empresa concesionaria, la infraestructura operativa a su cargo, el estado de situación de las prestaciones, las inversiones realizadas en el mantenimiento, y las necesarias para reemplazar equipamiento obsoleto “que hoy ponen en riesgo el funcionamiento adecuado del sistema”, señalaron.

El común denominador en todas las presentaciones fue, en lo operativo, la advertencia de la situación de baja confiabilidad actual del sistema integrado por las redes de alta y media tensión del SADI, transformadores, redes de control informático, y puntos de interconexión con las generadoras, grandes empresas industriales, y redes de distribución domiciliarias.

En lo económico también coincidieron en señalar los insuficientes ingresos para hacer frente a inversiones en la ampliación del sistema de Transporte, y que por lo tanto, lo que solicitaron en esta instancia es para la reposición de materiales y equipos para garantizar un mantenimiento adecuado.

Pero NO la ampliación de la red de Transporte, muy necesaria para el ingreso de nuevos generadores (por caso de energías renovables) y de energía distribuída, ante una previsible mayor demanda.

De la Audiencia Pública virtual participaron además intendentes municipales, Defensorías del Público, entidades de defensa del consumidor. Plantearon que cualquier aumento de las tarifas deberá ir acompañado con las mejoras salariales y de los ingresos de los consumidores “que no se han visto compensados por el aumento generalizado de precios”.

Ello para evitar la exclusión de los usuarios de un servicio que es esencial. Reclamaron que el ENRE no puso a disposición en la Audiencia los cuadros tarifarios en los que estarán articulados los ajustes provisorios a la suba de todos los componentes de las facturas del suministro de electricidad. “No corresponde analizar por separado cada componente de la factura sino analizarla en su totalidad”, señalaron.

Cuestionaron además la intención del gobierno de avanzar con la eliminación del régimen de “zona fría” que implica descuentos en las facturas para usuarios domiciliados en regiones específicas, por razones climáticas.

Energía prevé que la actualización tarifaria provisoria se aplique desde febrero, y que las que surjan de la RTI tengan vigencia desde enero de 2025.

INFORME DE SITUACIÓN

Tras la apertura de la Audiencia que contó con mas de cuarenta inscriptos, a cargo del interventor del ENRE, Darío Arrué, la subsecretaria de Energía, Mariela Bieliansky, dió un informe señalando que:

El transporte de energía eléctrica cumple un rol fundamental en el Mercado Eléctrico por ser la vinculación entre la oferta y la demanda.

En un país tan extenso como Argentina se vuelve prioritario porque gran parte de la demanda está concentrada en el AMBA y los recursos energéticos están en regiones alejadas de la demanda.

El crecimiento del sistema de transporte no acompañó el incremento de la demanda ni de la oferta.

Los mecanismos de ampliaciones y renovaciones del transporte han resultado insuficientes

Las obras de infraestructura de transporte eléctrico que se ejecutan se trasladan a las provincias sin costo alguno y se utilizan recursos del Fondo de Estabilización Tarifaria que se alimenta principalmente de aportes del Tesoro Nacional.

Hay un único transportista en extra alta tensión y 7 transportistas troncales que prestan el servicio en las distintas regiones del país.

El sistema de transporte cuenta con 17.560 km en 132 kV, 11.355 km de líneas en 220 kV, 1.196 km en 330 kV, 219 km en 345 kV y 12.524 kilómetros de líneas en 500 kV.
El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se encuentra saturado opera como un “cuello de botella” y no permite evacuar toda la energía adicional que podría instalarse.
Debido a esto se recurrió a generación ineficiente ya sea por su tecnología, o por su costo, sin ampliar la capacidad de Transporte no se puede incorporar generación renovable de escala.
Las ampliaciones y obras de infraestructura necesarias no se han producido de manera natural sino que estuvieron direccionados a determinadas provincias.
La falta de planificación de mediano y largo plazo, llevó a no tener respaldos del sistema.
Los transportistas perciben sus ingresos a través de pagos mensuales de CAMMESA. La mayor parte de estos pagos no se han realizado en tiempo y forma.
Frente a una mínima falla en el transporte el sistema no puede reponerse, las transportistas no cuentan con dinero suficiente para reponer el servicio y solicitan dinero a CAMMESA.
Los costos del transporte fueron trasladados sólo en forma parcial a los usuarios, lo que generó subsidios en este segmento.
Los distintos transportistas tuvieron subsidios del Estado Nacional que van entre el 65 % y el 89 %.
El impacto del transporte en la factura final es muy bajo, aún cuando se traslade el costo pagado a los transportistas.
El Estado Nacional se encuentra quebrado y sin posibilidad de abordar el costo de inversión requerido en el sistema de transporte.
La Secretaría de Energía propone en consecuencia:

Realizar una actualización en la remuneración de los transportistas.

Lograr la estabilidad en los pagos (actualmente a cargo de CAMMESA).

Corregir las señales equivocadas a la demanda de transporte, garantizando la confiabilidad del suministro, la eficiencia económica y la competitividad comercial.

La administración de Biden ha decidido suspender indefinidamente las aprobaciones para nuevas terminales de exportación de gas natural licuado (GNL). Esta medida impacta a una industria en expansión y representa una victoria para los ambientalistas.
Estados Unidos, actualmente el principal exportador mundial de GNL, ha experimentado un rápido crecimiento en los envíos desde la primera exportación en 2016, especialmente ante la crisis energética en Europa desencadenada por la invasión de Ucrania por parte de Rusia.

A pesar del papel más limpio del gas natural en comparación con otras fuentes de energía fósil, la industria estadounidense de GNL ha sido objeto de críticas por parte de activistas climáticos. Estos argumentan que su expansión contribuirá a una dependencia prolongada de los combustibles fósiles.

La pausa anunciada por el Departamento de Energía afectará temporalmente las solicitudes pendientes de 17 proyectos de terminales de exportación de GNL.Medios repubicanos aseguran que la medida es demagógica y llega en un momento estratégico para el presidente Biden, quien busca respaldo de votantes ambientalistas jóvenes para las próximas elecciones.

No está claro aún el impacto sobre el precio que tendrá la retirada del mercado de la ingente producción norteamericana. Algunos expertos sostienen que los EE.UU. podrían estar cediento terreno a Rusia en un momento delicado del conflicto. Jennifer Granholm, secretaria de energía de EE. UU., explicó que la revisión busca determinar si los volúmenes adicionales de exportación son de interés público, conforme a la ley federal. Sin embargo, se aclaró que la pausa no afectará las exportaciones ya autorizadas ni comprometerá la capacidad de abastecer a aliados en Europa y Asia.

Aunque el gas natural es más limpio en comparación con otras alternativas de combustibles fósiles -por ello considerado el combustible de “transición”, aseguran que emite cantidades significativas de dióxido de carbono y metano.

La Casa Blanca destacó que los modelos económicos y ambientales del Departamento de Energía ya no son adecuados y necesitan una actualización. Además, se busca proteger a las comunidades cercanas a las nuevas instalaciones de exportación de los riesgos de contaminación.

La medida también fue comunicada con antelación a la Comisión Europea, y se aclaró que no afectará la seguridad del suministro de la UE a corto y medio plazo. La UE y EE. UU. mantienen su compromiso con la seguridad energética mientras avanzan en acciones climáticas a nivel nacional e internacional.

A pesar de que EE. UU. superó a Qatar y Australia como el principal proveedor mundial de GNL el año pasado, la suspensión de nuevas aprobaciones plantea interrogantes sobre el futuro de la expansión de la industria y su impacto en la reducción de emisiones a nivel global. Empresas y proyectos, como Venture Global’s CP2 en Luisiana, quedan en espera hasta que el Departamento de Energía reinicie las aprobaciones.

Energía Argentina (ENARSA) realizó la firma de los contratos con la UTE Techint-SACDE para la construcción de dos renglones (tramos de obras) de la Reversión del Gasoducto Norte, que permitirá transportar gas natural producido en Vaca Muerta al norte del país.

Los renglones 2 y 3 consisten en 100 kilómetros del gasoducto de integración Federal Tío Pujio-La Carlota, de un diámetro de 36 pulgadas, que unirá el Gasoducto Centro-Oeste con el Gasoducto Norte, en la provincia de Córdoba.

El proyecto se completa con un loop (tendido paralelo) al Gasoducto Norte en Córdoba, de 62 km, la reversión de 4 plantas compresoras de ese mismo ducto, y los 22 km restantes del Gasoducto Tío Pujio-La Carlota.

El costo original de este proyecto, incluído el Renglón 1 de obras, fue calculado en 710 millones de dólares. El gobierno de Alberto Fernandez había gestionado un financiamiento parcial de 450 millones por parte del CAF.

El acto, realizado en la sede de la empresa estatal, contó con la presencia de Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente, y Ximena Valle, Directora de Legales. Por Techint asistieron Mariano Rebollo y Alejo Calcagno, mientras que por SACDE lo hicieron Walter Brottier y Daniel Flaks.

La Reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, también para la generación de energía eléctrica, para la conexión de hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

Asimismo, con esta obra se logrará un importante ahorro de divisas y se podrá exportar más gas a países de la región.

Su realización permitirá reemplazar el gas natural de Bolivia para esa región, dado que Bolivia registra una merma de sus reservas gasíferas. Se prevé encarar la reversión del GN con el objetivo de finalizar las obras en el tercer trimestre del año.

En este proyecto resta ahora volver a licitar el Renglón 1 de obras, para el cual también se había presentado esta UTE, pero la oferta que realizaron fue considerado excesiva por las autoridades de ENARSA del gobierno anterior, de manera que quedó rechazada. Habrá que ver que criterio aplican las seminuevas autoridades para atraer potenciales oferentes.

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodriguez Chirillo, ratificó en la audiencia pública virtual convocada por el ENRE lo que sostuvo en su similar del ENARGAS en cuanto a la política de “adecuación transitoria” de las tarifas en base a los costos del suministro de electricidad y de gas, a partir de febrero, mientras se desarrolle el procedimiento de Revisión Tarifaria Integral (RTI) de ambos servicios.

Resta saber en los próximos días los montos o porcentajes de tales incrementos y los nuevos cuadros tarifarios que aplicarán las empresas, en base a resoluciones de los entes reguladores.

Asimismo, Chirillo también ratificó la intención del gobierno de avanzar con la reducción de subsidios del Estado a las tarifas de estos servicios, reformulando el actual esquema de segmentación de usuarios en tres niveles según ingresos (decreto 332/2022).

Se asignará un subsidio en base a una “Canasta Básica Energética” según zonas geográficas, que se cubrirá tomando en cuenta los ingresos del grupo familiar conviviente.

Las empresas distribuidoras de electricidad en el AMBA, Edenor y Edesur, formularon sendas presentaciones en el marco de la audiencia, solicitaron compensaciones por ingresos que consideran adeudados por el Estado, y nuevas tarifas para el VAD, con actualización mensual en base a la inflación.

Frente a ello, otros expositores en la audiencia -Intendentes municipales, entidades de defensa del consumidor, funcionarios bonaerenses- cuestionaron su realización en forma virtual, también que no hubiera mención al incumplimiento de obras que el ENRE dispuso a las distribuidoras durante el gobierno anterior, ni a la condonación estatal de deudas de edenor y Edesur con CAMMESA.

Advirtieron sobre los efectos de la reducción de subsidios en sectores sociales de medianos y bajos ingresos, y en pymes, sobre todo en un contexto de alta inflación como el actual.

Desde ya rechazaron cualquier medida de actualización mensual de los valores agregados de distribución y de transporte que, junto a los precios de generación y los impuestos conforman la factura al usuario.

La lista de 63 inscriptos íncluyó, entre otros, a representantes de los municipios de Esteban Echeverría, de Quilmes, Almirante Brown, Tigre y Morón, y al ministro de Obras Públicas e infraestructura de la provincia de Buenos Aires, Gabriel Katopodis.

El interventor del ENRE designado por la Administración Milei, Darío Arrué, abrió la Audiencia señalando que su objetivo era analizar las propuestas para “mantener en términos reales niveles de ingreso a las empresas para garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico”.

“Las concesionarias Edenor y Edesur presentarán la estimacion de recursos necesarios para mantener el servicio en los niveles de calidad que corresponde, y realizaremos el análisis técnico para fijar los niveles tarifarios con vigencia a partir del 1 de febrero próximo”, afirmó.

Por su parte, el Secretario Chirillo reiteró la posición del gobierno nacional de avanzar en la “Readecuación de la Estructura Tarifaria y sus valores, cuyo plazo no puede extenderse más allá de la Revisión Quinquenal Tarifaria, o 1 año”.
También se hizo hincapié en “La Reasignación de los Subsidios actualmente existentes mediante la Canasta Básica Energética”, y se puntualizó que tal readecuación se apoya en “tres pilares fundamentales:

Determinar una “canasta energética básica” (electricidad+gas), que cubra las necesidades básicas e indispensables de las personas, la cual se determinará en una cantidad de Metros cúbicos y de kwH/mes que sería el máximo de lo que se considera subsidiable” (la Canasta Básica).

A los fines de determinar la canasta básica se establecerán tipos de consumos en distintas zonas del país. “La idea es contrastar el costo de esas cantidades con el ingreso del grupo conviviente y limitar la incidencia de ese costo a un porcentaje del ingreso, subsidiando la diferencia”.

“El subsidio que otorgará el Estado será el diferencial cuando el precio de la canasta básica energética supera un porcentaje determinado de los ingresos totales del Grupo Conviviente”, se indicó.

Desde la Secretaría se sostiene que “La energía eléctrica, como todos los otros bienes de la economía, tiene costos que deben ser pagados. Este Gobierno ha decidido llevar, paulatinamente, las tarifas a pagar a los costos y eliminar las transferencias fiscales”.

Y los funcionarios de la S.E. afirman que “Los aumentos tarifarios lejos de aumentar la inflación la reducirán”. “El aumento de las tarifas se verá compensado porque, sin inflación, otros bienes de la economía no aumentarán”. “La corrección de precios relativos es imprescindible para conseguir el crecimiento económico”, enfatiza el gobierno nacional.

LA HERENCIA

Chirillo señaló que “como señala el DNU 70/2023 ningún gobierno recibió una herencia institucional, económica y social peor de la que recibió la actual administración”.

Cuestionó “La Emergencia de 2019, porque se centró en congelar tarifas y anular revisiones tarifarias”. Y señaló que “La tarifa eléctrica no refleja el costo económico eficiente del suministro: apenas cubren el 50 % del costo del Mercado Mayorista y el 30 % del VAD”.

Añadió que “Las ampliaciones de red de transporte no se realizan, por lo tanto, no se aprovechan los lugares donde se pueden obtener las fuentes primarias de energía de manera más económica, ya sea de gas, del sol o del viento, y el crecimiento artificial de la demanda se atiende con generación ineficiente adquirida por CAMMESA a largo plazo, en dólares, y comprando el combustible a precios escandalosos”.

Chirillo insistió en señalar que “Con estas tarifas tenemos un grave problema de índole técnico y de recaudación del sistema que nos pone al borde de quedarnos sin luz porque no hay inversiones en generación y la energía disponible (la real no la instalada) está muy cerca de la demanda máxima”.

“Tampoco hay inversiones en transmisión y por lo tanto en el sistema eléctrico de transporte, frente a la mínima falla, se producen cortes”. “No hay inversiones en distribución, cubrir con el 30 % el 100 % de los costos (por el VAD) resulta imposible. Esto tiene como consecuencias que las distribuidoras acumulen deuda con CAMMESA”.

“La deuda actual de las distribuidoras con CAMMESA al mes de diciembre de 2023 es de $ 307.717 millones”, afirmó.

“De mantenerse el esquema de subsidios actual, el subsidio proyectado se elevaría a 5.230 Millones de dólares”, puntualizó el funcionario cuya cartera depende del ministerio de Economía.

Chirillo hizo hincapié además en que “se produjo un crecimiento de funciones de CAMMESA y pasó a ser comprador único del sistema, cargando costos elevados cuando fue concebida como Organismo Encargado del Despacho cuyas tareas principales eran el despacho técnico del SADI y la cobranza de los agentes”.

“Mediante el Precio Estacional de la Energía el Estado Nacional fue absorbiendo un porcentaje de los costos mayoristas y así subsidia a toda la demanda de manera indiscriminada”, señaló.

El Precio Estacional cubre en promedio un 45 % del costo de la producción y transporte. “Sólo 45 % del Precio Estacional pasa a tarifa, el 55 % restante lo pagan todos los ciudadanos tengan o no suministro a través del presupuesto nacional, que se traduce en menores jubilaciones, menor presupuesto a la salud y a la educación y mayores impuestos”, consideró.

Y agregó que “así se alimentó el crecimiento de la demanda de energía eléctrica sin fomentar un uso responsable, subvencionando a consumidores que no lo necesitan”.

La minera Aclara desarrollará en el estado de Gozáis, Brasil un proyecto sobre tierras raras que demandará una inversión de US$ 576 millones para producir 208 toneladas anuales de disprosio y terbio -equivalentes al 13,7% de la producción oficial de China en 2023- y de 1.190 toneladas de neodimio y praseodimio.

El disprosio y el terbio son elementos críticos para la fabricación de imanes de alta potencia, que son esenciales en los motores eléctricos. Mientras, el neodimio y el praseodimio son componentes clave en la composición de las aleaciones de tierras raras utilizadas en las baterías de litio alimentan los autos eléctricos. Se espera que el proyecto esté operativo en 2029.

BOLIVIA

Bolivia avanzará este año en estudios de prospección y exploración de las”tierras raras”, que agrupan a 17 elementos utilizados en autos eléctricos, paneles solares, teléfonos celulares e industria militar. Los yacimientos se ubican en tres departamentos (Cochabamba, Potosí y Santa Cruz) para evaluar las potencialidades de explotación.

Estos minerales, que abarcan 17 elementos de la tabla periódica, se utilizan en forma creciente en la industria electrónica y en la militar.

Uno de estos elementos, el neodimio, es parte del sistema de vibración de los celulares. Con otro de ellos, el lantano, se fabrican lentes de cristal, de cámaras fotográficas y de telescopios. Otros también se utilizan para las pantallas de los teléfonos móviles, así como sus circuitos y micrófonos.

Las tierras raras son escandio, itrio, lantano, cerio, praseodimio, neodimio, prometio, samario, europio, gadolinio, terbio, disprosio, holmio, erbio, tulio, iterbio y lutecio.
Uno de los más importantes es el neodimio, que permite desarrollar motores eléctricos más livianos, eficientes, y de mayor precisión.

El secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, encabezará el viernes 26 la lista de expositores en la Audiencia Pública virtual convocada por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad, a través de la resolución 2/2024, con el objeto de “poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto de las propuestas que las distribuidoras EDENOR y EDESUR presentaron para obtener una adecuación transitoria de los cuadros tarifarios”. Ello, mientras se avanza en una Revisión Tarifaria Integral (RTI), en base a lo establecido en el Marco Regulatorio de la Electricidad (Ley 24.065).

La Audiencia será presidida por el interventor Darío Arrué. Integran el listado de 63 inscriptos funcionarios nacionales y de la provincia de Buenos Aires, intendentes de los municipios del AMBA, legisladores, representantes de las empresas distribuidoras, de las generadoras de electricidad, de entidades de defensa del consumidor, y de entidades empresarias, entre los más destacados.

La audiencia se desarrollará además en el contexto de la decisión del gobierno nacional de avanzar con la eliminación o mayor reducción de los subsidios estatales al servicio, tal como acontece con los servicios de distribución de gas por redes y del transporte público de pasajeros (colectivos y trenes).

Las propuestas de las distribuidoras eléctricas que operan en el AMBA serán detalladas por las Compañías a partir de las 9 horas. El lunes 29 se realizará otra audiencia, también convocada por el ENRE, para analizar los pedidos de las empresas encargadas del servicio de transporte de energía eléctrica en todo el país.

Tal como ocurre con el caso del gas natural, la S.E. tiene previsto modificar los criterios de segmentación de los subsidios a las tarifas que se aplica en la actualidad tomando como base de cálculo ingresos del usuarios por el equivalente a 3,5 veces la Canasta Básica Total (INDEC).

Se pretende la elaboración de una Canasta Básica Energética, y la cobertura con subsidio de una porción de ésta, siendo total para los casos de muy bajos ingresos.

Las presentaciones previas a la Audiencia Pública por parte de Edenor y Edesur se encuentran disponibles en el sitio web del ENRE. De ellas no surge un porcentaje concreto de incremento en la porción correspondiente al Valor Agregado de Distribución en la factura, sino que cada empresa detalló la necesidad de “readecuación de ingresos” por atrasos tarifarios, y proponen una actualización mensual del VAD, mientras se avance hacia la RTI.

Edenor indicó en su presentación que “es necesaria una readecuación de ingresos, previamente al cumplimiento de la RTI pendiente de realización”, y señaló que “los requerimientos anuales de estos conceptos de VAD, valuados en pesos de diciembre 2023, adicionales a los percibidos actualmente, ascienden a $ 521.303 millones a los efectos de cubrir el déficit”.

Edesur consideró un requerimiento de ingresos de “al menos $ 330.000 millones adicionales a los actualmente percibidos en concepto de Costo Propio de Distribución (CPD)”, al 31 de diciembre de 2023.

Al margen de esos pedidos, Edenor solicitó de paso “el reconocimiento de la totalidad de los créditos” que la compañía “posee en contra de la Administración Pública Nacional producto del congelamiento tarifario que data de 2019 y por la falta de compensaciones por ajustes”, cuyo monto indicó que “asciende al 31 de octubre de 2023 a $ 1.154.000 millones”.

.La demanda de la energía eléctrica en diciembre último registró una caída de 9,7 por ciento interanual totalizando 11.762,6 GWh, mientras que en el mismo mes de 2022, había sido de 13.024,7 GWh. reveló el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En tanto, en el acumulado de 2023 se registró un ascenso de la demanda de la energía eléctrica de 1,5 por ciento comprada con la del 2022, se indicó.

Las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron en diciembre una suba en la demanda de 6,8 %, aunque no llegó a compensar la caída de la demanda de los sectores residencial, comercial e industrial a nivel nacional. En diciembre último se registraron temperaturas 2 °C inferiores a las de diciembre de 2022.

Estos registros se producen en las semanas previas a nuevas subas tarifarias para el sector que se apresta a disponer el gobierno nacional, principalmente por efecto de la reducción de subsidios a las tarifas de este servicio.

LOS DATOS DE DICIEMBRE 2023

En diciembre de 2023, la demanda neta total del MEM fue de 11.762,6 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 13.024,7 GWh, por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -9,7 %.

Asimismo, en diciembre 2023, se dió un crecimiento intermensual del 6,5 % respecto de noviembre, cuando había alcanzado los 11.040,7 GWh.

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, representó el 46 % del total país, con una caída de -14,4 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial bajó en diciembre -4,4 %, representando el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial fue del 25 %, con un descenso en el mes del orden del – 6,4 %, aproximadamente.

Asimismo, el informe indica que se registró una potencia máxima de 25.688 MW el 28 de diciembre de 2023 a las 15:40, lejos de los 29.105 MW del 13 de marzo de 2023, récord histórico.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

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

Además, los registros muestran que el consumo de enero de 2023 llegó a los 13.592,5 GWh; febrero, 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; y diciembre de 2023 alcanzó los 11.762,6 GWh.

DATOS DE TODO EL 2023

En base a datos aun provisorios, durante 2023 la demanda neta total del MEM fue de 140,8 TWh; mientras que, en el 2022, había sido de 138,7 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 1,5 por ciento.

Por otro lado, y en cuanto a la desagregación por tipo de usuario, siempre en base a datos provisorios, el consumo residencial representó 46,4 % y creció 5,7 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 27,7 % y subió 0,8 %. El consumo industrial llegó al 25,9 % y cayó – 0,8 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre, 13 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Corrientes y San Luis (-7%), Misiones (-6%), Formosa (-5%), EDES, La Rioja y Chaco (-3%), San Juan (-2%), Tucumán, Salta, Neuquén, Mendoza y Catamarca (-1%).

Por su parte, 14 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (33 %), Santa Cruz (8 %), EDEN (8 %), Santa Fe, Santiago del Estero y La Pampa (7 %), Entre Ríos (6 %), EDELAP (5 %), Río Negro (4 %), Jujuy y EDEA (3 %), Córdoba (2 %), entre otros.

En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
 NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un decrecimiento: -5,3 %.
 CUYO -San Juan y Mendoza- bajó el consumo -0,6 %.
 CENTRO -Córdoba y San Luis- la suba en la demanda fue de 0,3 %.
 NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- presentó una suba de 0,6 %.
 COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- creció 2,4 % con respecto a diciembre de 2022.
 BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital
Federal y GBA)- marcó un 4,5%.
 METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo un ascenso de 6,8 %.
 LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– mostró un crecimiento de 7,1 %.
 PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo ascendió 26,7 %.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que representaron el 36 % del consumo del país, totalizaron un ascenso conjunto de 6,8 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de la demanada de 6,3 %, mientras que en el caso de EDESUR la demanda ascendió 7,4 por ciento.

Si se observan las temperaturas, el mes de diciembre 2023 tuvo un registro inferior al de diciembre de 2022. La temperatura media fue de 22.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.1 °C y la histórica es de 23.1 °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 diciembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 4.171 GWh contra 2.881 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 31 por ciento.

Producto de las fuertes lluvias ocurridas durante el mes, se observó un aumento en los caudales de las principales cuencas del Comahue, al igual que el río Uruguay y Paraná, comparado con el mismo mes del año anterior, incluso en algunas cuencas se presentaron valores mayores a los esperados.

Así, en el año 2023 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 49,47 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 26,65 % de la demanda, las nucleares proveyeron 6,07 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 13,58 % del total. La importación de electricidad representó el 4,23 % de la demanda total., indicó Fundelec.

ExxonMobill y el gobierno de Guyana evalúan un calendario para explotar algunos de los recursos de gas de la parte oriental del bloque Stabroek que ya es operado por la petrolera. Se cree que la parte oriental del bloque tiene más gas que la occidental, donde se encuentran los proyectos petrolíferos de la petrolera.

Guyana se ha convertido en los últimos años en una región clave para la exploración y el desarrollo petrolíferos después de que Exxon encontrara más de 11.000 millones de barriles equivalentes dfrente a las costas del país sudamericano.
La producción total de los tres primeros proyectos del bloque Stabroek supera actualmente los 550.000 barriles diarios (bpd) de crudo y se espera que alcance más de 600.000 bpd a finales de este año, según Exxon.

El último proyecto de Exxon, Payara, así como los proyectos Liza Fase 1 y Liza Fase 2, están diseñados para eliminar la quema rutinaria utilizando el gas producido para alimentar el buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), y reinyectando el resto del gas en el campo para mejorar la recuperación de crudo.
ExxonMobil y el gobierno de Guyana ya están trabajando en un proyecto de conversión de gas en energía, cuya puesta en marcha está prevista para finales de 2024 y tiene el potencial de reducir significativamente el costo de la electricidad en Guyana, afirma Exxon.
El gobierno de Guyana elaboró la llamada “Estrategia de monetización del gas de Guyana” e invitó a principios de este mes a empresas privadas a presentar propuestas sobre el diseño, la construcción y la explotación de sistemas de captación de gas en alta mar.

“Para monetizar y maximizar oportunamente el valor de todos los recursos de O&G de Guyana, es necesario desarrollar nuevas opciones y soluciones de monetización del gas, incluida la participación de otros actores en la cadena de valor de O&G, además de los promotores de proyectos upstream”, declaró Guyana en el borrador del plan de gas.

TotalEnergies acordó con la compañía danesa European Energy ampliar su cooperación en energías renovables en proyectos eólicos marinos que estarán ubicados en Dinamarca, Finlandia y Suecia.

La francesa compró participaciones mayoritarias en dos proyectos daneses que suman 405 megavatios de potencia.

En concreto, TotalEnergies se quedará con el 85% de Jammerland Bugt, de 240 megavatios, y con el 72,2% de Lillebaelt South, de 165 megavatios.

Además, TotalEnergies y European Energy tienen intención de desarrollar nuevos proyectos eólicos marinos de grandes dimensiones mediante una empresa común y de concurrir a nuevas licitaciones para ese mismo tipo de instalaciones en Dinamarca.

Las dos compañías ya habían anunciado en septiembre pasado en su primer acuerdo que iban a trabajar en el desarrollo de cuatro gigavatios de potencia en proyectos de energías renovables en varios países con una filial en la que TotalEnergies debía controlar el 65% y European Energy el 35% restante. 

En el Mercado Electrónico del Gas se realizó la subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras en febrero 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, registrandose 20 ofertas por un volumen total de 5,5 millones de metros cúbicos día y precios promedio ponderados de 1,95 dólar por Millón de BTU puesto en el PIST, y de 2,11 dólares el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

De las 20 ofertas 9 fueron de productores en Neuquen, 4 del Noroeste, 3 de Tierra del Fuego, 2 de Chubut, y 2 de Santa Cruz.

Por otra parte el MEGSA también concretó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas 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 recibieron 15 ofertas por un volumen total de 20,1 millones de metros cúbicos día, con un precio promedio ponderado de U$S 2,83 el MBTU.

Los precios oscilaron entre U$S 2,15 y U$S 2,99 el MBTU y 10 de las ofertas llegaron de productores de Neuquén, 3 desde Tierra del Fuego, 1 desde Santa Cruz, y 1 desde Chubut.

En esta instancia los precios de abasto desde Neuquén oscilaron entre U$S 2,15 y U$S 2,99 el MBTU; desde Tierra del Fuego fue a precios de entre U$S 2,77 y U$S 2,81; Desde Santa Cruz se ofertó a U$S 2,83 y desde Chubut a U$S 2,88 el MBTU.

Nicaragua septuplicó sus exportaciones de oro en 520.000 onzas en los últimos 17 años, auge que se atribuye a la estrategia de desarrollo del país centroamericano que fue de la mano con la expansión de la energía eléctrica, el servicio de agua potable y la construcción de rutas.

Las exploraciones geológicas en el subsuelo de Nicaragua, revelan que existe potencial para la extracción de oro en todo el territorio, incluso en zonas agrícolas donde los propietarios de fincas desplazaron la cultura de la siembra por la dinámica extractivista.

El ranking mundial de los principales exportadores de oro de la OEC (Observatorio de Complejidad Económica) en 2021, situó a Nicaragua en el puesto 50, Honduras en el 83 peldaño, Panamá en el lugar 93, seguido de Guatemala en el 135, Costa Rica ocupó el número 141 y El Salvador el 160.

La canadiense Calibre Mining (antes B2Gold), es la mayor empresa exportadora de oro en Nicaragua. Establecida desde 2009 opera las minas La Libertad [centro], El Limón [occidente], Pavón [norte] y Borosi, ubicada en el Caribe norte.

En 2023, Calibre produjo 242.109 onzas de oro, lo que representa casi el 50% de las exportaciones de Nicaragua enviadas a Canadá, para el procesamiento de los lingotes con “cien por ciento” de transparencia en el origen de producción.

Calibre estima duplicar en 500.000 onzas el oro producido en Nicaragua en 2025, con el inicio de las operaciones de la mina Valentine.
Actualmente, existen 100 concesiones para la explotación de oro que son estudiadas por el Ministerio de Energía y Minas.
Empresas de la República Popular de China, aliado político y geoestratégico de Nicaragua, se encuentran entre las interesadas en recibir permisos de operación en la minería 2024, afirmó el ministro Mansell.

El oro que se produce en Nicaragua se cotiza en las bolsas de valores de Toronto y Nueva York, sus principales compradores son Colombia, Suiza, Canadá y Estados Unidos.

El presidente de YPF, Horacio Marín, realizó su primera visita como tal a las provincias de Santa Cruz y Chubut para recorrer las operaciones de la compañía de mayoría accionaria estatal en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Mantuvo encuentros con autoridades locales y representantes del sector. Durante la recorrida, Marín visitó el yacimiento Manantiales Behr en donde YPF desarrolla el
proyecto más importante de recuperación terciaria de la región.

También tomó contacto con los trabajadores y las trabajadoras de YPF con quienes compartió los principales lineamientos previstos en su gestión que tiene como objetivo cuadriplicar el valor de la compañía en 4 años.

Además, se reunió con los gobernadores de las provincias de Santa Cruz, Claudio Vidal, y de Chubut, Ignacio Torres. En las últimas semanas estos gobernadores han señalado la necesidad de mayores inversiones de YPF en la explotación de los yacimientos convencionales de esa región, o la reversión de áreas actualmente operadas por la Compañía.

“Estos primeros encuentros fueron muy positivos y cordiales. Permitieron trazar las líneas de trabajo conjunto para las áreas convencionales en beneficio de todas las partes y que permita potenciar el desarrollo económico local, especialmente de las PYMES, y genere mayor actividad y trabajo”, puntualizó un comunicado de la principal petrolera del país.

La agenda de Marín se completó con encuentros con el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; el secretario general del Sindicato de Petroleros, Jorge Ávila, y representantes de la Cámara de Empresas del sector en la cuenca del Golfo San Jorge.

De acuerdo a un informe de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil, para el año 2024, según datos consolidados al 16/01/2024, se prevén inversiones por alrededor de US$ 1960 millones. La información del panel está sujeta a actualizaciones por parte de las empresas titulares de contratos de E&P y la estimación se refiere únicamente a la etapa inicial de los contratos de E&P, la Fase de Exploración. Es decir, no incluye la segunda etapa, Desarrollo y Producción.

De este monto, alrededor del 95% de las inversiones previstas para 2024 se concentran en cuencas marítimas. Para los de la Margen Ecuatorial (cuencas marinas de Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará y Potiguar) la previsión ronda los 1,09 mil millones de dólares. Para las cuencas de la Margen Este (cuencas marinas de Pernambuco-Paraíba, Sergipe-Alagoas, Jacuípe, Camamu-Almada, Jequitinhonha, Cumuruxatiba, Mucuri, Espírito Santo, Campos, Santos, Pelotas), el total podría alcanzar los 772 millones de dólares. Las cuencas terrestres tienen un monto de inversiones previstas para 2024 de US$ 100 millones, distribuidos entre las nuevas cuencas fronterizas (Amazonas, Paraná, Parnaíba, São Francisco, Solimões y Tucano Sul), con US$ 61 millones de inversiones previstas, y el las maduras (cuencas terrestres Potiguar, Sergipe, Alagoas, Recôncavo, Espírito Santo), con un monto de US$ 39 millones. La perforación de pozos es la actividad que más impactará en las inversiones previstas para el año 2024, con US$ 1,710 millones proyectados para la perforación de 39 pozos exploratorios. Esto representa el 87% de las inversiones estimadas para este año.

La empresa Energía Argentina S.A. (ENARSA) modificó la fecha de presentación de ofertas y el acto de apertura de sobres correspondientes a la licitación para la adquisición de cañerías para el Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner en su Etapa 2, cuando se extenderá desde la ciudad bonaerense de Salliqueló hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe, transportando el gas natural producido en Vaca Muerta, Neuquén.

La nueva fecha prevista ahora por ENARSA es el 22 de abril hasta las 11 horas, en la sede central de la empresa, en la CABA.

La Circular modificatoria de la fecha (que había sido fijada para este mes) puntualiza que los oferentes interesados deben contar con el financiamiento que requiere la fabricación y provisión de estos caños.

El GPNK se extiende en su primera etapa por 573 kilómetros, y la obra completa lo llevará a 1.050 kilómetros de largo, atravesando entonces Neuquén, Río Negro, La Pampa, Buenos Aires y Santa Fe, con 90 cruces especiales y 6 plantas compresoras.

A su vez, con la obra del Gasoducto Mercedes-Cardales concretan la interconexión de los sistemas de transporte troncal existentes operados por TGN y TGS.

Para la provisión de los caños está anotada Tenaris considerando que Techint podría contar con financiamiento del BNDES de Brasil por unos 400 millones de dólares como consecuencia de su asociación con Usiminas en aquel país. En la construcción del GPNK Etapa I Techint importó la chapa desde su planta brasileña y fabricó los caños en su planta de SIAT en Valentín Alsina.

Pero también habrá que ver cómo incidirán en esta operatoria las regulares relaciones entre los gobiernos de ambos países.

Por otra parte, se conocieron los dictámenes de ENARSA referidos a las mejores ofertas realizadas por la UTE Techint-Sacde, para realizar las obras de reversión del Gasoducto Norte, en los Renglones 2 y 3 del proyecto.

En tanto, se aguardan decisiones respecto de una nueva licitación de las obras de tendido del ducto y el montaje de cuatro plantas compresoras que conforman el Renglón 1 del proyecto cuya realización permitirá abastecer con gas de Vaca Muerta a las provincias del noroeste del país.

Los plazos originales previstos para estas obras por el gobierno anterior (tenerla lista para la llegada del próximo invierno) ya no podrán cumplirse. Comprende el tendido de ductos, construcción de loops, instalación de 4 plantas compresoras. Se había gestionado un financiamiento parcial de 540 millones de dólares con el CAF, sobre un costo total calculado en 710 millones de dólares.

El nuevo gobierno nacional se ha pronunciado dispuesto a avanzar con este proyecto indispensable, toda vez que la provisión de gas natural boliviano a esa región se verá afectada en los próximos meses ante la merma de las reservas gasíferas del vecino país. La reversión de los ductos permitirá además llegar con el gas de Argentina a Bolivia, y desde allí hasta Brasil utilizando el gasoducto existente.

Directivos de la empresa de origen coreano Posco, encabezados por el CEO Global de la compañía, Jeong Woo Choi, manifestaron al gobierno nacional su intención de continuar invirtiendo en la Argentina, donde estan desarrollando proyectos en el Noroeste del país. Fue en el marco de una reunión con el Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, junto al Ministro de Economía, Luis Caputo y la Secretaria de Energía, Flavia Royón.

Durante el encuentro, los funcionarios presentaron las reformas económicas y fiscales impulsadas por el gobierno argentino, las cuales “fueron recibidas con optimismo”, indicó Economía.

Los ejecutivos de la firma asiática relataron el avance de sus proyectos en el país, particularmente para la producción de litio, y adelantaron sus planes de continuar creciendo en la Argentina, creando puestos de trabajo directos e indirectos en las provincias.

El proyecto de Posco en la Argentina, “Sal de Oro”, se encuentra ubicado en el Salar de Hombre Muerto, entre las provincias de Salta y Catamarca, a más de 1.400 metros de altura. Representa la inversión más importante de la compañía fuera de Corea del Sur, de los últimos 60 años.

En representación de Posco asistieron al encuentro, además del CEO global, el vicepresidente ejecutivo, Ju Ik Cho, así como el presidente y vicepresidente de Posco Argentina, los señores Kwangbok Kim y Sungkook Chung.

Posco es considerado el quinto grupo empresarial más importante de Corea del Sur y una de las 4 compañías siderúrgicas más grandes del mundo. Cuenta con presencia en 53 países y una nómina aproximada de 63.000 empleados a nivel mundial.

Además del acero, participa en las industrias automotriz, de la construcción, energías renovables y no renovables, infraestructura, agro, y minería.

La refinería de Abreu e Lima de Brasil será ampliada proximamente convirtiéndose en la más moderna de la región. Sumará 13 millones de litros diarios de diésel a la producción local y será la más moderna planta de su especie en todo el continente americano.

Las nuevas obras -con las que se espera generar unos 30.000 empleos- incluirán una segunda unidad de la refinería, la ampliación de la primera y la construcción de una planta de reducción de emisiones del refino.

La refinería, que pertenece a Petrobras tendrá una inversión para las obras de entre 6.000 y 8.000 millones de reales (entre unos 1.132 y 1.509 millones de euros)

Las obras de la segunda unidad de la refinería (Tren 2) deben comenzar en el segundo semestre de este año y se calcula que finalizarán en 2028, cuando la planta tendrá capacidad para procesar 260.000 barriles de petróleo diarios.

La Refinería Abreu e Lima inició operaciones en 2014 con el primer conjunto de unidades (Tren 1) con una capacidad para procesar 115.000 barriles diarios de petróleo y ahora con la ampliación pasará a 130.000 por día.

El plan original contemplaba la participación de PDVSA. Petrobras aportaría un 60% del capital y PDVSA el 40% restante, pero en 2013, ante la falta de aportes del socio, Petrobras anunció que terminaría en solitario el proyecto.

Aunque fue construida 34 años después de que Petrobras levantara su última refinería en 1980, Abreu e Lima aún es considerada la más moderna de la empresa pues tiene la mayor tasa de conversión de petróleo crudo en diesel (70 %), el combustible más utilizado en Brasil para el transporte de carga.

La planta fue objeto de numerosas polémicas por las demoras en su construcción y sus elevados costos, pues el proyecto tardó más de diez años en finalizar con inversiones que superaron los 18.000 millones de dólares, un monto bastante más alto al proyectado inicialmente de 2.500 millones de dólares.

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) se reunió con la secretaria de Minería de la Nación, Flavia Royon, con el fin de dialogar sobre el desarrollo de proveedores para abastecer a los proyectos mineros y promover las alternativas de soluciones energéticas limpias y renovables, con el objetivo de estrechar vínculos entre ambos sectores de la economía argentina, indicó un comunicado de la entidad.

Tanto la Secretaría de Minería como CADER, hicieron hincapié en el acuerdo firmado en el 2023, en el cual se estableció la necesidad de cooperar en las mesas de trabajo organizadas por la cámara, propiciar eventos, workshops e intercambio de ideas; poniendo en eje la agenda 2030 y 2050 de descarbonización, en la que se seguirá trabajando mancomunadamente.

Además, durante el encuentro Martín Parodi (presidente de CADER), Alejandro Parada (vicepresidente de CADER), Marcelo Álvarez y Martín Dapelo presentaron el documento titulado «Propuesta legislativa integral para la Transición Energética en Argentina y su aprovechamiento como oportunidad de desarrollo» y los objetivos planteados en dicho proyecto de ley.

Se acordó la posible participación de la Secretaría de Minería en las mesas de trabajo que la Cámara está llevando adelante a fin de elaborar propuestas concretas que contribuyan a impulsar la transición energética en Argentina.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) pronostica que la producción mundial de petróleo en 2024, aumentará en 1,24 millones de barriles diarios (b/d). Es decir, 180.000 b/d más que en sus previsiones anteriores. El mes anterior la AIE pronosticó un crecimiento de la producción petrolera en 2023 en 1,8 millones de b/d hasta los 101,9 millones de b/d.

Tras el crecimiento de la producción petrolera en EEUU y en Irán las estimaciones de la agencia se modificaron. Para 2024 la AIE prevé un crecimiento de la producción de EEUU, Brasil, Guyana y Canadá en 1,5 millones de b/d, hasta el nuevo máximo de 103,5 millones de b/d.

En cuanto al crecimiento de la producción de petróleo en el mundo, adelantará el crecimiento de la demanda mundial, señaló la AIE en el informe.

Asimismo, la AIE pronostica que el crecimiento de la demanda global de petróleo disminuirá a 1,2 millones de barriles diarios (mb/d) en 2024, en comparación con los 2,3 mb/d del año pasado.

“El aumento de la demanda global de petróleo se reducirá a la mitad, desde 2,3 mb/d en 2023 hasta 1,2 mb/d en el año en curso”, afirma la agencia.

La AIE explica estas cifras por una recuperación casi completa después de la pandemia del COVID-19, un crecimiento del PIB por debajo de la tendencia en las mayores economías, y por el uso reducido de petróleo en medio de la electrificación de vehículos.
La nota también señala que el crecimiento de la demanda fuera de China “se desaceleró significativamente, en unos 300.000 b/d en promedio, durante la segunda mitad de 2023”. Al mismo tiempo, “China seguirá liderando el aumento de la demanda de petróleo en 2024, mientras su creciente sector petroquímico ganará una cuota cada vez mayor”, agrega el comunicado.
Por el conflicto de Oriente Medio la AIE advierte de posibles interrupciones en los suministros globales de petróleo a principios de 2024, sobre todo para los que se realizan a través del mar Rojo y el canal de Suez.

Los gobernadores de las provincias productoras de hidrocarburos nucleados en la OFEPHI marcaron posición respecto a los contenidos de la denominada Ley Omnibus que impulsa el Poder Ejecutivo Nacional, particularmente en lo referido a la política para el sector.

Luego de un encuentro de trabajo los mandatarios provinciales emitiron una declaración en la cual señalaron, acerca del concepto del oficialismo sobre “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país”, que es compartido siempre que se cumpla la sustentabilidad social y ambiental de las poblaciones donde se desarrollan las actividades, además de la sustentabilidad económica de los inversores.

“Es por ello que necesitamos imperiosamente el concurso del gobierno nacional y del sector privado para llevar adelante las obras de infraestructura necesarias para acompañar el crecimiento poblacional, el cual muchas veces suele ser exponencial”, señalaron.

La reunión tuvo lugar en la Ciudad de Buenos Aires, aunque algunos mandatarios participaron de modo virtual. Integran la Organización las provincias de Neuquén (Rolando Figueroa es actual presidente de la entidad), Chubut, Neuquén, La Pampa, Río Negro, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Mendoza, Salta, Formosa y Jujuy.

Los mandatarios acuerdan con incentivar las inversiones y la actividad, pero quieren participar de discusiones tendientes a analizar cambios en la Ley de Hidrocarburos 17.319.

También ratificaron la vigencia de la denominada Ley Corta 26.197 que, de acuerdo con la Constitución Nacional, reconoce el dominio originario de las provincias sobre el petróleo y el gas.

“Solicitamos al Gobierno Nacional se propicie un ámbito deliberativo, real y oportuno para analizar en profundidad las adecuaciones propuestas que modifican de manera sustancial el régimen actual, entendiendo que es la OFEPHI el especio natural donde deben tratarse entre la Nación y las Provincias aquellas cuestiones que hacen a la política hidrocarburífera”, señala el documento.

Las medidas de incentivo a las inversiones tienen que ser, indicaron, lo “suficientemente flexibles” para contemplar esas realidades distintas”, en alusión a la heterogeneidad geológica y productiva que presentan las diversas cuencas productivas, con reservorios convencionales y no convencionales. También aluden a los yacimientos offshore.

Los gobernadores consideraron “favorable y necesario la posibilidad de incorporar nuevos participantes nacionales e internacionales al desarrollo de nuestros recursos hidrocarburíferos”.

Pero están en desacuerdo con la derogación del artículo 32 de la ley que les permite aprobar y controlar las inversiones de las compañías que obtienen licencias en las respectivas provincias. “Entendemos que esta modificación podría generar un gran perjuicio en materia de inversiones, actividad, empleo y producción para las provincias”, advierten en el documento.

Asimismo, sostienen que “No compartimos la decisión del Gobierno Nacional de eliminar del actual marco normativo la facultad que tienen las provincias de otorgar prórrogas al plazo de vencimiento de las concesiones actualmente vigentes. Entendemos que dicha opción constituye una herramienta que cuenta cada Autoridad de Aplicación la cual puede utilizar o no a partir de la evaluación respecto de la conveniencia para cada caso en particular”.

Acerca de otro aspecto principal analizado por los mandatarios, la OFEPHI plantea que las retenciones a las exportaciones de petróleo mantengan la alícuota del 8 por ciento, dejando de lado la posibilidad de elevarla hasta el 15 por ciento por parte del gobierno nacional.

“Los gobernadores de la OFEPHI manifestamos nuestra disposición a participar en los ámbitos legislativos pertinentes para realizar todos los aportes necesarios conducentes a logro de los objetivos propuestos, informando asimismo que a través de la Secretaría Ejecutiva del Organismo se remitirá una propuesta de texto normativo para su consideración”, puntualizó el documento.

La Secretaría de Energía prorrogó el periodo de transición desde el 19 de enero de 2024 y por sesenta (60) días corridos, para cada uno de los Contratos de Concesión de las Centrales Hidroeléctricas ALICURÁ, HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN ARROYITO e HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS, conforme lo dispuesto en el Artículo 67.1 de los referidos contratos.

Cabe señalar que estas concesiones han vencido en los últimos meses, desde octubre de 2023, luego de treinta años de vigencia, y que la S.E. puede disponer su prórroga por hasta 12 meses contados desde tales vencimiento. El gobierno anterior había dispuesto una primera prórroga, de 100 días, con vencimiento en el mes en curso.

Ahora, el nuevo gobierno deberá en este período determinar los pasos a seguir respecto de un nuevo contrato, o bien que estas hidroeléctricas pasen a ser operadas por el Estado, algo que no estaría en los planes de la Administración Milei.

A través de la Resolución 2/2024, ya oficializada, se explica 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”.

Asimismo, y según el artículo 2 de la Resolución 2/2024, se prorrogó el periodo de transición desde el 28 de febrero de 2024 y por sesenta (60) días corridos, del Contrato de Concesión de la Central Hidroeléctrica PIEDRA DEL ÁGUILA, aplicando idéntico criterio que para las anteriores.

En su artículo 3 la Resolución establéce “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”.

Lo dispuesto por la secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chririllo, fue notificado a las sociedades concesionarias y a ENARSA, y comunicado al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

En los considerandos de la resolución se puntualiza entre otros conceptos que “la energía hidroeléctrica constituye una fuente renovable de generación segura y limpia que, además, favorece la diversidad de la matriz energética y otorga confiabilidad al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

En la ecuación energética argentina tiene una importante participación la hidroelectricidad. Sumadas a éstas, se cuentan entre las más importantes las binacionales Yacyretá y Salto Grande, a las que se sumarán las dos hidroeléctricas en construcción -con financiamiento chino- (denominadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic) para el aprovechamiento del río Santa Cruz.

El presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, apoyó ante diputados de la Nación el proyecto de Ley ómnibus que impulsa el Poder Ejecutivo, y en lo específico del sector hidrocarburos sostuvo que “si se crean las condiciones, y este proyecto contribuye significativamente a ello, consideramos que para el año 2030, que es un plazo bastante corto, la producción de gas y petróleo puede multiplicar por dos veces y media la producción de petróleo que tenemos hoy en Argentina, llegando a un millón y medio de barriles por día”.

El directivo estimó que con las condiciones de liberalización del mercado que plantea el texto “habrá una inversión a régimen anual de unos 15 mil millones de dólares todos los años”, con los consecuentes impactos fiscales y cambiarios.

Estimó que se generarán ingresos adicionales al fisco por 5 mil millones de dólares anuales, y que “habrá una mejora de 29 mil millones en la balanza comercial de la Argentina, pasando así de un déficit de 4 mil millones de dólares que tuvimos en el año 2022, a un superávit de 25 mil millones de dólares”.

Ormachea respaldó estas cifras considerando el aumento mundial de la demanda de energía. Destacó que Argentina tiene recursos hidrocarburíferos que podrían abastecer el consumo doméstico por 90 años, y remarcó que el país “tiene empresas petroleras con capacidad y con decisión de invertir, como quedó demostrado cada vez que las condiciones estuvieron dadas”.

Los señalamientos de Ormachea en Diputados vinieron a completar lo manifestado en una nota cursada al Secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, en la cual la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, formalizó “el apoyo de las empresas del sector a las modificaciones a la Ley 17.319, tendientes a liberalizar el sector hidrocarburífero, con medidas que se incluyen en el Capítulo IX del Proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”.

La Cámara empresaria que nuclea a las operadoras de la industria petrolera del país, (por caso, Shell, Vista, YPF, PAE, Pampa Energía, Tecpetrol, Pluspetrol y Total), hace hincapié en el texto girado al Congreso de la Nación, y en lo específico del sector señala que “la libertad de comercio, precios de mercado, la eliminación de interferencias y de posibles discrecionalidades en las decisiones de políticas relativas al sector impactarán positivamente en el proceso de inversión y generación de empleo para el desarrollo pleno de los recursos con que cuenta el país”.

El reemplazo del concepto de autoabastecimiento por el de seguridad energética, la desregulación del mercado interno del petróleo y el gas, de los precios de los combustibles, su relación con los precios internacionales, la libre exportación y el giro de divisas, son conceptos planteados en el texto del gobierno.

“Con el propósito de compartir con el Señor Secretario la visión del sector productor de hidrocarburos sobre lo que podría hacerse en el corto plazo, nos ponemos a disposición para reunirnos con Usted en el momento que lo considere oportuno”, planteó Ormachea el lunes 15, para pocas horas después (el martes) reiterar esta postura durante su participación como invitado durante el Plenario de Comisiones de Diputados que habrá de expedirse sobre el abultado y diverso texto impulsado por la Administración Milei.

. La Entidad Binacional Yacyretá llevó adelante la maniobra de traslado y descenso del Conjunto Eje-Rodete-Tapas de la Unidad Generadora 4, pieza del orden de las 550
toneladas, en el marco de los trabajos de rehabilitación progresiva y extensión de vida operativa de las turbinas de la central hidroeléctrica.

Bajo la supervisión del Jefe del Departamento Técnico, Marcelo Cardinali, más de 50 profesionales y técnicos participaron de esta compleja maniobra que implicó el uso de nuestros puentes grúa principales, indicó la EBY. También forman parte de este proceso, la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Misiones y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Itapúa (como Supervisión de Obra para Yacyretá) y la Contratista CAPY (IMPSA Argentina y CIE Paraguay).

El proceso completo de Rehabilitación de la UG4 está previsto para ejecutarse en el plazo de un año, y una vez finalizado, esta unidad volverá al servicio comercial.

El Programa Estratégico para la Recuperación del Parque Generador tiene como objetivo realizar la puesta en valor del parque generador manteniendo las prestaciones originales del equipamiento y sosteniendo la potencia instalada.

Estas tareas permitirán extender la vida útil del equipamiento después de 30 años
de generación ininterrumpida, se indicó.

. En declaraciones a Radio Provincia AM1270, el subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, se refirió a los incrementos en las tarifas de gas e indicó: “Sabemos que es un montón pero es confuso. Hasta ahora lo que pasó en la audiencia pública”- convocada por Enargas- “es que las distribuidoras y transportistas pidieron aumentos según cada una entre 300 y 700 %, eso va a tener un impacto si el gobierno nacional lo otorga”.

Consultado sobre la posibilidad de que el Ejecutivo nacional recorte el Régimen de Zona Fría (RZF) para las tarifas del servicio de gas, manifestó: “Hasta ahora dicen que van a eliminar todos los fidecomisos” la cual alcanza “a casi 80 municipios de la Provincia que a partir de la ley 27.637 tenían un 50 % de descuento en la tarifa” y por lo tanto “desaparecería ese beneficio como tal”.

En relación con la reunión que mantuvo con las pymes regionales que elaboran biocombustibles y la preocupación del sector frente a las modificaciones que introduce la Ley Ómnibus, afirmó: “Los afectaría en todo, nos plantearon con razón que de aprobarse la ley, directamente tienen que cerrar las puertas”. Ante este escenario, “lo que es urgente es frenar el delirio de este proyecto de ley y el DNU”, enfatizó el subsecretario de Energía bonaerense.

Por otro lado, Ghioni recordó que desde la Provincia no definen tarifas de gas y con respecto a la electricidad “definimos la parte de la distribución, lo que es transporte y generación es nacional”. Finalmente, agregó: “Hay que ver qué pasa con la distribución porque todavía hay un sector grande de la población que está subsidiada en materia de energía. Estamos expectantes y trabajando con las cooperativas y las distribuidoras”.

Los expertos de la Agencia Internacional de Energía estiman que la capacidad total mundial instalada de energías renovables alcance los 7,3 GW en 2028 “con las políticas y condiciones de mercado actuales”. En un “escenario acelerado”, también hasta 2028, “una aplicación más rápida de las políticas impulsa el crecimiento de la capacidad de energía renovable 21 puntos porcentuales más que en la previsión principal”.

“Todavía no es suficiente para alcanzar el objetivo de Cop 28 de triplicar las energías renovables, pero nos estamos acercando, y los gobiernos tienen las herramientas necesarias para cerrar la brecha”, dijo el director ejecutivo de la agencia Fatih Birol. Más de 120 países acordaron en diciembre en la cumbre climática Cop 28 de la ONU triplicar la capacidad de las energías renovables hasta 11TW para 2030. Según la agencia calcula, a escala mundial, las energías renovables superarán al carbón y se convertirán en la mayor fuente de generación de electricidad “a principios de 2025”.

Europa, EE.UU. y Brasil registraron aumentos récord de capacidad renovable en 2023, pero “la aceleración de China fue extraordinaria”, China “desplegará casi cuatro veces más capacidad renovable que la UE y cinco veces más que EE.UU.” entre 2023 y 2028, según la agencia.

Según la agencia, el crecimiento de la eólica terrestre y de la solar hasta 2028 será “más del doble” que en los últimos cinco años en EE.UU., la UE, India y Brasil. Esto se debe a “entornos políticos favorables”, como la Ley de Reducción de la Inflación de EE.UU., pero también al “creciente atractivo económico” de estas tecnologías, sobre todo porque los consumidores buscan reducir sus facturas de electricidad

En 2023, casi todas las nuevas instalaciones eólicas y solares terrestres tenían costes de generación más bajos que las nuevas centrales de carbón y gas, mientras que alrededor de tres cuartas partes de ellas “ofrecían energía más barata que las instalaciones de combustibles fósiles existentes”, añadió.

La caída de los precios de los paneles, gracias al aumento de la capacidad de fabricación, hacontribuyó a mejorar la eficiencia de costos. Los precios al contado de los módulos solares en 2023 cayeron casi un 50 % en el año, ya que la capacidad de producción se triplicó con respecto a los niveles de 2021.

Según la AIE, es probable que alcance 1,1 TW este año y 1,3 TW en 2028. Las políticas de apoyo en EE.UU. y la India han dado lugar a una “expansión sin precedentes de la fabricación [solar]” en esos países, pero se espera que China conserve la parte del león de las cadenas de suministro mundiales, con un 80-95%, dependiendo del sector.

La AIE señaló los problemas de la eólica marina, relacionados con “las continuas interrupciones de la cadena de suministro, los costes más elevados y los largos plazos para la obtención de permisos”. Según la AIE, la inflación ha incrementado los costes de los equipos y los tipos de interés han aumentado los costes de financiación, mientras que la política ha tardado “relativamente poco en adaptarse”.

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, encabezó una reunión de trabajo con miembros de la comisión directiva e integrantes de la Cámara de Empresas PyMES Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) para abordar el impacto que tendría en el sector la aprobación de la Ley Ómnibus que impulsa el Gobierno Nacional.

Fue junto al ministro de Desarrollo Agrario, Javier Rodríguez; la jefa de Asesores, Cristina Álvarez Rodríguez; el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; y el vicepresidente primero de Centrales de la Costa Atlántica S.A., Diego Rozengard.

Estuvieron presentes el vocal de la CEPREB, Carlos Paredes; el revisor de cuentas de la entidad, Daniel Mónaco; y los representantes Juan Manuel Ritacco, Marcelo Michelini, César Cárdenas y María Camila Barbagelata.

“La Ley Ómnibus tendría consecuencias absolutamente negativas sobre toda la industria bonaerense de biodiesel, cuya particularidad es que está integrada por pymes que generan cerca de 800 puestos de empleo directo en el interior de la provincia”, sostuvo el ministro Javier Rodríguez.

Y añadió: “Este proyecto del Gobierno Nacional viene a destruir una idea fundamental para el desarrollo bonaerense como es la promoción de la industria y el agregado de valor”.

La política que impulsa el Gobierno Nacional impactaría sobre 11 plantas bonaerenses productoras de biodiesel que están distribuidas en ciudades como Bahía Blanca, Junín, Saladillo, Daireaux, Ramallo y Pilar. Se trata de un entramado pyme que surgió a partir de la sanción en 2006 de la Ley 26.093 de biocombustibles, la cual estableció cupos, precios y cantidad de cortes con el objetivo de promover la actividad y la industrialización en el interior del país.

En ese sentido, Ghioni resaltó que “se analizó la situación crítica en la que entraría el sector a partir de las políticas impulsadas por el Gobierno Nacional”. “Estas pymes quedarían directamente afuera, ya que sería imposible que pudieran competir con las grandes exportadoras que concentran la mayor parte del mercado”, agregó.

“La aprobación de la Ley Ómnibus significaría el cierre de las pymes del sector y la pérdida del trabajo de muchos bonaerenses: mientras que la legislación actual promueve el desarrollo en el interior del país, esta iniciativa busca quitarle volumen de producción a las pymes para entregárselo a los grandes productores”, subrayó Ritacco y concluyó: “La sanción de esta nueva ley nos pondría en situación de alerta y ante un riesgo muy elevado”.

. El ministro de Infraestructura, Guillermo Ferraro, afirmó que “en 2024 vamos a terminar todas las obras públicas que estan en ejecución, priorizando las que tienen mayor grado de avance”. La alusión es a una 2.300 obras de todo tipo y envergadura que quedaron activadas por el gobierno anterior.

El funcionario señaló además que “también se ejecutarán las obras que estan financiadas por organismos multilaterales como el BID, el CAF y el BM”, y estimó que para estos casos habría disponibilidad de unos 4.000 millones de dólares”.

Ferraro no dió detalles de estas obras, pero deberían estar contempladas las de infraestructura gasífera (como la reversión del gasoducto Norte) cuyas licitaciones fueron activadas por la estatal Enarsa durante el gobierno de Alberto Fernández.

Ferraro agregó que, por otra parte, “vamos a lanzar proyectos que tienen demanda de usuarios que pueden pagar y vamos a generar el ámbito para que se produzcan las inversiones del sector privado”.

El gobierno que encabeza Javier Milei anunció en su arranque la suspensión de inversiones del Estado en obras públicas. Ferraro impulsa en consecuencia, en el contexto de la Ley Omnibus que se analiza en la Cámara de Diputados, un proyecto de promoción de inversiones privadas en grandes obras que contiene una serie de condiciones especiales por 30 años en materia impositiva, cambiaria, de giro de dividendos, y hasta de resolución de controversias, entre otros aspectos.

Sostuvo que “proponemos un régimen de incentivos a proyectos de inversión que además busca generar empleos en los sectores involucrados: minerías, energía, transporte, tecnología”, entre los mas importantes.

El ministro sostuvo que “planteamos aislar el proyecto de inversion que se considere -de varios cientos de millones de dólares- de las multiples rigideces que hoy tienen en cuanto al regimen cambiario, impositivo, aduaneros, a modo de incentivos anuales con porcentajes de desarrollo que se deben cumplir en el primero y segundo año de ejecución. Hay activos elegidos como la producción de bienes de capital”.

El funcionario hizo hincapié en una estabilidad por 30 años de condiciones tales como una Reducción del Impuesto a las Ganancias al 25 por ciento.

. Una reducción del denominado Costo Argentino, Items que complican las inversiones.
. Un régimen de amortizaciones en 2 cuotas anuales de los bienes muebles y amortización acelerada para bienes de capital.
. Establecemos la disponibilidad de divisas y giro de dividendos: luego del tercer año permitimos girar el 100 por ciento de los dividendos.
. IVA: Hoy rige una devolución. Directamente No lo cobramos y se emite un certificado impositivo a las empresas.
. Impuesto a los débitos y créditos bancarios : para estos proyectos se puede aplicar para el pago del impuesto a las ganancias.
. Derechos de importación: Arancel cero.
. Derechos de exportación: para proyectos que generan exportación se eliminan en dos o tres años.
. Régimen cambiario: para lo producido por estos proyectos planeamos una liberación paulatina de las divisas. 20 por ciento en el primer año, 40 en el segundo, y la totalidad en el tercer año de las divisas que genera el proyecto.
. Plena disponibilidad de los productos que se comercializan (sin intervención del Estado). También sobre los activos utilizados en el proyecto.
. Garantizar la estabilidad de las reglas con categoría de derechos adquiridos.
. Se establece la posibilidad de transitar por una senda de panel técnico de arbitraje en el exterior en caso de conflictos.

Ferraro sostuvo que bajo este régimen “cada proyecto se encapsula, se le asigna un CUIT y se le asignan todos los incentivos descriptos”. “De aprobarse este capitulo de la ley, durante este año se va a generar una corriente de inversión muy grande”, insistió el ministro, que no obstante dijo no tener una lista de proyectos de iniciativa privada.

“El Estado se tiene que retirar económicamente de actividades en las que puede participar el sector privado. Toda obra de infraestructura grande, al servicio del sector productivo, se puede realizar desde el sector privado”, reiteró, y aludió a infraestructura ferroviaria, vial, portuaria, al servicio de la producción, por caso la hidrocarburífera y minera.

“El promedio de inversion en infraestructura en los ultimos diez años es del 1 por ciento del PBI. Se requieren 5 puntos del PBI anuales para avanzar”, puntualizó.

Ferraro explicó fundamentos en la reunión con Diputados, recibió cuestionamientos a la iniciativa y procuró responderlos.

. “Estamos tratando un proyecto dentro de lo que consideramos y afirmamos que es una emergencia, una de las situaciones más críticas que ha pasado nuestro país”.
. “No venimos a mejorar o a mejor administrar las estructuras de este sistema. Venimos a cambiar la estructura del sistema de obras de infraestructura. Es importante entenderlo de esa forma porque si no no se entendería el porqué de la cantidad y la intensidad de los cambios que el Poder Ejecutivo está proponiendo”.
. “Nosotros queremos cambiar este sistema perverso. Esto implica un cambio cultural que requiere una claridad en el planteo, perseverancia en el tiempo, y medidas y reglas que cambien al sistema”.
. “El cambio es para volver a ser un país normal, donde el empresario vuelva a serlo en el mejor sentido de la palabra: hay que preservarlo; es el que organiza el capital y los recursos humanos y el empleo”.
. “Escasean las divisas y la confianza hay que volver a ganársela. Se requiere un tiempo para que el sector privado se convenza de volver a ocupar ese rol de emprendedor, de organizador, y que el Estado al mismo tiempo, y esa es nuestra vocación, se retire de todo lo que puede hacer el sector privado y ocupe un rol orientador, y por supuesto retirar los obstáculos para que pueda funcionar esa creatividad del sector privado”.

Ferraro enfatizó que “Queremos generar un clima para inversiones en producción que sabemos que hoy están dispuestas a realizarse en el país”.

“Se trata de un proyecto para adelantar la toma de decisiones por parte de las empresas. No tenemos una lista de proyectos. En la actividad hemos sabido de interesados en invertir si se dan las condiciones de un país normal”, reiteró el funcionario procurando convencer.

. YPF completó el miércoles 10 la colocación de Obligaciones Negociables con vencimiento en 2031, luego de 4 años y medio desde su última emisión internacional. Se trata de una de las mayores emisiones de deuda de la compañía y representa la reapertura de los mercados internacionales para emisores corporativos argentinos, destacó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

Luego de recibir ofertas por más de U$S1.800 millones, la compañía decidió emitir obligaciones negociables por un valor de U$S 800 millones. El nuevo bono se encuentra garantizado con exportaciones, tiene vencimiento final en 7 años y una tasa de interés de 9,50 %, con un rendimiento del 9,75 por ciento.

La Compañía destinará los fondos obtenidos para la refinanciación de deuda y para financiar su plan de inversiones con foco en el desarrollo de Vaca Muerta y el crecimiento de la producción de hidrocarburos no convencionales, se indicó.

Los bancos internacionales Citibank, J.P. Morgan y Santander fueron los colocadores de esta transacción.

. El secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, reafirmó que a consideración del gobierno nacional “las tarifas de servicios como el gas y la electricidad deben reflejar el costo del suministro”, y que “el subsidio del Estado debe ser orientado a quien no pueda pagar la totalidad de dicho precio”. “Por ello hablamos de recomposicion tarifaria y de reasignación de los subsidios”, señaló.

“Necesitamos que el subsidio llegue a la gente que realmente lo necesite. Y se definirá una canasta básica energética (luz y gas) indispensable, no sólo para la persona sino del grupo conviviente. Será una canasta básica a cubrir que se define como una cantidad minima de kw y metros cúbicos mensuales cuyo precio sera determinada según las zonas”, añadió, y anticipó que “va a haber una audiencia pública por el tema subsidios a aplicar”.

El funcionario acudió a una nueva reunión de Comisiones de la Cámara de Diputados en la cual se consideran los contenidos del proyecto de Ley Omnibus referido a una muy diversa gama de temas que el gobierno nacional quiere que se apruebe antes de fin de mes, en el contexto de una declaración de emergencia y del requerimiento al Congreso de una delegación de facultades al Poder Ejecutivo por al menos dos años, para ejecutar su programa.

Para explicar tal diversidad asistieron en dos jornadas varios ministros y secretarios, entre ellos, el de Energía.

Chirillo se refirió a la política energética que impulsa la Administración Milei. Entre otras observaciones de los legisladores se plantearon interrogantes, entre ellos los referidos a la política tarifaria en general, y los criterios que se seguirán según regiones del país, incluídos los subsidios, y el destino de los fondos fiduciarios específicos.

También se habló sobre los derechos de las provincias en materia de regalías hidrocarburíferas, sobre la producción de biocombustibles, su régimen impositivo, niveles progresivos de mezcla con los combustibles fósiles, y la libre participación de las petroleras en este mercado de los bios cuando la mezcla supere la proporción de 18 % a mediano plazo.

Otras preguntas al Secretario fueron sobre el futuro de las concesiones de las centrales hidroeléctricas patagónicas (Comahue) que acaban de caducar. Sobre las concesiones hidrocarburíferas on y off shore, y las exportaciones de petróleo y de gas que el gobierno quiere aumentar fuertemente, en el contexto de la “seguridad energética” para el país, en lugar del autoabastecimiento, concepto que el gobierno desconsidera.

Algunas definiciones de Chirillo ante los diputados fueron:

. “Los fondos fiduciarios hoy destinados a subsidios ( zona fría; Foder (renovables) , FOTAE), con la recomposición de los subsidios quedarán subsumidos en el nuevo esquema.

. “YPF es YPF y el mercado de los combustibles es libre. No queremos que esta empresa sea reguladora del mercado”.

. Acerca de la infraestructura necesaria en transporte de electricidad en alta tensión y en gas natural.”Cuando el mercado de señales de precios habrá interés por invertir desde el sector privado. “Las inversiones estatales fueron insuficientes, tenemos que buscar mecanismos ágiles y creemos que la iniciativa privada puede ayudar”.

. La situacion que tenemos en el sector eléctrico es muy vulnerable y preocupante. Hay riesgo de cortes y a veces tenemos que importar electricidad de Brasil.

. El Estado financia-subsidia la generación.Eso lo pagan todos los usuarios del pais y la tarifa no puede cubrir los costos.

. El sistema de transporte de gas natural no es autosuficiente.Tenemos Vaca Muerta pero sólo explotamos el 6 por ciento de su potencial.

. Hoy el Estado esta cubriendo a traves de subsidios parte del Plan Gas Ar. a precios que no paga el usuario sino el Estado y las distribuidoras solo una parte.

. En momentos de pico de demanda necesitamos importar desde Bolivia a 10 dolares y los vendió a 1,82 dolares el MBTU. Y en Bahia Blanca importamos GNL a 15,50 y lo vendió a 2,60 dólares el MBTU. Hay 90 tipos de tarifas en gas.

. En materia de transición energetica no hemos logrado casi nada. No se cumplio la meta de generación con renovables.

. La situacion requiere medidas que se tomarán mediante decretos y leyes. Contamos con las leyes marco 24.065 y 24.676. y estamos pidiendo cambios para su actualización.

. El Estado no puede mas. Necesitamos recuperar confianza en la inversión pero esto va a costar. necesitamos transparencia en las resoluciones que se emitan . previsibilidad.

. En infraestructura estamos muy escasos y por eso se propone el régimen de iniciativa privada. necesitamos gasoductos, estaciones de GNL.

. Debemos fomentar la actualización de contratos de largo plazo, con un sendero de precios, tal como ocurre con el combustible, que estaba en 30 % del precio real.
. Necesitamos convertirnos en un país exportador de energia.

. En hidrocarburos proponemos un cambio sustancial. reconocer el derecho de las empresas a la libre comercializacion del petróleo y el gas. El Estado nacional podrá ejercer derecho a revisar ésa libre exportación cuando se produce un sobrecosto para el gas a nivel interno, pero está sujeto a una NO Objeción de las ventas por parte de la secretaría de Energia.

. Hay que realizar algunos cambios en la Ley 17.319 (De Hidrocarburos) referidas al rol del P.E.N. y/o de provincias sobre los recursos.

. El Estado libera el precio y ampliará el corte del biodiesel hasta el 15 por ciento en el 2026.

. En Etanol se mantiene el 12 por ciento, y luego un sendero hasta el 27 por ciento.
. Las petroleras podrán participar de la demanda excendente de biocombustible siempre que el corte ya esté en el 18 por ciento.

. Acerca de la normalización de los Entes Reguladores. Hace 30 años estaba bien tener un Enargas y un Enre. Hoy el planeamiento energético requiere la unificacion de los entes.

. Debemos maximizar la renta del sector hidrocarburos. Esto significa incrementar mucho la producción para poder exportar a la región y, en cuatro o cinco años producir y vender como GNL (construcción de Planta mediante).

. Todo eso no va a poner en riesgo asegurar el suministro interno pero eso no tiene nada que ver con el tema autoabastecimiento. En los últimos años tuvimos balanza comercial energética negativa en 30 mil millones de dólares. Algo hicimos mal”.

. Las conceciones hidroeléctricas (del Comahue) vencieron en agosto y diciembre. Ahora hay un periodo de transición que se puede extender por 12 meses y es a criterio de la Secretaría pedir que sigan operando. Los ríos son provinciales pero el aprovechamiento hidroeléctrico es parte de los activos que revierten al Estado nacional por Ley 15.336.

. Regalías hidrocarburíferas: Se dispone la aplicación de un factor del 15 % , que tal vez sea menor según el nivel de riesgo que presenta la exploración y explotación por caso en un proyecto off shore.

PLAN DEL GOBIERNO

Definido por Chirillo ante los legisladores:
Energía (10 puntos)

Respeta lo que está firmado, manteniendo la seguridad jurídica, sin afectar derechos adquiridos.

Revisa las funciones que el Estado hoy realiza en el sector energético tales como Estado regulador, Estado empresario, Estado asistencial, (cuando subsidia al consumo final y a actividades de la industria -producción de hidrocarburos o compra de combustible para generación eléctrica-)

A fin de recuperar la confianza en la inversión, introduce reglas claras y estables para el funcionamiento de los mercados, a fin de brindar las señales de precios adecuadas para la inversión «a riesgo», (export/import parity) reemplazando las actuales inversiones gobierno a gobierno

Establece la indispensable transparencia y previsibilidad de los actos normativos que se dicten por los órganos reguladores y la S.E para que sean conocidos con anticipación (calendario anual y participación de los agentes de la industria).

Establece un régimen común de ejecución de infraestructura energética permitiendo a la iniciativa privada que proponga proyectos a licitar, y en los que el riesgo empresario lo asume quien resulte adjudicatario del mismo.

Fomenta la contractualización a largo ​plazo de los mercados, cuya concreción estará en cabeza de los agentes de la industria.

Es un cambio en el que el Estado «cambie la mirada» para dejar de mirarnos para dentro, abrirnos al mundo y buscar la integración dentro de él, a través de las exportaciones firmes de largo plazo. El rol e importancia de la renovación de los Tratados de Protección de inversiones

Es un cambio que contempla un sendero de precios o periodo de transición para amortiguar en el impacto en el consumidor final.

Es un cambio que apunta a hacer eficiente la oferta (señales de precios) y dar incentivo de ahorro a la demanda, para bajar el costo o precio de generación y la tarifa asuma progresivamente el costo real de suministro, todo lo cual contribuirá con los objetivos de la transición energética.

Incentiva las inversiones para lo cual busca una mayor protección (estabilidad fiscal, el carácter de acuerdo de inversión, régimen de arbitraje internacional, para los contratos que se hagan con el Estado, estableciendo en los mismos los remedios frente a los incumplimientos, adquiriendo importancia de la renovación de los Tratados de Protección de inversiones.

China alcanzó en 2023 un récord de producción de petróleo y gas, gracias al impulso en la prospección y la explotación de combustibles fósiles por parte de las empresas locales, según la Administración Nacional de Energía del país asiático.

 La producción de petróleo crudo alcanzó los 208 millones de toneladas, un aumento de unas 3 millones de toneladas -alrededor del 1,46%- en comparación con 2022.

El organismo informó de un aumento “significativo” de la producción de petróleo en zonas marinas, que alcanzó los 62 millones de toneladas.

La producción de gas natural alcanzó los 230.000 millones de metros cúbicos, cifra que representa un aumento de 6% con respecto a 2022, según la analista Li Ziyue, citada por el diario local China Daily y que atribuyó el crecimiento al “aumento en China de la inversión en la prospección de petróleo y gas en los últimos años”.

La petrolera CNOOC anunció en último el descubrimiento de un nuevo pozo petrolífero y de gas con más de 100 millones de toneladas de crudo en el mar de Bohai, situado en el noreste de China.

Según CNOOC, la explotación china de los recursos de gas natural en alta mar avanza de forma constante hacia aguas ultra profundas.

 Por su parte, la petrolera china Sinopec descubrió en 2023 en la región occidental de Xinjiang un yacimiento de 1.700 millones de toneladas de petróleo, que podrían cubrir durante dos años la demanda nacional de China, que consume 800 millones de toneladas al año, explicaron entonces expertos locales.

EE.UU. aumentará su producción de crudo en 290.000 barriles por día (bpd) a un récord de 13,21 millones de bpd este año, dijo la EIA en su Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO).

Excluyendo a Angola que abandonó la OPEP+ este mes, la Administración de Información de Energía (EIA) pronosticó que la entente bajaría su producción en 620.000 barriles diarios hasta los 36,44 millones de barriles diarios el próximo año. Esta cifra es inferior a la media quinquenal de 40,2 millones de barriles diarios registrada antes de la pandemia de Covid-19.

Reuters reveló que la producción de la organización aumentó en diciembre, ya que los incrementos de Angola, Irak y Nigeria compensaron los continuos recortes de Arabia Saudí y otros miembros de la alianza más amplia.

Por la menor demanda de crudo Arabia Saudita empezó a recortar el precio oficial de venta (OSP) de febrero de su emblemático producto Arab Light a Asia hasta el nivel más bajo en 27 meses.

Si bien la producción estadounidense alcanzará nuevos récords en 2024 y 2025 gracias a la eficiencia de los pozos, el crecimiento se ralentizará desde el millón de barriles diarios de 2023 debido a la menor actividad de perforación.

Según la EIA, se espera que los precios del Brent de referencia mundial se sitúen en una media de 82 dólares por barril en 2024 y de 79 dólares en 2025, cerca de la media de 82 dólares de 2023.
 

Francia proyecta la puesta en marcha de nuevas capacidades de producción de energía nuclear para 2050 equivalentes a ocho reactores de la tecnología EPR, dos más de los previstos hasta ahora.

Se establece en un proyecto de ley que la meta es construir nuevos equipamientos que representen 13 gigavatios de potencia, lo que equivale a ocho reactores EPR, similar al que está construyendo la eléctrica estatal EDF en Flamanville.

Eso significa dos más que los anunciados hasta el momento, y su decisión formal tendrá que formalizarse en 2024-2025, precisó la ministra deTransición Energética, Agnès Pannier-Runacher, en una entrevista a la emisora France Info.

Al mismo tiempo, el Ejecutivo pretende con su proyecto de ley que la capacidad de producción nuclear en el horizonte de 2050 sea de al menos 63 gigavatios, lo que incluye los nuevos reactores, pero también el mantenimiento en servicio de buena parte del parque nuclear actual.

Ese parque está compuesto de 56 reactores en 18 centrales repartidas por todo el país que normalmente aportan cerca del 70% de la electricidad

En el texto, que se presentará en Consejo de Ministros entre finales de enero y comienzos de febrero, contempla como segundo pilar de la estrategia energética para la descarbonización un fuerte desarrollo de las renovables.

Así, en el caso de la eólica marina, el objetivo son 18 gigavatios de potencia instalada de aquí a 2035. Además, se pretende duplicar el ritmo de despliegue de nuevas capacidades de energía solar fotovoltaica para llegar a más de 75 gigavatios en 2035.

Francia se ha erigido en líder de una coalición de países pronucleares dentro de la Unión Europea, en la que actualmente hay 14 miembros y, para reforzarla, este lunes Pannier-Runacher viaja a la República Checa, donde tiene previsto ser recibida por el ministro de Industria, Josef Síkela. 

Opinión.

Acerca de la Emergencia Energética planteada por el Secretario de Energía, Eduardo Chirillo.

. El ex Secretario de Energía de la Nación Darío Martínez expresó que “el Plan Gas.Ar es tan virtuoso como lo reconoce todo el sector, que romper los contratos solo traerá aumentos injustificados de precios del gas para la economía argentina, y un desorden en el mercado interno muy nocivo”.

“No hay crisis en la producción de petróleo y gas. Por el contrario, se están batiendo récords permanentemente, de producción y actividad de perforación y fracturas, y todas las previsiones para estas variables y para las Inversiones apuntan a duplicar en un año los niveles actuales”.

Martínez afirmó que “el desarrollo de Vaca Muerta y el Plan Gas.Ar que le dio certeza, precio y Seguridad a las empresas, han generado récords permanentes de producción de Gas No Convencional, que impulsa permanentemente la producción total del País, y la ampliación de la concesión de Fénix, asegura los niveles de producción del Gas Offshore en Tierra del Fuego”.

El actual diputado provincial neuquino expresó que “en noviembre se alcanzó la producción de crudo mas alta de los últimos 19 años con 675 MMbbl/día, y sólo en Neuquén, en un año estaremos produciendo cerca de 800 mil barriles diarios”

“No hay crisis tampoco en el transporte de Hidrocarburos, y Chirillo también debería saberlo”.

“En materia de oleoductos está en marcha la obra privada más importante de la historia ejecutada por Oldelval y sus socios, que en un año va a duplicar la capacidad actual de transporte de crudo desde Vaca Muerta; YPF esta avanzando en el Oleoducto Vaca Muerta Norte, que potenciará el transporte hasta Mendoza y Chile, y otra empresa privada, OTASA, reacondicionó y puso en actividad el Oleoducto Transcordillerano que ya exporta 40 mil barriles diarios a Chile”.

“En materia de transporte de gas, nuestro gobierno dejó en funcionamiento la primera etapa del gasoducto Néstor Kirchner, y el plan de Obras Transport.Ar Producción Nacional que tienen por objeto alcanzar el autoabastecimiento con gas argentino de la demanda, en reemplazo de gas y líquidos importados, entre cuyas obras está la reversión del Gasoducto Norte, que, con buen tino, este gobierno está continuando”.

“El Plan Gas.Ar debe ser una política de Estado que el actual gobierno debería mantener, ya que los precios y las cantidades fueron fijados por la libre concurrencia de las productoras, los precios son altamente convenientes y con contratos de hasta 2028 que garantizan abastecimiento nacional y seguridad a las productoras para planificar sus inversiones. Romper esos contratos solo provocará un aumento injustificado de precios, y quizás ese sea el objetivo del gobierno de Milei”.

“Claro que hay mucho por hacer ya que pasamos de ser un país con petróleo y gas a un país petrolero y gasífero por el desarrollo de Vaca Muerta, pero eso no significa que estemos en crisis”.

Por último, “es obvio que tenemos visiones distintas respecto de la manera de subsidiar la tarifas y los niveles de las mismas, y quizás, sobre la financiación de las obras prioritarias, pero muchas de las obras de transporte de gas planificadas son de gran interés para las empresas productoras ya que su objetivo es la exportación y pueden encararlas a riesgo, y el Plan Gas.Ar es independiente del nivel de subsidio que el nuevo gobierno pretenda establecer”.

“Solo hace falta que la nueva gestión se ponga a la cabeza con planificación y seguridad jurídica, afiance el Plan Gas.Ar y convoque a las empresas productoras a ejecutar nuevas obras de transporte de hidrocarburos que, dados los precios y las posibilidades de exportación, tienen una altísima tasa de retorno”.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, sostuvo respecto del proyecto de ley ómnibus que impulsa el gobierno nacional que, en lo referido a las privatizaciones de 41 empresas que promueve, “Las empresas del Estado no se pueden privatizar en la situación en la que están”.

Y agregó que “⁠Antes, deben ser ordenadas, eficientizadas y declaradas sujetas a privatización, conforme el procedimiento actualmente vigente la Ley 23.696. De manera que se está observando la legalidad absoluta en ese sentido”, ratificó.

Chirillo expuso en el marco del plenario de Comisiones de la Cámara de Diputados de la Nación.

Se le consultó acerca de YPF, y de las centrales nucleares. También de Arsat y de Aerolíneas Argentinas, ya que el Secretario enfatizó en la necesidad de que el Congreso conceda las facultades delegadas que requiere la Administración Milei.

Casi no hubo precisiones sobre varias preguntas formuladas en relación a la cuestión energética. Pero el funcionario volverá a concurrir al plenario de Comisiones el miercoles 10 para responder.

Sí señaló acerca del rubro Hidrocarburos y la preocupación manifestada por gobernadores de provincias petroleras respecto del proyecto oficial, Chirillo sostuvo que “No hay ninguna intención de nacionalizar los recursos naturales que corresponden a las provincias. Ya está rectificado dentro de los cambios que estamos haciendo y conversado con los gobernadores”.

El funcionario defendió el denominado “Proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”. “Se comenzó a diseñar en febrero del año pasado con distintos integrantes en cada uno de los sectores”, afirmó.

Chirillo sostuvo que “se establecen nueve objetivos y principios que son la base de las facultades que se están delegando. No son objetivos y principios que se escriben porque sí. Se están pidiendo cosas específicas en un plazo más corto, es mucho más preciso y moderno respecto a todas las reformas de Estado anteriores”, remarcó.

“El Poder Ejecutivo necesita facultades para poder ordenar el sector público, achicarlo, por la multiplicidad de funciones y organismos que existen”, insistió.

El ministro del Interior, Guillermo Francos, sostuvo luego de una reunión con funcionarios de las provincias productoras de biocombustibles que “clarificamos que el porcentaje de corte de biocombustibles establecido en el proyecto Ley (ómnibus) es un piso que no va a reducirse y acordamos seguir conversando y analizando estos temas, que tienen impacto en las economías regionales de cada provincia”.

Este aspecto del proyecto alarmó a los gobiernos provinciales y Francos recibió a la vicegobernadora de Santa Fe, Gisela Scaglia, y a representantes de los gobiernos de Córdoba, Tucumán, Entre Ríos y Jujuy para analizar la situación en torno a las economías regionales, principalmente lo referido a los biocombustibles, tanto biodiesel como bioetanol.

Junto al secretario de Agricultura, Ganadería y Pesca, Fernando Vilella; al secretario de Interior, Lisandro Catalán; y al subsecretario de Combustibles e Hidrocarburos, Luis de Ridder; Francos indicó que durante el encuentro se pudieron “clarificar algunos temas que se habían comprendido mal del proyecto de Ley ‘Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos’ con relación al corte de bioetanol y de biodiesel, que tienen un fuerte impacto en la actividad de pequeñas y medianas empresas en cada distrito”.

Durante la reunión, que tuvo lugar en el salón de los escudos de Casa Rosada, también participó Mariela Beljansky, subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.
En el caso de Santa Fe, acompañaron a la vicegobernadora el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, la secretaria Energía, Verónica Geese; la secretaria de Comercio Exterior, Georgina Losada; y el subsecretario de Relaciones Institucionales, Juan Rodil.

Por parte de Córdoba, estuvieron presentes el ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, Pedro Dellarossa; el ministro de Agricultura y Ganadería, Sergio Busso; y el secretario de Planificación Energética, Sergio Mansur.

Y en representación de Tucumán, estuvieron presentes el ministro de Obras y Servicios Públicos, Santiago Yanotti; y el ministro de Economía y Producción, Daniel Abad.

Por parte de Entre Ríos, participaron el ministro de Desarrollo Económico, Guillermo Bernaudo; y la secretaria de Energía, Noelia Zapata; mientras que, de Jujuy, participó el secretario de Desarrollo Industrial y Comercial, Diego Suárez.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, anunció que habrá importantes modificaciones en el actual esquema de reducción de subsidios en las facturas del servicio de provisión de gas natural por redes, en el contexto de una reestructuración que además apunta a una Revisión Tarifaria Integral (RTI) en un plazo máximo de dos años, con incrementos transitorios en los valores de transporte y de distribución, además del precio del gas (PIST).

Chirillo fue el primer expositor en la Audiencia Pública 104, convocada por el interventor en el ENARGAS, Carlos Casares, para analizar la situación del sector, que contó además con presentaciones de las empresas TGN, TGS, MetroGas, Naturgy, Gasnor, Cammuzzi, Gas NEA, entre otras operadoras.

También participaron representantes de cooperativas subdistribuidoras, Asociaciones de Consumidores, Intendentes, y del sector industrial.

El secretario de Energía trazó un panorama de la situación que reviste el área energética, de la incidencia negativa que que la política de subsidios en el rubro ha significado en materia de déficit fiscal, y las razones del cambio que se propone el gobierno nacional.

“El esquema anterior tuvo ciertas falencias, puntualizó:
⦁ Los usuarios de N1, N2 y N3 siguieron recibiendo subsidios generalizados porque los precios fijados en los mercados mayoristas no cubrían el total de costos.
⦁ Superposición de los beneficiarios de planes sociales con estos subsidios. La mayoría categorizados como Nivel 2 (de bajos ingresos).
⦁ Falta de control del padrón de usuarios del ReNuT y coherencias o discrepancias con el RASE y la base de datos del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS)
⦁ El subsidio se otorga según las condiciones del contratante del suministro sin control del grupo conviviente”.
⦁
⦁ Chirillo señaló que la propuesta de cambio tiene cinco pilares fundamentales:
⦁ Determinar los ingresos totales del Grupo Conviviente en una unidad familiar. 
⦁ Determinar una “canasta energética básica” (electricidad+gas), que cubra las necesidades básicas e indispensables de las personas, la cual se determinará en una cantidad de MM3 o kwH/mes que sería el máximo de lo que se considera subsidiable (la Canasta Básica).
 
⦁ A los fines de determinar la canasta básica se establecerán tipos de consumos en distintas zonas del país.
 
⦁ Contrastar el costo de esas cantidades con el ingreso del grupo conviviente y limitar la incidencia de ese costo a un porcentaje del ingreso subsidiando la diferencia. “subsidio a situaciones de vulnerabilidad”
 
⦁ El subsidio que otorgará el Estado será el diferencial. Es cuando el precio de la canasta básica energética supera un porcentaje determinado de los ingresos totales del Grupo Conviviente.

⦁ Se propone el traslado gradual total del componente precio de gas PIST de las tarifas finales para la readecuación progresiva de subsidios.
⦁ Ese traslado gradual del PIST, el cual se adecua en función del precio que resulta del tipo de cambio, se propone realizar de la siguiente manera:
⦁ 33% desde el 1º de febrero de 2024 y
⦁ 33% desde el 1º de marzo de 2024.
⦁ 33% desde el 1° de abril de 2024. 
⦁ La readecuación de los subsidios para su focalización en el sector más vulnerable de la sociedad.
⦁ La implementación de un sistema más justo para garantizar el consumo básico energético a los usuarios residenciales que lo necesiten en función de sus ingresos.
⦁
⦁ La segmentación actual se mantiene hasta el 1° de abril de 2024. El nuevo esquema de subsidios entrará en aplicación a partir de dicha fecha, previa audiencia pública que se realizará al efecto.

⦁ Con esta propuesta se cumple con lo dispuesto por la CSJN en el fallo Cepis en tanto y en cuanto se otorga certeza, previsibilidad, gradualidad y razonabilidad a los nuevos cuadros tarifarios que resulten, señaló Rodriguez Chirillo.

El funcionario hizo referencia al DNU 55/2023 que declaró la emergencia energética y establece la reapertura de la RTI quinquenal. Hasta tanto podran aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas para garantizar el normal suministro a los usuarios.

Hizo hincapié además en la ley marco 24.076 que es la base para establecer la adecuación tarifaria. Esta deberá proveer a los transportistas ingresos para afrontar costos y una rentabilidad razonable. También, que el precio de venta de gas de las distribuidoras a los consumidores incluirá el costo de su adquisición.

“La interrupcion de revisiones tarifarias y el congelamiento de las tarifas llevaron a que éstas no cubran los costos, y a que las operadoras dejaran de hacer inversiones en la expansión del servicio”, señaló Chirillo.

Por la Administración anterior y la falta de señales adecuadas tenemos un sistema energético altamente desinvertido, una balanza comercial deficitaria. Rescató las iniciativas para incentivar la produccion de gas (Programa Gas Ar y Plan Gas Plus) para asegurar el abstecimiento del mercado interno. Y también que el Estado invirtió en el GPNK y procura inversión para la reversión del Gasoducto Norte.

“Se deberan adoptar medidas para que los usuarios paguen una tarifa justa y razonable, se asegure que la energia producida cubra la demanda, se revierta el deficit comercial del sector, y que el sector privado realice las inversiones para expandir la infraestructura”, describió.

A su turno, las empresas transportadoras y las distribuidoras coincidieron en señalar los retrasos tarifarios para cubrir sus respectivos servicios, la consecuente limitación en las inversiones realizadas, que en muchos casos se limitaron a garantizar el suministro en las condiciones de seguridad y eficiencia necesarias.

Por ello, coincidieron en señalar una pronta recomposición de lo que deberían percibir para recuperar tal atraso en relación a la evolución de los costos de sus insumos, y la fuerte diferencia a la baja entre lo que se han movido sus tarifas en los últimos años, comparado con la evolución de diversos índices de la economía.

Todas coincidieron, además, en señalar la necesidad de que el gobierno disponga una actualización mensual de los montos que perciben (VAD, VAT), en base a la evolución del Indice de Precios IPIM, un criterio que Energía comparte “para evitar nuevos retrasos a futuro”.

Las actualizaciones propuestas son por porcentajes que varían según las varias categorías de usuarios residenciales, y comerciales e industriales. y su incidencia en las facturas finales es proporcional a la incidencia que tiene en su integración cada componente tarifario.

En la conformación de la factura por el servicio de provisión de gas natural por redes el precio del gas representa 36 %, el transporte 12,5 %, la distribución 25 % , e impuestos 26,5 % aproximadamente.

A modo de referencia, cabe señalar que los ajustes por actualización propuestos en sus índices por las empresas promedian el 400 por ciento. El reflejo en las factura varía además según la región.

A los efectos de considerar el caso de una de las más importantes empresas del rubro cabe señalar que la propuesta de ajuste tarifario realizada por MetroGAS, operadora en la región del AMBA.

Se enmarca en las facultades conferidas por el decreto 55/2023 de adecuar transitoriamente las tarifas y ajustarlas periódicamente hasta tanto culmine el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI).

Representa un aumento punta a punta del 376,52 %, aplicable a partir del 1° de febrero de 2024 y tienen en cuenta que durante más de 4 años los aumentos que se dieron (marzo de 2021, junio 2022 y mayo 2023) se mantuvieron por debajo de la inflación.

“El porcentaje de actualización surge tomando el algoritmo de cálculo establecido en el Anexo V de la Resolución ENARGAS 4356/17, cuya base es el índice de febrero de 2018 versus el mismo índice a noviembre 2023 y estimando el incremento de costos del mes de diciembre 2023, según el Relevamiento de Expectativas de Mercado del Banco Central de la República Argentina (REM-BCRA) del 19,95 %, y descontando, obviamente, aquellos incrementos ya otorgados entre tales períodos”, describió la compañía al momento de la remisión de la propuesta al Enargas.

De esto resultaría que para los usuarios residenciales (R1 y R2), que representa el 80 % de los 2,4 millones de usuarios que tiene la compañía distribuidora, un incremento mensual promedio de 6.000 pesos. En cuanto al impacto en la factura también depende de lo que el gobierno compute el valor del gas (PIST), mas el transporte y los impuestos.

En los próximos días el Enargas deberá resolver el ajuste tarifario provisorio que regirá para este servicio a partir de febrero.

. La estatal Energía Argentina realizó la apertura de los sobres con las ofertas económicas correspondientes a la licitación del tercer renglón del proyecto para la Reversión del Gasoducto Norte. Se trata de una obra que permitirá transportar gas de Vaca Muerta al norte de nuestro país.

El tercer renglón está compuesto por la construcción de 50 de los 122 kilómetros del gasoducto de integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que tendrá un diámetro de 36 pulgadas. Las ofertas admitidas técnicamente fueron las presentadas por la empresa BTU, y la UT TECHINT-SACDE.

BTU presentó una oferta por $ 71.141.339.861 más IVA y una nota de descuento del 10,22 %, resultando un total de $ 63.870.694.927,93 más IVA. En tanto, Techint-Sacde ofreció $ 69.999.398.273,53 más IVA y una nota de descuento por 10,49 %, con cuya aplicación la cifra resultante es de $ 62.656.461.394,64 más IVA.

Estuvieron presentes Juan Carlos Doncel Jones, presidente de ENARSA, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente, Alberto Devoto, integrante del directorio, Carlos Casares, interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), además de representantes de las empresas oferentes.

La Reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y permitirá llevar el gas producido en Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, así como la conexión de hogares a las redes domiciliarias de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio en la región.

El gobierno nacional debe resolver las adjudicaciones, completar el financiamiento -ya que heredó el proyecto de 710 millones de dólares con un préstamo del CAF por 450 millones- y establecer cuando se iniciarán las obras ya que casi no hay margen de tiempo si se pretende que el ducto este en condiciones de suministrar el gas neuquino en el transcurso del próximo invierno.

TotalEnergies vendió por 3.400 millones de euros a la canadiense Couche Tard su red de estaciones de servicios ubicadas en Alemania, Países Bajos, Bélgica y Luxemburgo.
En Bélgica y Luxemburgo, las dos empresas se asociaron, de forma que la canadiense pasa a tener un 60% y TotalEnergies el 40% restante.

TotalEnergies precisó que seguirá aprovisionando todas esas estaciones durante cinco años a partir de sus refinerías de Amberes, en Bélgica, y de Leuna, en Alemania.
Cuando había anunciado la operación en marzo, había explicado que cedía las 1.198 estaciones de servicio de Alemania y las 392 de Países Bajos porque no era líder en esos mercados.

En cuanto a Bélgica y Luxemburgo, donde sí era “número uno”, su asociación con Couche Tard, de acuerdo con el objetivo planteado entonces, es “acelerar la transformación de esas redes maximizando sus ventas al margen de los carburantes de petróleo”.

China es el mayor comprador de gas natural licuado. Los envíos del combustible al país crecieron 12% en 2023 hasta alcanzar más de 70 millones de toneladas según Bloomberg

Aunque las entregas se mantienen por debajo de los niveles de 2021, debido en parte a alternativas más baratas, se espera que la nación impulse el crecimiento de la demanda mundial durante la próxima década.

Las importaciones chinas aumentarán casi un 20%, hasta 84 millones de toneladas en 2025, y 136 millones de toneladas en 2030, señaló Rystad Energy

Un aumento de los envíos a China antes de que la nueva oferta entre en funcionamiento a finales de esta década podría alterar el cuidadoso equilibrio del mercado del gas.
Las compras de GNL por parte de China podrían afectar el suministro en Europa después de la caída del flujo de gas natural por el gasoducto nordstream, aseguran los expertos

Según datos del Energy Institute, el gas sólo representa el 8,5% de la combinación energética total de China, lo que le deja mucho margen para crecer a medida que sustituye a alternativas más sucias como el carbón. En Japón, por el contrario, el gas representa una quinta parte del mix energético, mientras que en Estados Unidos es un tercio.
Los suministros de gas de Gazprom a China a través del gasoducto Power of Siberia alcanzaron los 22.700 millones de metros cúbicos el año pasado, por encima de los volúmenes contratados.

 Según el director de la empresa rusa, Alexéi Miller, solo este año Moscú entregará a China más de 22.500 millones de metros cúbicos de combustible, una cantidad que supera la estimada en el contrato entre ambos países.


El directivo agregó que la empresa suministrará a China 38.000 millones de metros cúbicos de gas en 2025, tal y como estipula el respectivo contrato.

En cuanto a las relaciones con países de Asia Central, Miller reveló que en 2024 Gazprom planea firmar contratos de 15 años de duración con Kazajistán, Kirguistán y Uzbekistán.

“Los contratos a medio plazo de quince años que acordamos con nuestros socios en Kirguistán, Kazajistán y Uzbekistán se firmarán a mediados del próximo año en el Foro Económico de San Petersburgo y el 1 de noviembre de 2025 comenzarán los suministros fiables y estables en virtud de esos acuerdos”, indicó.


El índice de referencia del carbón térmico chino, que ya cayó el año pasado, podría bajar aún más si el suave crecimiento de la demanda no contribuye a eliminar los excedentes del país.

A través de la Resolución 3/2024 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a una Audiencia Pública con el objeto de “poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto a las propuestas de las concesionarias del servicio público de transporte de energía eléctrica, tendientes a obtener una adecuación transitoria en la tarifa”.

La convocatoria es para el día 29 de enero de 2024 a las 8:30 horas, 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 en la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre.

El Interventor del ENRE, en el ejercicio de su cargo, tiene las facultades de gobierno y administración establecidas por la Ley (marco regulatorio) 24.065 y las asignadas en el decreto 55/2023, que declaró hasta el 31 de diciembre de 2024 la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal.

Dicho decreto instruyó a realizar el proceso de revisión tarifaria integral y estableció que hasta tanto culmine dicho proceso podrán aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio de energía eléctrica.

Las empresas convocadas a participar son : COMPAÑÍA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN TRANSENER (TRANSENER S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES (TRANSBA S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE LA PATAGONIA (TRANSPA S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL COMAHUE (TRANSCO S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL NORESTE ARGENTINO (TRANSNEA S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL NOROESTE ARGENTINO (TRANSNOA S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE CUYO (DISTROCUYO S.A.) y ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN (EPEN).

El procedimiento se regirá por el Reglamento de Audiencias Públicas aprobado por Decreto 1172/2003 adoptado por Resolución del ENRE 30/2004. La Audiencia Pública será presidida por el Interventor del ENRE, Darío ARRUÉ y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por Pablo LEONI y Víctor AGÜERO pudiendo designar funcionarios competentes en su reemplazo.

Podrá participar en la Audiencia Pública toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el Procedimiento de Audiencia Pública aprobado por Decreto 1172/2003.

Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería mediante el instrumento legal correspondiente -debidamente certificado-, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre. A tales fines deberán inscribirse vía Web en el correspondiente Registro de Participantes.

La resolución habilita, “a partir de las CERO HORAS del día 8 de enero de 2024 y hasta las 23:59 h del día 24 de enero de 2023, el Registro de Participantes” al que se podrá acceder a través de la página web https://www.argentina.gob.ar/enre.

Quien solicite participar como expositor en la Audiencia Pública deberá manifestarlo en el Formulario de Inscripción, realizando un resumen que refleje el contenido de la exposición; pudiendo adjuntar, en archivo PDF, un informe de la exposición a realizar.

En la Audiencia Pública, las personas físicas que se hayan inscripto como participantes tendrán derecho a UNA (1) intervención oral de CINCO MINUTOS (5 min) y los representantes de las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas que se hayan inscripto como participantes, tendrán derecho a UNA (1) intervención oral de DIEZ MINUTOS (10 min).

El informe de cierre conteniendo la descripción sumaria de las intervenciones e incidencias de la Audiencia Pública, sin apreciación alguna sobre su contenido, se publicará en el Boletín Oficial de la República Argentina y en la página web del ENRE (www.argentina.gob.ar/enre) en el plazo de 10 días, contados desde la finalización de la Audiencia Pública, que no tiene carácter resolutivo.

El artículo 16 de la Resolución comunica la realización de la Audiencia pública a la Secretaría de Energía, a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), a las asociaciones de usuarios registradas en el Registro Nacional de Asociaciones de Consumidores (RNAC) de la Subsecretaría de Defensa del Consumidor , a la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR), a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA), a la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (AGUEERA), a la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA) y a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos (ADERE), a la Defensoría del Pueblo de la Nación y a la Dirección Nacional de Defensa del Consumidor.

Asimismo, la Resolución invita a participar de la Audiencia a los intendentes de los municipios pertenecientes al área de concesión, así como también las defensorías del pueblo de la Provincia de Buenos Aires y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a Audiencia Pública para el 26 de enero, y se realizará de manera virtual, con el objeto de poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto a las propuestas de las concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica, EDENOR S.A. y EDESUR S.A., tendientes a obtener una adecuación transitoria en la tarifa.

Convocada a través de la resolución 2/2024, la Audiencia Pública se celebrará el día antes indicado a las 08:30 h, 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 en la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre.

En los considerandos de la R-4 el ENRE refiere que el PEN, mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 55/2023, declaró hasta el 31 de diciembre de 2024 la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal.

También se puntualiza que el mencionado decreto determinó el inicio de la revisión tarifaria conforme al artículo 43 de la Ley 24.065 correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y estableció que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la RTI no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024.

Además, mediante el artículo 6 se estableció que el Interventor del ENRE, en el ejercicio de su cargo, tendría las facultades de gobierno y administración establecidas por la Ley 24.065, entre las cuales incluyó, en su inciso b), la de realizar el proceso de revisión tarifaria señalada y estableció que hasta tanto culmine dicho proceso podrán aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio de energía eléctrica.

El gobierno nacional impulsará una nueva reducción de los subsidios del Estado a las tarifas de este servicio, que se aplicaría a partir de febrero próximo.

El procedimiento se regirá por el Reglamento de Audiencias Públicas aprobado por Decreto 1172 de diciembre de 2003, adoptado por Resolución del ENRE 30/2004, y según las instrucciones contenidas en el sitio web antes indicado.

La Audiencia Pública será presidida por el Interventor del ENRE, Darío Oscar ARRUÉ y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por María Cristina TONNELIER y Marcelo Ángel BIACH pudiendo designar funcionarios competentes en su reemplazo, quienes serán asistidos por el Jefe de la Asesoría Jurídica Sergio Enrique BERGOGLIO y/o su alterna Liliana Beatriz GORZELANY y/o quienes ellos designen en su reemplazo.

Podrá participar en la Audiencia Pública toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el Procedimiento de Audiencia Pública aprobado por Decreto 1172/2003, adoptado por Resolución ENRE 30/2004.

La resolución convocante a la Audiencia Pública señala que EDENOR S.A. y EDESUR S.A. deberán presentar su propuesta de adecuación tarifaria, teniendo en cuenta los indicadores de calidad de servicio determinados en el Subanexo 4 de las Resoluciones ENRE 63 y 64 ambas de fecha 31 de enero de 2017, sus modificatorias Resoluciones ENRE 524 y 525 ambas de fecha 25 de octubre de 2017, y en la Resolución ENRE 65 de fecha 25 de febrero de 2022, detallando, asimismo, el plan de inversiones a realizar durante el año 2024.

Las propuestas deberán ser presentadas en el plazo de CINCO (5) días corridos de notificada la resolución 2/2024.

El artículo 16 de la norma oficializada instruye sobre la convocatoria a la Audiencia a la Secretaría de Energía, a la CAMMESA, a las asociaciones de usuarios registradas en el Registro Nacional de Asociaciones de Consumidores (RNAC) de la Subsecretaría de Defensa del Consumidor, a la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR), a la ADEERA), a la AGUEERA), a la AGEERA) y a la Asociación de entes reguladores eléctricos ADERE, a la Defensoría del Pueblo de la Nación, y a la Dirección Nacional de Defensa del Consumidor.

También se invita a participar a los intendentes de los municipios pertenecientes al área de concesión, así como también las defensorías del pueblo de la Provincia de Buenos Aires y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería mediante el instrumento legal correspondiente -debidamente certificado-, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre.

A tales fines deberán inscribirse vía web en el correspondiente Registro de Participantes. Completados los requisitos y validados por el organismo se remitirá la constancia de inscripción al correo electrónico declarado.

El artículo 8 de la resolución que convoca a la Audiencia determinó habilitar, a partir de las CERO HORAS (00:00 h) del 8 de enero y hasta las 23:59 h del día 23 de enero de 2024, el Registro de Participantes al que se podrá acceder a través de la página web https://www.argentina.gob.ar/enre. Deberán aportar un resumen del informe de la presentación que realizarán.

En la Audiencia Pública, las personas físicas que se hayan inscripto como participantes tendrán derecho a UNA (1) intervención oral de cinco minuos (5 min) y los representantes de las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas que se hayan inscripto como participantes, tendrán derecho a UNA (1) intervención oral de diez minutos.

El informe de cierre conteniendo la descripción sumaria de las intervenciones e incidencias de la Audiencia Pública, sin apreciación alguna sobre su contenido, se publicará en el Boletín Oficial de la República Argentina y en la página web del ENRE (www.argentina.gob.ar/enre) en el plazo de 10 días, contados desde la finalización de la Audiencia Pública.

El Centro Azucarero Argentino (CAA) advirtió que hay dos iniciativas en el proyecto de ley que el Poder Ejecutivo puso a consideración del Congreso que ponen en riesgo de subsistencia a la principal actividad productiva del Noroeste Argentino. 

“Creemos que la derogación de la ley 25.715 es un grave error, porque ella no significa una protección del azúcar sino una preservación de la producción y del mercado interno frente a fluctuaciones severas de los precios en el mercado mundial, donde representamos menos del 1% y no tenemos ninguna incidencia. El mercado internacional del azúcar es uno de los más regulados del mundo, por los subsidios, el dumping y restricciones de todo tipo de algunos países, que perjudican a los productores no subsidiados, como los argentinos, que es precisamente lo que neutraliza la ley 25.715”, comunicó la entidad empresaria. 

Y agrega que “El CAA exhorta a los diputados y senadores nacionales a no aprobar el artículo 59 del citado proyecto y evitar así lo que será un golpe irreversible para una cadena de valor integrada por 19 ingenios, 16 destilerías de alcohol y 6.000 productores cañeros independientes, que emplean en forma directa a 57.355 trabajadores, y una vasta red de proveedores, fraccionadores y distribuidores”.

“Igualmente grave es la modificación que se impulsa de la Ley de Biocombustibles 27.640 (arts. 307 a 315), que rompe un régimen que tiene previsto, por ley, vigencia hasta el año 2030, es decir, se afrenta la seguridad jurídica con que se realizaron inversiones y se desarrolla la producción de Bioetanol de caña de azúcar, puntal decisivo del sostenimiento económico de la actividad azucarera”, señalaron. 

Entre los cambios que impulsa el proyecto, se destaca la libre importación de bioetanol para su mezcla con naftas, la habilitación a las petroleras para producirlo y autoabastecerse o comprarlo a precio libre -a pesar de la posición dominante de tres empresas que compran el 95% del bioetanol a 20 elaboradoras-, elimina la participación equilibrada en el abastecimiento por parte de las elaboradoras de bioetanol y hasta faculta a la autoridad a reducir el porcentaje de mezcla del 12% con una simple decisión administrativa.

“Consideramos que el proyecto puede ser mejorado, orientado a una Convergencia Técnica con el Mercosur, se mantengan las condiciones actuales para la mezcla del 12% con bioetanol de producción nacional y se contemple su incremento a un rango de entre 18% y 27% con mecanismos de competencia abierta. Para ello, haremos las contribuciones necesarias para que los diputados y senadores nacionales introduzcan cambios al proyecto de ley y se evite destruir un sistema de combustibles limpios que tantas inversiones significaron y tantos beneficios aportan para el agregado de valor a la producción regional, el medio ambiente y el entramado socioeconómico del Noroeste Argentino”, señalaron. 

Las petroleras YPF, Raízen (Shell), y Axion, las mas importantes operadoras en el mercado local de combustibles, ajustaron al alza los precios de las naftas y gasoils que comercializan en las estaciones de servicio de sus marcas en un promedio país de 26 % desde el miércoles 3 de enero.

Este porcentaje de actualización vino a sumarse al 37 % aplicado el miercoles 13 de diciembre, y al 15 % (Shell y Axion) y 20 % (YPF) promedio que ajustaron el viernes 8 de diciembre, en una recomposición cuya dinámica depende de las empresas del sector, en un contexto de fuerte devaluación del peso en relación al dólar, superior al 110 por ciento, y en el cual el gobierno nacional ha ratificado que no intervendrá en el mercado.

Con los nuevos precios el litro de combustible anota un incremento promedio que supera el 80 por ciento en el último mes. Y cabe referir que en la segunda quincena de noviembre los precios de estos combustibles se habían ajustado 10 % promedio en el marco del inicio de la recomposición post elecciones.

Incide además en estos ajustes la actualización periódica de los precios de los biocombustibles que las petroleras deben comprar para su mezcla proporcional obligatoria con los hidrocarburos.

Con esta consideración los nuevos precios de referencia por marcas en bocas de expendio ubicadas dentro de la Ciudad de Buenos Aires son: Para YPF, $ 699 para el litro de Nafta Súper; $ 862 para la Infina Nafta; $ 736 para el Diesel 500 y $ 938 para el Infinia Diesel.
En el caso de los combustibles Shell, en CABA la Nafta Súper pasó a costar $ 762; la VP Nafta $ 916; el Diesel Evolux $ 891, y el VP Diesel $1.010 el litro.

Por su parte, en estaciones de servicio con la marca Axion de CABA el litro de Nafta Súper pasó a costar $ 761; la Quantium Nafta $ 915; y el Diesel Quantium 1.010 pesos.

Cabe referir que los precios de estos combustibles registran una importante variación al alza en importantes localidades y ciudades del resto del país por razones de mercado.
A manera de ejemplo cabe referir que, en estaciones de servicio Shell ubicadas en la denominada “costa balnearia bonaerense” el litro de Nafta Súper cuesta $ 862; el Diesel Evolux $ 895; El VP Diesel y el VP Nafta cuestan $ 1.040 el litro.

En E.S de la marca YPF la Nafta Súper cuesta $ 845 el litro; la Nafta Infinia $ 1.025; el Diesel 500 $ 849, y el Infinia Diesel $ 999 el litro.

Resta saber que criterio aplicará el gobierno respecto de la vigencia o la eliminación del denominado Barril Criollo que las refinadoras vienen pagando a un precio diferencial menor (56 dólares) respecto de la cotización internacional del crudo (70/75 dólares).

También, respecto de la actualización de impuestos específicos (ICL-CO2) que gravan a estos combustibles y que el gobierno anterior no venía aplicando procurando aletargar la inflación. .

Acerca de la producción de Bioetanol, y ante el proyecto de modificación de la ley de biocombustibles, El Centro Azucarero Argentino y la Cámara de Bioetanol de Maíz propusieron a la Secretaría de Energía un plan de desarrollo alineado con las políticas de descarbonización del transporte, introduciendo mecanismos de competencia y de libre mercado.

“Creemos que, en lo relacionado a Bioetanol, el Proyecto de Ley del Ejecutivo presenta numerosos inconvenientes por lo que queremos abrir el debate con ejes que incluyan más valor agregado federal, más sustentabilidad, y más desarrollo en un marco de mayor competencia y desregulación de la actividad”, dijeron las entidades en un comunicado.

Las cámaras señalaron asimismo que “es igualmente importante respetar todas las condiciones actuales de producción y comercialización para aquellos que invirtieron bajo el actual régimen, garantizando la plena seguridad jurídica de las empresas, una condición sine qua non para el desarrollo de cualquier país”.

“Es con este espíritu constructivo que realizaremos todas las contribuciones necesarias para que las revisiones que se realicen al proyecto de ley de bioetanol redunden en progresos ciertos para la producción, el medio ambiente y el entramado socioeconómico de la Argentina”, agregaron.

El proyecto del sector privado propone una Convergencia Técnica con el Mercosur, llevando el contenido mandatorio de bioetanol de producción nacional a un rango de entre 18 % y 27 %, con mecanismos de competencia abierta, tanto en volumen como en precio, y habilitar un mercado libre de bioetanol para cortes superiores al 27 %.

Las veinte plantas elaboradoras de bioetanol de caña de azúcar y de maíz, radicadas en siete provincias argentinas, son el resultado de más de 1.000 millones de dólares de inversión en el marco de normas que estimularon el uso de bioetanol para contribuir eficazmente a una reducción emisiones en el transporte vehicular, agregar valor a las materias primas y avanzar en una mayor soberanía energética, afirmaron Jorge Feijoo Presidente del Centro Azucarero Argentino, y Patrick Adam, Director Ejecutivo de la Cámara de Bioetanol de Maiz.